Embed Size (px)
Citation preview
UNIVERSIDAD VERACRUZANA FACULTAD DE INGENIERÍA MECÁNICA Y ELÉCTRICA
“REQUISITOS MINIMOS PARA INSPECCIÓN, EVALUACIÓN
Y MANTENIMIENTO DE DUCTOS MARINOS EN PEMEX”
MONOGRAFÍA
Que para obtener el título de: INGENIERO MECÁNICO ELECTRICISTA
PRESENTA:
ALFREDO CASTILLO AGUILAR
DIRECTOR:
MTRA. MARTHA EDITH MORALES MARTÍNEZ
XALAPA-ENRÍQUEZ, VER. MARZO 2013
“Requisitos mínimos para Inspección, Evaluación y Mantenimiento de Ductos Marinos en PEMEX”
Página 2 de 134
“Requisitos mínimos para Inspección, Evaluación y Mantenimiento de Ductos Marinos en PEMEX”
Página 3 de 134
Índice. Introducción. .......................................................................................................................... 5
Capítulo 1
Petróleos Mexicanos. .................................................................................................... 6
Antecedentes. .................................................................................................................... 7
Misión. ................................................................................................................................ 7
Visión. ................................................................................................................................. 7
Proposito de Pemex. .......................................................................................................... 8
Estructura Organica. .......................................................................................................... 8
Ley Organica. ...................................................................................................................... 9
Codigo de Conducta. .......................................................................................................... 9
Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios............................................................. 10
Instalaciones petroleras. .................................................................................................. 19
Productos. ........................................................................................................................ 19
Capítulo 2
Normas y Leyes. .......................................................................................................... 21
Ley de Petróleos Mexicanos. ........................................................................................... 22
ISO 13623:2009. ............................................................................................................... 22
NMX-B-482-1991: Capacitación, Calificación y Certificación de personal de ensayos
No destructivos. ............................................................................................................... 22
NRF-004-PEMEX-2011: Proteccion con recubrimiento Anticorrosivos para Instalaciones
Superficiales de Ductos. ................................................................................................... 23
NRF-005-PEMEX-2009: Protección Interior de Ductos con Inhibidores. ......................... 24
NRF-013-PEMEX-2009: Diseño de Lineas Submarinas en el Golfo de Mexico. ............... 25
NRF-026-PEMEX-2009: Proteccion con recubrimientos anticorrosivos para tuberias
Enterradas y sumergidas. ................................................................................................. 29
NRF-047-PEMEX-2009: Diseño, Instalación y Mantenimiento de los Sistemas de
Proteccion Catódica. ........................................................................................................ 29
NRF-060-PEMEX-2009: Inspeccion de ductos de transporte mediante equipos
instrumentados. ............................................................................................................... 30
Capítulo 3
Ductos Marinos. .......................................................................................................... 31
“Requisitos mínimos para Inspección, Evaluación y Mantenimiento de Ductos Marinos en PEMEX”
Página 4 de 134
Partes de un Ducto Marino. ............................................................................................. 33
Clasificación de un Ducto Marino. ................................................................................... 35
Capítulo 4
Requisitos mínimos para Inspección, Evaluación y Mantenimiento de Ductos Marinos
En PEMEX . .................................................................................................................. 45
Inspección. ....................................................................................................................... 47
Inspección Externa Inicial (T0). ........................................................................................ 49
Inspección Externa (T1). ................................................................................................... 51
Inspección Externa con Equipo de Operación Remota (T2). ........................................... 51
Inspección Externa con Pruebas no Destructivas (T3). .................................................... 54
Inspección Interna con equipo Instrumentado (T4). ....................................................... 55
Inspección Especial Ocasional. ......................................................................................... 56
Inspección Especial de Seguimiento . .............................................................................. 56
Evaluación. ....................................................................................................................... 58
Estabilidad Hidrodinamica. .............................................................................................. 58
Análisis de Flexibilidad. .................................................................................................... 65
Esfuerzo de Curvatura. ..................................................................................................... 67
Pandeo Local. ................................................................................................................... 68
Análisis de Vorticidad. ...................................................................................................... 69
Análisis por Fatiga. ........................................................................................................... 71
Protección Catódica. ........................................................................................................ 72
Evaluación de Daños. ....................................................................................................... 72
Mantenimiento. ............................................................................................................... 77
Mantenimiento Preventivo. ............................................................................................. 77
Mantenimiento Correctivo. ............................................................................................. 78
Conclusiones. ................................................................................................................... 85
Definiciones y Terminologías. .......................................................................................... 86
Abreviaturas y Simbologia. .............................................................................................. 89
Anexos. ............................................................................................................................. 90
Bibliografia y Referencias. .............................................................................................. 134
“Requisitos mínimos para Inspección, Evaluación y Mantenimiento de Ductos Marinos en PEMEX”
Página 5 de 134
Introducción
La ingeniería es el conjunto de conocimientos y técnicas científicas aplicadas a la creación,
perfeccionamiento e implementación de estructuras (tanto físicas como teóricas) para la
resolución de problemas que afectan la actividad cotidiana de la sociedad.
Su función principal es la de realizar diseños o desarrollar soluciones tecnológicas a
necesidades sociales, industriales o económicas.
Funciones del ingeniero
1. Administración: Participar en la resolución de problemas. Planificar, organizar,
programar, dirigir y controlar la construcción y montaje industrial de todo tipo de
obras de ingeniería.
2. Investigación: Búsqueda de nuevos conocimientos y técnicas, de estudio y en el
campo laboral.
3. Desarrollo: Empleo de nuevos conocimientos y técnicas.
4. Diseño: Especificar las soluciones.
5. Producción: Transformación de materias primas en productos.
6. Construcción: Llevar a la realidad la solución de diseño.
7. Operación: Proceso de manutención y administración para optimizar
productividad.
8. Ventas: Ofrecer servicios, herramientas y productos
Ética profesional
Los ingenieros deben reconocer que la vida, la seguridad, la salud y el bienestar de
la población dependen de su juicio. Y que siempre la vida se encuentra por encima
del bien material
Los ductos para conducción de hidrocarburos localizados en el mar, están sujetos a
condiciones ambientales y operacionales que llegan a ocasionarles daños; tal es el caso de
la corrosión y daños producidos por agentes externos, entre los que se encuentran las
abolladuras, muescas, grietas, rayones, laminaciones, etc., todos estos daños, van en
detrimento de la resistencia del tubo a la presión interna del trabajo.
La seguridad en la operación de las instalaciones petroleras es de vital importancia, sobre
todo cuando se detecta un daño en un ducto, debe evaluarse su resistencia remanente, a
fin de determinar las acciones de mantenimiento preventivo o correctivo, que restablezcan
el factor de seguridad y basado en probabilidades de falla aceptados por la industria
petrolera internacional que garantice integridad mecánica durante la vida útil del sistema.
Por lo anterior, la ejecución de los programas de inspección, evaluación y mantenimiento a
las líneas submarinas instaladas en el golfo de México ha sido una de las tareas
permanentes que PEMEX/Inspección y Mantenimiento ha desarrollado, lo anterior con la
finalidad de que estas líneas operen de forma segura y continua a lo largo de su vida de
servicio.
“Requisitos mínimos para Inspección, Evaluación y Mantenimiento de Ductos Marinos en PEMEX”
Página 6 de 134
CAPITULO 1
PETRÓLEOS MEXICANOS
“Requisitos mínimos para Inspección, Evaluación y Mantenimiento de Ductos Marinos en PEMEX”
Página 7 de 134
1. PEMEX.
1.1 Antecedentes.
Petróleos Mexicanos es un organismo descentralizado, creado por Decreto el 7 de junio
de 1938, con fines productivos, personalidad jurídica y patrimonio propios, con domicilio en
el Distrito Federal que tiene por objeto llevar a cabo la exploración, la explotación,
producción de hidrocarburos y su transformación, conforme a lo dispuesto en La Ley de
Petróleos Mexicanos, la condición central y dirección estratégica de la industria petrolera.
PEMEX opera por conducto de un corporativo y cuatro organismos subsidiarios:
Pemex Exploración y Producción
Pemex Refinación
Pemex Gas y Petroquímica Básica
Pemex Petroquímica
Petróleos Mexicanos es la mayor empresa de México y de América Latina, y el mayor
contribuyente fiscal del país. Es de las pocas empresas petroleras del mundo que desarrolla
toda la cadena productiva de la industria, desde la exploración, hasta la distribución y
comercialización de productos finales.
1.2 Misión
La misión de PEMEX Exploración y Producción (PEP) es maximizar el valor económico a
largo plazo de las reservas de crudo y gas natural del país, garantizando la seguridad de
sus instalaciones y su personal, en armonía con la comunidad y el medio ambiente. Sus
actividades principales son la exploración y explotación del petróleo y el gas natural; su
transporte, almacenamiento en terminales y su comercialización de primera mano; éstas se
realizan cotidianamente en cuatro regiones geográficas que abarcan la totalidad del
territorio mexicano: Norte, Sur, Marina Noreste y Marina Suroeste
1.3 Visión
Ser reconocida por los mexicanos como un organismo socialmente responsable, que
permanentemente aumenta el valor de sus activos y de los hidrocarburos de la nación, que
es ágil, transparente y con alto nivel de innovación en su estrategia y sus operaciones.
PEMEX orgullo de México y de los petroleros, se ha convertido en una de las empresas
estatales más competitivas del mundo, ya que opera en forma oportuna, moderna,
transparente, eficiente y eficaz, con estándares de excelencia y honradez.
La economía nacional ha dado un giro gracias a que PEMEX, a través de sus alianzas con
la industria, se ha posicionado como palanca del desarrollo nacional generando altos
índices de empleo.
Su tecnología de vanguardia le ha permitido aumentar sus reservas y reconfigurar su
plataforma de exportación, vendiendo al exterior crudo de mayor calidad y valor, además de
ser autosuficiente en gas natural.
Abastece materias primas, productos y servicios de altísima calidad a precios competitivos.
Cuenta con una industria petroquímica moderna y en crecimiento.
“Requisitos mínimos para Inspección, Evaluación y Mantenimiento de Ductos Marinos en PEMEX”
Página 8 de 134
PEMEX es una empresa limpia y segura, comprometida con el medio ambiente, su alta
rentabilidad y moderno régimen fiscal le han permitido seguir siendo un importante
contribuyente al erario público, cuyos recursos se utilizan en beneficio del país.
1.4 Propósito de PEMEX.
“Maximizar el valor económico de los hidrocarburos y sus derivados, para contribuir al
desarrollo sustentable del país.”
1.5 Estructura orgánica
El Consejo de Administración de Petróleos Mexicanos determinara la estructura
organizacional y operativa para la mejor realización del objeto y actividades del organismo
en su ámbito técnico, comercial e industrial. Petróleos Mexicanos contara con las unidades
que requiera para el mejor cumplimiento de su objeto en términos de lo que disponga su
Estatuto Orgánico.
Petróleos Mexicanos será dirigido y administrado como se muestra en la tabla 1.5.1
Tabla 1.1 Estructura Organizacional y Operativa en PEMEX
CONSEJO DE ADMINISTRACIÓN DE PETRÓLEOS MEXICANOS
CONSEJERO PROFESIONAL
CONSEJERO PROFESIONAL
CONSEJERO PROFESIONAL
CONSEJERO PROFESIONAL
Director General de Petróleos Mexicanos
ABOGADO GENERAL
Coordinador Ejecutivo de la Dirección General de Petróleos Mexicanos
Coordinador de Asesores de la Dirección General de Petróleos Mexicanos
DIRECCIÓN CORPORATIVA DE TECNOLOGÍA DE INFORMACIÓN Y PROCESOS
DE NEGOCIO
DIRECTOR CORPORATIVO DE ADMINISTRACIÓN
DIRECTOR CORPORATIVO DE FINANZAS
DIRECTOR CORPORATIVO DE OPERACIONES
GERENTE DE COMUNICACIÓN SOCIAL
Secretario Particular de la Dirección General de Petróleos Mexicanos
TITULAR DEL ÓRGANO INTERNO DE CONTROL DEPENDENCIA JERÁRQUICA
Y FUNCIONAL DE LA SECRETARÍA DE LA FUNCIÓN PÚBLICA
Asesor "A"
Fuente: www.pemex.com
El Consejo de Administración de Petróleos Mexicanos se compondrá de quince miembros
propietarios, a saber:
“Requisitos mínimos para Inspección, Evaluación y Mantenimiento de Ductos Marinos en PEMEX”
Página 9 de 134
I. Seis representantes del Estado designados por el Ejecutivo Federal;
II. Cinco representantes del Sindicato de Trabajadores Petroleros de la Republica
Mexicana, que deberán ser miembros activos del mismo y trabajadores de planta de
Petróleos Mexicanos, y
III. Cuatro consejeros profesionales designados por Ejecutivo Federal, mismos que
representaran al Estado y serán servidores públicos.
1.5.1 ORGANIGRAMA PEMEX
Figura 1.1 Organigrama de Pemex
Fuente: www.pemex.com
1.6 Ley Orgánica.
Pemex y los órganos subsidiarios se sujetaran en primer término a lo establecido en la Ley
de Petróleos Mexicanos, la cual fue publicada en el Diario Oficial de la Federación el 28 de
noviembre de 2008, su Reglamento y, solo en lo no previsto, a las disposiciones legales que
por materia corresponda. Esta ley es de interés público, tiene su fundamento en los
artículos 25, 27 y 28 de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos.
Este ordenamiento tiene como objeto regular la organización, el funcionamiento, el control y
la rendición de cuentas de Petróleos Mexicanos.
1.7 Código de Conducta.
El Código de conducta de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios, es una guía que
sirve para resolver dilemas éticos o de conducta en la organización, contribuye a cumplir
“Requisitos mínimos para Inspección, Evaluación y Mantenimiento de Ductos Marinos en PEMEX”
Página 10 de 134
con la visión y objetivos; en su contenido está presente la filosofía de los petroleros, capaz
de orientar el comportamiento de todos los que integramos la industria petrolera estatal.
A continuación se señalan los elementos del entorno con los que la institución interactúa,
frente a los que reconocen una responsabilidad y fundamenta su actuar y decidir en relación
a ellos:
1. Integrantes de la Industria
2. Sindicato
3. Clientes
4. Proveedores, Contratistas y prestadores de servicios
5. Distribuidores
6. Medio Ambiente
7. Seguridad
8. Comunidades
9. Sociedad
10. Gobierno
11. Familia
1.8 Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios
PEMEX opera por conducto de un corporativo y cuatro organismos subsidiarios:
1.8.1 Corporativo de Petróleos Mexicanos.
Petróleos Mexicanos coordina las acciones institucionales de los Organismos Subsidiarios y
Empresas Filiales de Pemex Petroquímica, para cumplir con las estrategias vinculadas a
sus programas de producción y enfocados al crecimiento de la calidad de sus productos.
Petróleos Mexicanos busca adoptar un modelo de dirección por calidad, para maximizar el
valor de sus operaciones, innovar y mejorar continuamente su gestión, crear redes de valor
que contribuyan a fortalecer sus finanzas, así como reducir el ejercicio del gasto público.
Asimismo, tiene como objetivos otorgar atención médica a sus trabajadores y
derechohabientes con calidad y eficiencia, mejorar la calidad y rentabilidad en materia de
telecomunicaciones y mantener la conducción corporativa en la administración de la
seguridad industrial y protección ambiental en la empresa.
1.8.2 Pemex Exploración y Producción.
La misión de PEMEX Exploración y Producción (PEP) es maximizar el valor económico a
largo plazo de las reservas de crudo y gas natural del país, garantizando la seguridad de
sus instalaciones y su personal, en armonía con la comunidad y el medio ambiente. Sus
actividades principales son la exploración y explotación del petróleo y el gas natural; su
transporte, almacenamiento en terminales y su comercialización de primera mano; éstas se
realizan cotidianamente en cuatro regiones geográficas que abarcan la totalidad del
territorio mexicano: Norte, Sur, Marina Noreste y Marina Suroeste.
“Requisitos mínimos para Inspección, Evaluación y Mantenimiento de Ductos Marinos en PEMEX”
Página 11 de 134
PEP a nivel mundial ocupa el tercer lugar en términos de producción de crudo, el primero en
producción de hidrocarburos costa fuera, el noveno en reservas de crudo y el doceavo en
ingresos.
La estrategia para mejorar el desempeño, en el corto y mediano plazo, ha sido la de adoptar
las mejores prácticas de la industria en términos de esquemas de negocios, procesos,
productividad, medio ambiente y seguridad industrial en las operaciones; también se ha
fortalecido la capacidad de ejecución y se ha revitalizado la actividad exploratoria, a fin de
lograr que PEMEX Exploración y Producción se convierta en la empresa petrolera más
exitosa del siglo XXI.
PEP opera con cuatro regiones:
•Región norte
•Región sur
•Región noreste
•Región suroeste
Las cuales se organizan en activos.
Los activos son la unidad de negocio encargada fundamentalmente de maximizar el valor
económico del activo, mediante la explotación racional de los yacimientos, optimizando los
costos de operación y logrando mayor eficiencia en las inversiones, para cumplir con los
programas de producción y distribución de aceite, gas y condensado, aplicando las normas
y procedimientos de seguridad, protección ambiental y ecología.
1.8.2.1 Región Norte.
La región norte tiene una extensión aproximadamente de 1.8 millones de kilómetros
cuadrados, conformada por una porción terrestre y otra marina. Se localiza en la parte Norte
de la Republica Mexicana, colindando al norte con los estados unidos de América, al sur
con el Rio Tesechoacán, al Oriente con la isobata de 500 metros del Golfo de México y al
Occidente con el Océano Pacifico.
“Requisitos mínimos para Inspección, Evaluación y Mantenimiento de Ductos Marinos en PEMEX”
Página 12 de 134
Figura 1.2 La Region Norte esta constituida por una parte continental y otra marina
“Requisitos mínimos para Inspección, Evaluación y Mantenimiento de Ductos Marinos en PEMEX”
Página 13 de 134
Administrativamente, la región está conformada por cuatro activos integrales, Aceite
Terciarios del Golfo, de reciente creación, Burgos, Poza Rica-Altamira y Veracruz, y cuyas
actividades están enfocadas al desarrollo y optimización de la explotación de los campos
existentes, mientras que las actividades de incorporación de reserva y evaluación están a
cargo del Activo Regional de Exploración.
Figura 1.3 Ubicación geografica de los activos integrales que conforman la Region Norte
La región se mantiene como la principal productora de gas natural y donde se desarrolla la
mayor actividad en lo que a desarrollos de campo se refiere. Asimismo, de nueva cuenta la
Región norte es la más importante en cuanto a reservas probables y posibles de aceite y
gas natural del país.
1.8.2.2 Región Sur.
La región sur tiene una superficie aproximada de 390 mil kilómetros cuadrados y se ubica
en la porción Sur de la República Mexicana. Al norte colinda con el Golfo de México; al
noroeste con la Región norte en el paralelo 18° y el rio Tesechoacán. Al este limita con el
Mar Caribe, Belice y Guatemala y al Sur con el Océano Pacifico. La región comprende 8
estados de la república: Guerrero, Oaxaca, Veracruz, Tabasco, Campeche, Chiapas,
Yucatán y Quintana Roo, como se observa en la figura.
“Requisitos mínimos para Inspección, Evaluación y Mantenimiento de Ductos Marinos en PEMEX”
Página 14 de 134
Figura 1.4 Cobertura geografica de la Region Sur.
Actualmente está conformada por un Activo Regional de Exploración y cinco activos
integrales: Bellota-Jujo, Cinco Presidentes, Macuspana, Muspac y Samaria-Luna. Los
campos adicionales, resultado de las actividades exploratoria, son Rabasa y Teotleco. En
particular, el Activo Integral Cinco Presidentes posee el mayor número de campos con 43, lo
que equivale a 27.6 por ciento del total regional.
“Requisitos mínimos para Inspección, Evaluación y Mantenimiento de Ductos Marinos en PEMEX”
Página 15 de 134
Figura 1.5 Ubicación geografica de los activos integrales que conforman la Region
Sur. Oaxaca, Veracruz, Tabasco, Campeche, Chiapas, Yucatan y Quintana Roo.
1.8.2.3 Región Marina Noreste.
Esta región se ubica en el Sureste de la República Mexicana, e incluye parte de la
plataforma continental y del talud del Golfo de México. Abarca una extensión de 166,000
kilómetros cuadrados y se localiza en aguas territoriales nacionales frente a las costas de
los estados de Campeche, Yucatán y Quintana Roo. Como se muestra en la siguiente la
figura 1.6:
“Requisitos mínimos para Inspección, Evaluación y Mantenimiento de Ductos Marinos en PEMEX”
Página 16 de 134
Figura 1.6 La Región Marina Noroeste se localiza dentro de las aguas
territoriales nacionales frente a las costas de Campeche, Yucatan y Quinta Roo
Actualmente esta región cuenta con dos activos integrales: Cantarell y Ku-Maloob-Zaap,
con ubicación geográfica:
Figura 1.7 Ubicación geografica de los activos integrales de la Region Marina Noroeste
“Requisitos mínimos para Inspección, Evaluación y Mantenimiento de Ductos Marinos en PEMEX”
Página 17 de 134
Estos activos integrales administran 25 campos, Once de los cuales presentan reserva
remanente pero no están en producción, Kambesah y Után en el Activo Integral Cantarell, y
Ayatsil, Baksha, Kayab, Nab, Numán, Pit, Pohp, Tson y Zazil-Ha, en el activo integral Ku-
Maloob-Zaap.
1.8.2.4 Región Marina Suroeste.
En años recientes, la Región Marina Suroeste se ha caracterizado por los descubrimientos
de volúmenes importantes de reservas de hidrocarburos, contribuyendo así al logro de las
metas de reposición de reservas, establecidas tanto a nivel regional como nacional. La
región se ubica en aguas territoriales que comprenden la plataforma y talud continental del
Golfo de México. Su extensión cubre un área superior a 352 390 kilómetros cuadrados.
Hacia su porción Sur, colinda con los estados de Veracruz, Tabasco y Campeche, hacia el
Este con la Región Marina Noroeste, y al norte y poniente está limitada por las aguas
territoriales nacionales, como se aprecia en la Figura 1.8:
Figura 1.8 La Región Marina Suroeste se ubica en aguas marinas de la plataforma y
del talud continental del Golfo de México.
La estructura organizacional esta constituida por los activos integrales Abkatún-Pol-Chuc,
Litoral de Tabasco y Holok-Temoa. Este ultimo de reciente creación, se incorporo con el
propósito fundamental de desarrollar y administrar los campos ubicados en isobatas
superiores a 500 metros. Adicionalmente, la región Marina Suroeste cuenta con un activo de
“Requisitos mínimos para Inspección, Evaluación y Mantenimiento de Ductos Marinos en PEMEX”
Página 18 de 134
exploración, el cual cambio su nombre de Activo Regional de Exploración por el de Activo
de Exploración Plataforma Continental Sur. La figura 1.9 muestra su ubicación geográfica.
Figura 1.9 Ubicación geografica de los activos integrales que conforman la Región Marina Suroeste.
Actualmente la región administra 66 campos con reservas remanentes, 17 de ellos con
producción de aceite ligero y supe ligero, así como gas asociado, es decir, existe una
proporción importante de campos por desarrollar. Cabe hacer mención de este censo de
capos, están incluidos 2 nuevos campos, que manifiestan los resultados positivos de los
trabajos exploratorios de la región, y evidenciando al mismo tiempo un área de oportunidad
para mantener e incrementar la producción e hidrocarburos a nivel regional y nacional.
1.8.3 PMI Comercio Internacional, S.A. de C.V.
PMI es el brazo comercial de PEMEX en el mercado internacional. Con operaciones en todo
el mundo, PMI maneja las importaciones y exportaciones de crudo y derivados de PEMEX,
abasteciendo diversos mercados alrededor del mundo.
Buscamos establecer relaciones mutuamente benéficas con nuestros clientes, proveedores
y socios comerciales para así obtener una posición duradera en el mercado. Somos
reconocidos como socios justos y confiables por todas las compañías con las que
“Requisitos mínimos para Inspección, Evaluación y Mantenimiento de Ductos Marinos en PEMEX”
Página 19 de 134
realizamos negocios. Nuestra meta es ser exitosos desarrollando relaciones de negocios
permanentes.
1.9 Instalaciones petroleras
Figura 1.10 Mapa Interactivo de las Instalaciones Petroleras
1.10 Productos.
Figuar 1.11 Productos elaborados por PEMEX
Algunos productos elaborados por PEMEX son:
“Requisitos mínimos para Inspección, Evaluación y Mantenimiento de Ductos Marinos en PEMEX”
Página 20 de 134
Petróleo crudo (Maya, Istmo y Olmeca) y gas natural.
Pemex Premium UBA: Gasolina de bajo contenido de azufre y mayor octanaje,
formulada para automóviles con convertidor catalítico y motores de alta relación de
compresión.
Pemex Magna: Gasolina sin plomo formulada para automóviles con convertidor
catalítico y en general motores de combustión interna a gasolina con requerimientos,
por lo menos, de 87 octanos.
Pemex Diesel: Combustible utilizado en motores de combustión interna para
vehículos de carga y transportes de pasajeros.
Diesel Marino Especial: Combustible para embarcaciones con motores a Diesel.
Diesel Industrial Bajo Azufre: Combustible de uso industrial con bajas emisiones de
contaminantes.
Combustóleo: Combustible utilizado en procesos industriales en quemadores,
calentadores, calderas, generadores de energía eléctrica y embarcaciones mayores.
Gasavión: Combustible utilizado para aeronaves equipados con motores del ciclo
Otto.
Turbosina: Combustible utilizado en los aviones con motores de turbina o a
reacción.
Parafinas: Materias primas utilizadas en la fabricación de aceites lubricantes y otros
insumos de uso industrial.
Otros: Gasnafta, Gasolvente, Coque de Petróleo, Citrolina, Asfaltos y Lubricantes
Básicos.
“Requisitos mínimos para Inspección, Evaluación y Mantenimiento de Ductos Marinos en PEMEX”
Página 21 de 134
CAPITULO 2
NORMAS Y LEYES
“Requisitos mínimos para Inspección, Evaluación y Mantenimiento de Ductos Marinos en PEMEX”
Página 22 de 134
2.1 LEY DE PETRÓLEOS MEXICANOS
Esta ley es de interés público, tiene su fundamento en los artículos 25, 27 y 28 de la
Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos. Tiene como objeto regular la
organización, el funcionamiento, el control y la rendición de cuentas de Petróleos
Mexicanos, creado por Decreto publicado el 7 de Junio de 1938, así como fijar las bases
generales aplicables a sus organismos subsidiarios.
Petróleos mexicanos y los organismos subsidiarios que se constituyan se sujetaran, en
primer término, a lo establecido en esta ley, su Reglamento y, solo en lo previsto, a las
disposiciones legales que por materia corresponda. Los organismos subsidiarios también se
sujetaran a las disposiciones de los respectivos decretos del Ejecutivo Federal.
2.2 ISO 13623:2009
Especifica los requisitos y da recomendaciones para el diseño, materiales, construcción,
pruebas, operación, mantenimiento y abandono de los sistemas de tuberías utilizados para
el transporte en la industria del petróleo y de gas natural.
Se aplica a los sistemas de ductos en tierra y costa afuera, la conexión de los pozos,
plantas de producción, plantas de procesamiento, las refinerías e instalaciones de
almacenamiento, incluyendo cualquier sección de una tubería construida dentro de los
límites de dichas instalaciones con el fin de su relación. Una figura se muestra la extensión
de los sistemas de tuberías cubiertas por la norma ISO 13623:2009.
Se aplica a las tuberías rígidas, metálicas. Esto no es aplicable para las tuberías flexibles o
aquellas construidas a partir de otros materiales, tales como el vidrio, plásticos reforzados.
Es aplicable a todos los sistemas de tuberías nuevos y se pueden aplicar a las
modificaciones realizadas a los ya existentes. No se pretende que se aplique con carácter
retroactivo a los sistemas de tuberías existentes.
Describe los requisitos funcionales de los sistemas de tuberías y proporciona una base para
su diseño, construcción, pruebas, operación, mantenimiento y abandono.
2.3 NMX-B-482-1991: Capacitación, Calificación y Certificación de personal de
ensayos no destructivos.
Esta norma Oficial mexicana se emplea para evaluar y documentar la capacidad técnica del
personal que realiza, testifica, supervisa y evalúa los ensayos no destructivos.
Esta norma establece un sistema para la capacitación, calificación y certificación de
personal que efectúa ensayos no destructivos en la industria, utilizando cualquier de los
siguientes métodos:
a) Inspección por electromagnetismo (Corrientes de Eddy)
“Requisitos mínimos para Inspección, Evaluación y Mantenimiento de Ductos Marinos en PEMEX”
Página 23 de 134
b) Inspección por líquidos penetrantes.
c) Inspección con partículas magnéticas.
d) Inspección con radiografía industrial
e) Inspección con ultrasonido industrial.
f) Inspección visual
g) Inspección de hermeticidad
h) Inspección por emisión acústica
i) Neutrografia
Ensayo no destructivo
Es la aplicación de métodos físicos indirectos que tienen por finalidad verificar la sanidad de
un material, sin alterar de forma permanente sus propiedades físicas, químicas, mecánicas
o dimensionales.
2.4 NRF-004-PEMEX-2011: Protección con Recubrimientos Anticorrosivos a
Instalaciones Superficiales de Ductos.
Esta norma establece las especificaciones y requisitos que deben cumplir los sistemas de
recubrimientos, preparación de superficies, aplicación, inspección y los criterios de
aceptación de los servicios relacionados con los sistemas de recubrimiento s anticorrosivos,
para las instalaciones superficiales de ductos que transportan hidrocarburos y sus
derivados.
Esta norma no aplica para instalaciones superficiales de ductos cuya temperatura de
operación este fuera del rango de -40 a 315 °C.
Esta norma solo aplica a sistemas de ductos de tubería de acero al carbón.
Los sistemas genéricos de recubrimientos que contempla esta norma son como se muestra
en la tabla 2.1:
“Requisitos mínimos para Inspección, Evaluación y Mantenimiento de Ductos Marinos en PEMEX”
Página 24 de 134
Tabla 2.1 Sistemas genericos de recubrimiento
NUMERO SISTEMA GENÉRICO
TEMPERATURA
MÁXIMA DE
OPERACIÓN (°C)
1
Epóxido catalizado de altos solidos
+
Epóxido modificado
+
Poliuretano modificado
-5 a 90
2
Inorgánico de zinc base solvente
+
Epóxido catalizado de altos solidos
+
Poliuretano
-5 a 90
3
Inorgánico rico en Zinc, autocurante base
solvente
+
Polisiloxano Acrílico
o
Polisiloxano Epóxido altos solidos
-5 a 90
4 Elastómero de poliuretano -20 a 120
5 Poliuretano (medias cañas) 0 a 120
6 Polietileno-hule butílico -34 a 83
7 Ceras microcristalinas de petróleo -40 a 60
8
Epóxido liquido 100% solidos
+
Poliuretano
-5 a 135
9 Fibra de vidrio reforzada (medias cañas) 0 a 130
10 Galvanizado en frio -29 a 177
11 Metalizado de aleación de zinc y aluminio
(85%Zn, 15%Al) -50 a 135
12 Galvanizado de zinc por inmersión en caliente -50 a 200
Fuente: Obtenido de la norma NRF-004-PEMEX-2011
Esta norma de referencia es de aplicación general y observancia obligatoria en la
adquisición o contratación de bienes y servicios relativos a las actividades de selección,
suministro, aplicación de lo sistemas de recubrimientos anticorrosivos para instalaciones
“Requisitos mínimos para Inspección, Evaluación y Mantenimiento de Ductos Marinos en PEMEX”
Página 25 de 134
superficiales de ductos que transportan hidrocarburos y sus derivados, que lleven a cabo los
centros de trabajo de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios. Por lo que debe ser
incluida en los procesos de contratación: licitación pública, invitación a por lo menos tres
personas o adjudicación directa, como parte de los requisitos que debe cumplir el
proveedor, contratista o licitante.
2.5 NRF-005-PEMEX-2009: Protección Interior de Ductos con Inhibidores.
Esta norma de referencia establece los requisitos mínimos que deben cumplir los
materiales, inspección y pruebas de laboratorio para inhibidores de corrosión, así como la
contratación de los servicios para la selección del sitio e instalación de puntos de evaluación
de la velocidad de corrosión e inyección de inhibidores, mantenimiento a los sistemas de
evaluación y protección interior mediante la aplicación continua de inhibidores de corrosión
instalados en los sistemas de transporte de hidrocarburos por ductos, terrestres,
submarinos, nuevos y existentes de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios.
Esta norma incluye los ductos de recolección, distribución y transporte de hidrocarburos y
sus derivados, agua o salmura.
Es de aplicación general y observancia obligatoria en la adquisición de inhibidores de
corrosión, contratación de los servicios de instalación, inspección y mantenimiento de los
sistemas de evaluación de la corrosión y protección interior con inherentes, que se realizan
en los sistemas de transporte por ducto de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios.
Por lo que debe ser incluida en los procedimientos de contratación: licitación pública,
invitación a cuando menos tres personas o adjudicación directa, como parte de los
requisitos que debe cumplir el proveedor, contratista o licitante.
2.6 NRF-013-PEMEX-2009: Diseño de Líneas Submarinas en el Golfo de México.
Esta norma de referencia establece los requisitos mínimos para el diseño de ductos marinos
de tubería de acero al carbón para las siguientes condiciones:
Temperatura hasta 150 °C (302 °F).
Presiones hasta 351.5 kg/cm2 (5000 lb/pulg2).
Profundidad hasta 200 m (656.17 pies) en la Sonda de Campeche y Litoral Tabasco.
Profundidades hasta 100 m (328.09 pies) en la Región Norte y Lankahuasa.
Tanto entre plataformas como en la llegada a la costa, así como en interconexiones con
líneas existentes pozos submarinos. A fin de garantizar su integridad ante diferentes efectos
mecánicos e hidrodinámicos, con el propósito de reducir la posibilidad de la pérdida de
vidas humanas, daño ecológico, perdidas económicas y daño físico de las instalaciones
durante su vida útil. Cubre consideraciones generales para el diseño así como la
clasificación de los ductos de acuerdo a la zonificación y al tipo de fluido que transporta, Se
“Requisitos mínimos para Inspección, Evaluación y Mantenimiento de Ductos Marinos en PEMEX”
Página 26 de 134
indican las expresiones y los factores de seguridad que se deben utilizar para las diferentes
solicitaciones a las que ésta sujeta la línea. Incluye los criterios para la estabilidad
hidrodinámica tanto en la fase de instalación como en la fase de operación, así como los
parámetros oceanográficos que se deben utilizar de acuerdo a las diferentes regiones del
Golfo de México.
Esta norma no es aplicable a tuberías flexibles o tuberías fabricadas de otros materiales
como plásticos reforzados con fibra de vidrio.
Esta norma es de aplicación general y observancia obligatoria en la contratación de los
servicios objeto de la misma, que lleven a cabo los centros de trabajo de Petróleos
Mexicanos y Organismos Subsidiarios. Por lo que, debe ser incluida en los procedimientos
de contratación; licitación pública, invitación a cuando menos tres personas, o adjudicación
directa, como parte de los requisitos que debe cumplir el proveedor, contratista o licitante.
Esta norma es aplicable en el diseño de líneas submarinas localizadas en el Golfo de
México, en las profundidades y zonas delimitadas por las coordenadas que se indican a
continuación y que se muestran en la figura.
Coordenadas Geográficas.
N19° 00’, W93° 30’, N18° 26’ Y W92° 00’ (Litoral Tabasco), hasta 200 m (656.17
pies)
N20° 10’, W92° 40’, N18° 55’ Y W91° 55’ (Sonda de Campeche), hasta 200 m
(656.17 pies)
N20° 42’, W97° 31’, N22° 18’ Y W96° 56’ (Zona Norte), hasta 100 m (328.09 pies)
N20° 30’, W96° 53’, N20° 40’ Y W96° 39’; N20° 10’, W96° 14’ Y N19° 59’, W96° 29’
(Zona Lankahuasa), hasta 100 m (328.09 pies).
Coordenadas UTM, de acuerdo al North American Datum of 1927 (datos para Norte
América de 1927). Información basada en el elipsoide Clarke 1866.
Coordenadas UTM.
X=447 373,74; Y=2 100 776,37; X=605 606,89; Y=2 038 279,81 (Litoral Tabasco).
X=534 832,24; Y=2 229 827,27; X=614 084,44; Y=2 091 831,16 (Sonda de
Campeche).
X=654 482,43; Y=2 289 517,91; X=712 908,04; Y=2 467 246,73 (Zona Norte).
X=720 748,47; Y=2 268 106,98; X=744 826,52; Y=2 286 894,87;
X=789 192,66; Y=2 232 200,77; X=763 353,54; Y=2 211 483,01; (Zona Lankahuasa).
“Requisitos mínimos para Inspección, Evaluación y Mantenimiento de Ductos Marinos en PEMEX”
Página 27 de 134
Figura 2.1 Zona de aplicacion de la norma
Los lineamientos de diseño que se establecen en este documento aplican para la
zonificación de líneas submarinas que se indican en la figura 2.2:
“Requisitos mínimos para Inspección, Evaluación y Mantenimiento de Ductos Marinos en PEMEX”
Página 28 de 134
Figura 2.2 Linea submarina
Figura 2.3 Zonificacion de una linea submarina.
“Requisitos mínimos para Inspección, Evaluación y Mantenimiento de Ductos Marinos en PEMEX”
Página 29 de 134
2.7 NRF-026-PEMEX-2008: Protección con Recubrimientos Anticorrosivos para
Tuberías Enterradas y/o Sumergidas.
Esta norma de referencia establece los criterios generales y requisitos mínimos de calidad
que deben cumplir los materiales durante su aplicación, inspección y pruebas de los
sistemas de recubrimientos anticorrosivos exteriores para ductos de acero enterrados y/o
sumergidos en zonas lacustres (cruces de ríos, laguna, esteros, entre otros) y sus interfaces
(tierra-Aire y Agua-Aire), que pertenecen a Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios,
en los siguientes casos:
Sistemas de Ductos de nueva construcción
Mantenimiento de los sistemas de ductos existentes
Esta norma de referencia no incluye la selección del sistema de recubrimiento anticorrosivo
a aplicarse en una tubería determinada; la decisión de la selección del sistema anticorrosivo
es responsabilidad del área usuaria. El sistema de recubrimiento anticorrosivo seleccionado
se debe incluir en las bases técnicas de concurso correspondientes.
Esta norma es de aplicación general y observancia obligatoria en la adquisición de los
recubrimientos anticorrosivos y contratación del suministro y aplicación de los
recubrimientos anticorrosivos para ductos de aceros enterrados y/o sumergidos, que lleven
a cabo los centros de trabajo de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios. Por lo
que, debe ser incluida en los procedimientos de contratación; licitación pública, invitación a
cuando menos tres personas, o adjudicación directa, como parte de los requisitos que debe
cumplir el proveedor, contratista o licitante
2.8 NRF-047-PEMEX-2007: Diseño, Instalación y Mantenimiento de los Sistemas de
Protección Catódica
Esta norma incluye los requisitos para el diseño, materiales, instalación, pruebas y
mantenimiento de sistemas de protección catódica, a través de ánodos galvánicos o
sistemas de corriente impresa, para proteger contra la corrosión a tuberías enterradas (en
lecho marino y áreas terrestres) o sumergidas en cuerpos de aguas dulce, salobre, marino y
para subestructuras de plataformas marinas, muelles, embarcaderos y monoboyas,
utilizados en las actividades de producción, transporte, distribución, comercialización y
procesamiento de hidrocarburos y sus derivados en Petróleos Mexicanos y Organismos
Subsidiarios.
Esta norma es de aplicación general y observancia obligatoria en la contratación de los
servicios de diseño, instalación y mantenimiento de los sistemas de protección catódica que
se realicen en los centros de trabajo de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios.
“Requisitos mínimos para Inspección, Evaluación y Mantenimiento de Ductos Marinos en PEMEX”
Página 30 de 134
Por lo que, debe ser incluida en los procedimientos de contratación; licitación pública,
invitación a cuando menos tres personas, o adjudicación directa, como parte de los
requisitos que debe cumplir el proveedor, contratista o licitante.
2.9 NRF-060-PEMEX-2006: Inspección de Ductos de Transporte mediante Equipos
Instrumentados.
Esta norma establece los requisitos para la contratación del servicio de inspección por
medio de equipos instrumentados que se realicen en los sistemas de ductos para transporte
de hidrocarburos líquidos o gaseosos.
Esta norma es de aplicación general y observancia obligatoria en la contratación de los
servicios de inspección interior con equipo instrumentado que realicen o pretendan realizar
los centros de trabajo de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios. Por lo que, debe
ser incluida en los procedimientos de contratación; licitación pública, invitación a cuando
menos tres personas, o adjudicación directa, como parte de los requisitos que debe cumplir
el proveedor, contratista o licitante.
“Requisitos mínimos para Inspección, Evaluación y Mantenimiento de Ductos Marinos en PEMEX”
Página 31 de 134
CAPITULO 3
DUCTOS MARINOS
“Requisitos mínimos para Inspección, Evaluación y Mantenimiento de Ductos Marinos en PEMEX”
Página 32 de 134
Un ducto marino es una estructura formada por tubos y accesorios, los cuales están unidos a sus extremos. Su función es transportar los hidrocarburos de una plataforma a otra, a tierra o monoboyas.
Figura 3.1 Ductoas marinos
Materiales.
“Requisitos mínimos para Inspección, Evaluación y Mantenimiento de Ductos Marinos en PEMEX”
Página 33 de 134
Tubería. La tubería que se utilice en el diseño de ductos marinos debe cumplir con lo establecido en la norma de referencia NRF-001-PEMEX-2007, tanto para servicio de hidrocarburos amargos como no amargos. Accesorios. Las bridas, conexiones soldables, espárragos, tuercas, empaques y demás accesorios utilizados en las líneas submarinas de transporte de hidrocarburos, deben satisfacer los requisitos de composición química, capacidad mecánica, fabricación, componentes y calidad indicados en la NRF-096- PEMEX-2010. Las válvulas que vayan a instalarse bajo el NMM deben cumplir los requerimientos de la ISO 14723:2001. Las válvulas que vayan a instalarse sobre el NMM deben cumplir los requerimientos de la NRF-211-PEMEX-2008. El uso de las bridas de desalineamiento y las tés de flujo queda a criterio del diseñador y sus especificaciones y características deben estar conforme a catalogo del fabricante y adecuados para el servicio. 3.1 Partes de un ducto marino
Un ducto marino está formado de tres partes principales, las cuales son:
a) Ducto ascendente Se conoce como ducto ascendente o riser a la tubería marina vertical en su fase inicial y final (origen-destino) en plataforma. El ducto ascendente inicia en la unión con la curva de expansión. Esta unión se realiza por lo general con un elemento mecánico como una brida giratoria (brida swivel) y termina en la trampa de diablos o tubería de cubierta. Las plataformas están constituidas por elementos tubulares, así que alguna de sus piernas sirve de guía y soporte para el ducto ascendente, el cual se soporta por medio de una abrazadera ancla en su extremo superior y por algunas abrazaderas guía o deslizantes a lo largo de la pierna. Sus diámetros varían entre 8 y 36 pulgadas y una plataforma puede llegar a tener hasta 12 de ellos, en ocasiones es necesario colocar hasta tres ductos en una sola pierna . El ducto ascendente debe ser instalado por la parte exterior de la plataforma y estar apoyado en la misma por medio de abrazaderas (anclas y guías), las cuales deben diseñarse para la combinación de cargas críticas, se debe evitar colocar ductos ascendentes en el área tanto de pozos como de cunetas de deslizamiento. En caso de ser necesaria la colocación de más de dos ductos ascendentes en una misma pierna, se debe realizar los análisis de cargas correspondientes. Tanto en las anclas como en las guías se debe colocar un material aislante para evitar contacto entre el ducto ascendente y la plataforma. La separación y diseño de las abrazaderas debe definirse con base al análisis estructural considerando: peso propio, presión, temperatura y fuerza producida por oleaje y corriente y un análisis por vorticidad, tanto para la fase de instalación como de operación. Se debe colocar un sistema de protección para atenuar la temperatura en la zona de mareas y oleaje, el cual debe extenderse 4,00 m (13,13 pies) en la parte aérea y 3,00 m (9,85 pies) en la parte sumergida considerando el NMM. El sistema puede ser de material metálico o no metálico, y debe cumplir con los requerimientos de la Especificación Técnica P.2.0721.04-2008.
“Requisitos mínimos para Inspección, Evaluación y Mantenimiento de Ductos Marinos en PEMEX”
Página 34 de 134
La unión entre el ducto ascendente y la curva de expansión debe diseñarse de tal forma que sea una conexión sencilla pero que asegure hermeticidad e integridad estructural bajo las condiciones de carga especificadas. El ducto ascendente se debe proteger contra impactos de embarcaciones (lanchas de pasaje o abastecedores) con una estructura (defensa) fija a la plataforma en la zona de mareas y oleaje, fabricada con acero ASTM A 36, API 5L Grado B o equivalente.
b) Curva de expansión El diseño de la curva de expansión debe garantizar la flexibilidad suficiente para absorber las cargas en condiciones generadas durante la operación y en condiciones de tormenta de la plataforma, pudiendo tener la configuración de una Z o de una L. Los cálculos de la expansión deben considerar la interacción entre el ducto y el suelo marino. La curva de expansión incluye un tramo de tubería recta superficial al lecho marino de 30 metros después del último codo horizontal, más una longitud de transición donde inicia el enterrado hasta unirse con la línea regular. Está longitud de transición, se debe obtener mediante el radio de curvatura permisible para no exceder el 18% del SMYS. Además se debe revisar que no exceda el esfuerzo combinado permisible. Se deben diseñar elementos atiesadores para la curva de expansión cuando el análisis estructural lo requiera, y el plano de ingeniería debe indicar con una nota que éstos deben retirarse una vez instalada y conectada la misma con el ducto ascendente y la línea regular.
c) Línea regular. Sección de tubería comprendida entre las curvas de expansión (ver figura 2.2).
Es importante señalar, que la línea submarina y el ducto ascendente surgen de la necesidad de transportar los hidrocarburos (crudo y gas) extraídos del subsuelo marino, y que a su vez se efectúa con la ayuda de plataformas marinas, que sirven además de soporte para llevar la línea submarina a su fase inicial y final (origen y destino), mediante el ducto ascendente: La clasificación de los ductos marinos es en relación a las tres Categorías de Seguridad y Servicio (CSS) para diseño de una línea submarina, en función de:
Tipo de fluido I. Oleoductos (transportan crudo) II. Gasoductos (transportan gas) III. Oleo-gasoductos (transportan crudo y gas)
La zonificación I. Zona A II. Zona B
Volumen de producción transportado I. Muy alta II. Alta III. Moderada
“Requisitos mínimos para Inspección, Evaluación y Mantenimiento de Ductos Marinos en PEMEX”
Página 35 de 134
Para considerar el factor de diseño adecuado, el cual incluye las condiciones de riesgo de la línea submarina. Dichas categorías son: Muy alta, Alta y Moderada. 3.2 LA CLASIFICACIÓN DE LOS DUCTOS MARINOS 3.2.1 LA ZONIFICACIÓN
Zona A Comprende la línea regular y ramales. Zona B Comprende el ducto ascendente y curva de expansión. La zonificación de una línea submarina se define de la siguiente manera:
“Requisitos mínimos para Inspección, Evaluación y Mantenimiento de Ductos Marinos en PEMEX”
Página 36 de 134
Figura 3.2 Linea submarina
“Requisitos mínimos para Inspección, Evaluación y Mantenimiento de Ductos Marinos en PEMEX”
Página 37 de 134
Figura 3.3 Zonificacion de una linea submarina.
3.2.2 POR TIPO DE FLUIDOS
3.2.2.1 Oleoducto
Se denomina oleoducto a la tubería e instalaciones conexas utilizadas para el transporte de petróleo, sus derivados y biobutanol, a grandes distancias. La excepción es el gas natural, el cual, a pesar de ser derivado del petróleo, se le denominan gasoductos a sus tuberías por estar en estado gaseoso a temperatura ambiente.
Fueron pioneros en el transporte por medio de oleoductos las compañías de Vladímir Shújov y Branobel, a finales del siglo XIX.
Construcción
Los oleoductos son la manera más económica de transportar grandes cantidades de petróleo en tierra. Comparados con los ferrocarriles, tienen un coste menor por unidad y también mayor capacidad.
A pesar de que se pueden construir oleoductos bajo el mar, el proceso es altamente demandante tanto tecnológica como económicamente; en consecuencia, la mayoría del transporte marítimo se hace por medio de buques petroleros.
Los oleoductos se hacen de tubos de acero o plástico con un diámetro interno de entre 30 y 120 centímetros. Donde sea posible, se construyen sobre la superficie. Sin embargo, en áreas que sean más desarrolladas, urbanas o con flora sensible, se entierran a una profundidad típica de 1 metro.
La construcción de oleoductos es compleja y requiere de estudios de Ingeniería Mecánica para su diseño de Conceptual a Detalles, así como estudios de impacto ambiental a todo lo largo de las áreas por donde serán tendidos.
“Requisitos mínimos para Inspección, Evaluación y Mantenimiento de Ductos Marinos en PEMEX”
Página 38 de 134
El American Petroleum Institute es la institución más influyente a nivel mundial en lo que respecta a normas de ingeniería para la construcción de oleoductos, siendo la especificación API 5L (Especificaciones para Tubería de Línea) la aplicable para la construcción de tuberías para transporte de petróleo crudo, gas, así como derivados de hidrocarburos. La última versión del API 5L fue divulgada en Octubre 2007 en su edición 44ta.
Los oleoductos de tubería de acero son construidos uniendo en el sitio (campo) la series de tubos del diámetro requerido que han sido llevados al lugar del tendido, la unión es generalmente mediante soldadura. Los tubos por su parte, pueden tener diámetros desde 1/2" (12,7 mm) hasta 144" (aproximadamente 360 cm) y vienen de fábricas de tuberías que pueden utilizar diversos métodos para su fabricación de acuerdo a la norma API 5L, los métodos más usados son: - Seamless (Sin Costura, un tipo de tubería que no es soldada) - ERW (Electrical Resistance Welding o soldadura por resistencia eléctrica hoy día conocida como High Frequency Welding o HFW) - SAW (Submerged Arc Welding o Soldadura por Arco Sumergido). De este tipo existe la SAWL (Con costura longitudinal) y la SAWH (Con costura Helicoidal o en Espiral).
Operación
El petróleo se mantiene en movimiento por medio de un sistema de estaciones de bombeo construidas a lo largo del oleoducto y normalmente fluye a una velocidad de entre 1 y 6 m/s. En ocasiones se utiliza el oleoducto para transportar dos productos distintos o más, sin hacer ninguna separación física entre los productos. Esto crea una mezcla en donde los productos se unen llamada la interfaz. Esta interfaz debe retirarse en las estaciones de recepción de los productos para evitar contaminarlos.
El petróleo crudo contiene cantidades variables de cera o parafina la cual se puede acumular dentro de la tubería. Para limpiarla, pueden enviarse indicadores de inspección de oleoductos, también conocido como pigs por su nombre en inglés, mecánicos a lo largo de la tubería periódicamente porque es posible su reutilización.
Accidentes
Los oleoductos transportan material inflamable y volátil, por lo que son fuente de preocupaciones de seguridad.
17 de octubre de 1998 - en Jesse en el delta del río Niger en Nigeria, un oleoducto hizo explosión matando a unos 1200 aldeanos, algunos de los cuales estaban recogiendo gasolina. Este es el peor de varios accidentes similares en este país.
4 de julio de 2002 - La ruptura del oleoducto de Enbridge liberó petróleo crudo cerca de Cohasset, Minnesota.
12 de mayo de 2001 - un oleoducto tuvo rupturas en las afueras de Lagos, Nigeria. Un máximo de 200 personas pudieron haber muerto.
19 de diciembre de 2010 - Explota un oleoducto alrededor de las 6:00 am perteneciente a la para-estatal mexicana Petróleos Mexicanos (PEMEX) debido a
“Requisitos mínimos para Inspección, Evaluación y Mantenimiento de Ductos Marinos en PEMEX”
Página 39 de 134
una toma clandestina que era usada para el robo de combustible, ocurrido en el municipio de San Martín Texmelucan, del estado de Puebla en México dejando una cifra de al menos 27 personas muertas, 52 heridas y más de 5.000 personas desalojadas de sus hogares por temor a que no fuera la única toma clandestina dejando además perdidas por varios millones de dólares (Fuente: Periódico El Universal [México]).
23 de diciembre de 2011 - Un poliducto hace explosión en la población de Dosquebradas, en Colombia, 39 muertos y 80 heridos.
Como blancos
Los oleoductos pueden ser el blanco de vandalismo, sabotaje o hasta de ataques terroristas. En la guerra, los oleoductos suelen ser el blanco de tácticas militares, ya que la destrucción de oleoductos puede romper seriamente la logística enemiga.
3.2.2.2 Gasoductos
Un gasoducto es una conducción que sirve para transportar gases combustibles a gran escala. Es muy importante su función en la actividad económica actual.
Tabla 1. Categorías de Seguridad y Servicio para líneas submarinas que transportan gases inflamables y/o tóxicos
Por analogía con el oleoducto, se le llama con frecuencia gaseoducto, término que también es aceptado por el Diccionario de la Lengua Española con la misma definición.
Construcción
Figura 3.4 Construcción de un gasoducto en Argentina, en el año 1960.
Consiste en una conducción de tuberías de acero, por las que el gas circula a alta presión, desde el lugar de origen. Se construyen enterrados en zanjas a una profundidad habitual de 1 metro. Excepcionalmente, se construyen en superficie.
Por razones de seguridad, las normas de todos los países establecen que a intervalos determinados se sitúen válvulas en los gasoductos mediante las que se pueda cortar el flujo
“Requisitos mínimos para Inspección, Evaluación y Mantenimiento de Ductos Marinos en PEMEX”
Página 40 de 134
en caso de incidente. Además, si la longitud del gasoducto es importante, pueden ser necesario situar estaciones de compresión a intervalos.
El inicio de un gasoducto puede ser un yacimiento o una planta de regasificación, generalmente situada en las proximidades de un puerto de mar al que llegan buques (para el gas natural, se llaman metaneros) que transportan gas natural licuado en condiciones criogénicas a muy baja temperatura (-161 ºC).
Figura 3.5 Señales que indican que hay un gasoducto cercano.
Para cruzar un río en el trazado de un gasoducto se utilizan principalmente dos técnicas, la perforación horizontal y la perforación dirigida. Con ellas se consigue que tanto la flora como la fauna del río y de la ribera no se vean afectadas. Estas técnicas también se utilizan para cruzar otras infraestructuras importantes como carreteras, autopistas o ferrocarriles.
El tendido por mar se hace desde barcos especialmente diseñados, los cuales van depositando sobre el lecho marino la tubería una vez que ha sido soldada en el barco.
Las normas particulares de muchos países obligan a que los gasoductos enterrados estén protegidos de la corrosión. A menudo, el método más económico es revestir el conducto con algún tipo de polímero de modo que la tubería queda eléctricamente aislada del terreno que la rodea. Generalmente se reviste con pintura y polietileno hasta un espesor de 2-3 mm. Para prevenir el efecto de posibles fallos en este revestimiento, los gasoductos suelen estar dotados de un sistema de protección catódica, utilizando ánodos de sacrificio que establecen la tensión galvánica suficiente para que no se produzca corrosión.
El impacto ambiental que producen los gasoductos, se centra en la fase de construcción. Una vez terminada dicha fase, pueden minimizarse todos los impactos asociados a la modificación del terreno, al movimiento de maquinaria, etc. Queda, únicamente, comprobar la efectividad de las medidas correctivas que se haya debido tomar en función de los cambios realizados: repoblaciones, reforestaciones, protección de márgenes, etc.
En general, en Europa, todos los gasoductos están obligatoriamente sometidos a procedimientos de evaluación de impacto ambiental por las autoridades competentes. En este procedimiento, se identifican, entre otras, las zonas sensibles ambientalmente y los espacios protegidos, se evalúan los impactos potenciales y se proponen acciones correctoras.
“Requisitos mínimos para Inspección, Evaluación y Mantenimiento de Ductos Marinos en PEMEX”
Página 41 de 134
Circulación del gas
La presión a la que circula el gas por el gasoducto es normalmente de 72 bar para los de las redes básicas de transporte y 16 bar en las redes de distribución.
Para llevar el gas hasta los hogares y comercios, es preciso bajar la presión de transporte hasta límites razonablemente seguros. Esto se consigue instalando estaciones de regulación a lo largo del gasoducto en las que se baja la presión hasta la presión habitual de distribución.
El cambio de presiones se hace de forma análoga a las redes eléctricas (alta tensión/baja tensión), en este caso se utilizan estaciones de regulación y medida, por medio de reguladores de presión de membrana se regula la presión de salida que se necesite.
Servidumbre
Figura 3.6. Señal que indica la presencia cercana de un gasoducto de alta presión
En España, en los lugares por donde pasa un gasoducto, se establecen las siguientes limitaciones a la propiedad:
1. Prohibición de efectuar trabajos de arada o similares a una profundidad superior a 50 centímetros, así como plantar árboles o arbustos a una distancia inferior a 2 metros, a contar del eje de la tubería.
2. Prohibición de realizar cualquier tipo de obras, construcción, edificación o efectuar acto alguno que pudiera dañar o perturbar el buen funcionamiento de las instalaciones a una distancia inferior a 10 metros del eje del trazado, a uno y otro lado del mismo. Esta distancia podrá reducirse siempre que se solicite expresamente y se cumplan las condiciones que en casa caso fije el órgano competente de la Administración.
3. Libre acceso del personal y equipos necesarios para poder mantener, reparar o renovar las instalaciones con pago, en su caso, de los daños que se ocasionen.
“Requisitos mínimos para Inspección, Evaluación y Mantenimiento de Ductos Marinos en PEMEX”
Página 42 de 134
4. Posibilidad de instalar hitos de señalización o delimitación y los tubos de ventilación, así como de realizar las obras superficiales o subterráneas que sean necesarias para la ejecución o funcionamiento de las instalaciones.
Accidentes
Los gasoductos transportan material inflamable y volátil, por lo que son fuente de preocupaciones de seguridad
3 de junio de 1989.— Dos trenes circulando, produjeron chispas que detonaron gas natural de un gasoducto con fugas cerca de Ufa, Rusia. Hubo unas 645 personas muertas.
28 de septiembre de 1993.— Durante los trabajos de colocación de fibra óptica en la Autopista Regional del Centro en Venezuela, la rotura accidental de un gasoducto principal provocó una explosión y subsecuente incendio, dejando 53 personas muertas y 70 heridas. (El País)
28 de diciembre de 1998 - La explosión de un Gasoducto en Colombia, en la población de Arroyo de Piedra, donde murieron 15 personas y 25 resultaron heridas. No fue posible determinar las causas pero pruebas realizadas por las autoridades colombianas indicaron la existencias de colonias de bacterias, las cuales atacaron la tubería causando corrosión localizada generando escape de gas y la explosión del ducto.
19 de agosto de 2000.— La rotura de un gasoducto de gas natural que estalló en llamas cerca de Carlsbad, Nuevo México mató a 12 miembros de la misma familia. La causa fue una importante corrosión interna del gasoducto.
30 de julio de 2004.— Un gasoducto principal explotó en Ghislenghien, Bélgica (treinta kilómetros al sudoeste de Bruselas), matando a por lo menos 23 personas y dejando 122 heridos, algunos de extrema gravedad. (CNN) (Expatica)
7 de mayo de 2007.— Una explosión en Ucrania destruyó parcialmente un gasoducto que transporta gas de Rusia a la Unión Europea.
Atentados
10 de septiembre de 2007— Cuatro gasoductos de Petróleos Mexicanos (PEMEX) explotaron en la madrugada en Veracruz (México).5 Estos atentados fueron reivindicados por el Ejército Popular Revolucionario (EPR).6 , 7
3.2.2.3 Oleo-Gasoducto
Un oleo-gasoducto por definición corresponde a una tubería de gran diámetro para el
transporte de hidrocarburos en fase gaseosa y liquida desde el sitio donde se extrae o
produce hasta los centros de distribución, de utilización o transformación.
“Requisitos mínimos para Inspección, Evaluación y Mantenimiento de Ductos Marinos en PEMEX”
Página 43 de 134
3.2.3 VOLUMEN DE PRODUCCIÓN TRANSPORTADO La categorización de una línea especifica que transporta gas o mezcla de crudo y gas, se debe obtener estimando un volumen en Miles de Barriles de Crudo Pesado Equivalente Diario (MBCPED) de acuerdo al Anexo B. Esta categorización puede ser elevada a una categoría mayor con base en una estimación cuantitativa de riesgo y consecuencias de falla. Con relación al tipo de fluido que transporta se deben considerar dos grupos: 3.2.3.1 Ductos que transportan gases inflamables y/o tóxicos.
Gases inflamables y/o tóxicos además de mezclas de hidrocarburos (oleo gasoductos).
Las CSS para líneas submarinas que transportan gases inflamables y/o tóxicos se deben seleccionar de acuerdo a lo indicado en la tabla 1. Tabla 3.1 Categorías de Seguridad y Servicio para líneas submarinas que transportan gases inflamables y/o tóxicos.
NIVEL DE PRODUCCIÓN
ZONA A ZONA B
0 - 300 MBCPED ALTA MUY ALTA
3.2.3.2 Ductos que transportan líquidos inflamables y/o tóxicos.
Líquidos inflamables y/o tóxicos. La categorización de una línea especifica que transporta gas o mezcla de crudo y gas, se debe obtener estimando un volumen en Miles de Barriles de Crudo Pesado Equivalente Diario (MBCPED) de acuerdo al Anexo B. Esta categorización puede ser elevada a una categoría mayor con base en una estimación cuantitativa de riesgo y consecuencias de falla. Las CSS para líneas submarinas que transportan líquidos inflamables y/o tóxicos se deben seleccionar de acuerdo a lo indicado en la tabla 3.2. Tabla 3.2 Categorías de Seguridad y Servicio para líneas submarinas que transportan líquidos inflamables y/o tóxicos.
NIVEL DE PRODUCCIÓN
ZONA A ZONA B
0 - 100 MBCPED MODERADA MODERADA
101 – 1000 MBCPED MUY ALTA ALTA
3.2.3.3 Ductos que transportan fluidos no inflamables y no tóxicos.
“Requisitos mínimos para Inspección, Evaluación y Mantenimiento de Ductos Marinos en PEMEX”
Página 44 de 134
En líneas que transporten fluidos que no sean inflamables y no tóxicos (agua, nitrógeno y otros), deben categorizarse con la clasificación Moderada. Anexo B. Conversión de la producción de gas y crudo ligero a miles de barriles de crudo pesado equivalente. 1) La producción de las líneas de gas se convertirá a Miles de Barriles de Crudo Pesado Equivalente Diarios con la siguiente expresión:
1 MBCPED = 139,798 m3 (4,937 millones de pies cúbicos) diarios de gas.
2) La producción de las líneas de crudo ligero se convertirá a Miles de Barriles de Crudo Pesado Equivalente Diarios con la siguiente expresión:
1 MBCPED = 140,83 m3 (0,886 miles de barriles) de crudo ligero diarios.
“Requisitos mínimos para Inspección, Evaluación y Mantenimiento de Ductos Marinos en PEMEX”
Página 45 de 134
CAPITULO 4
REQUISITOS MÍNIMOS PARA
INSPECCIÓN, EVALUACIÓN Y
MANTENIMIENTO DE DUCTOS
MARINOS EN PEMEX
“Requisitos mínimos para Inspección, Evaluación y Mantenimiento de Ductos Marinos en PEMEX”
Página 46 de 134
4.1 Objetivo
Establecer los requisitos mínimos que debe cumplir el prestador de servicios para llevar a
cabo una adecuada inspección, evaluación y mantenimiento de ductos marinos que
involucren todos los parámetros que garanticen la integridad mecánica a la red de ductos
marinos instalados en el Golfo de México, con la finalidad de establecer programas de
inspección, mantenimiento y recomendaciones de operaciones futuras.
4.2 Alcance.
Se establecen los criterios y niveles de inspección para los ductos marinos de aceros que
transportan hidrocarburos líquidos y gaseosos y/o productos relacionados, agua y gas
nitrógeno. La información necesaria para su evaluación, así como la ingeniería para el
mantenimiento preventivo y correctivo recomendado y los formatos que deben ser llenados
para llevar un registro histórico del ducto inspeccionado. Así mismo, el ducto marino
comprende línea regular, ducto ascendente y arribo playero.
4.3 Campo de Aplicación.
Este tema de referencia es de aplicación general y observancia obligatoria en la
contratación de los servicios objeto de la misma, que lleven a cabo los centros de trabajo de
PEMEX Exploración y Producción. Por lo que debe de ser incluido en los procedimientos de
contratación: licitación pública, Invitación cuando menos a tres empresas, o por adjudicación
directa, como parte de los requisitos que debe cumplir el proveedor, contratista o licitante.
Este tema es aplicable en inspección, evaluación y mantenimiento de líneas submarinas
localizadas en el Golfo de México, en profundidades de 100 metros y menores, en las zonas
delimitadas por las coordenadas que se indican a continuación y que se muestran en la
figura 4.1.
“Requisitos mínimos para Inspección, Evaluación y Mantenimiento de Ductos Marinos en PEMEX”
Página 47 de 134
Figura 4.1 Zona de aplicación
Fuente: Obtenido de la Norma de referencia NRF-014-PEMEX-2006
4.4 Inspección
La planeación de las operaciones de inspección de los sistemas de ductos marinos de
transporte de hidrocarburos, es responsabilidad de PEMEX, y está regulada
fundamentalmente por el análisis de su condición, desde el punto de vista del diseño,
fabricación e instalación y el nivel de riesgo a sufrir daño; considerando las fallas y sus
consecuencias, inspeccionando en cada tramo del ducto marino, como mínimo la línea
regular, ducto ascendente y arribo playero.
Todas las indicaciones encontradas durante los trabajos de inspección, deben referenciarse
a un punto fijo para facilitar su ubicación en los trabajos de mantenimiento.
Para llevar a cabo el programa de inspección del ducto, se debe contar con la siguiente
información básica:
Carta geográfica con la localización de las instalaciones marinas
Manual de inspección de ductos Marinos
Libros con los planos de los arribos de los ductos Marinos a las plataformas.
Relación de ductos marinos y ascendentes con datos de operación
Información básica de ductos de acuerdo a los formatos indicados en el ANEXO A
Información histórica de operación y mantenimiento
Registros de inspecciones anteriores
“Requisitos mínimos para Inspección, Evaluación y Mantenimiento de Ductos Marinos en PEMEX”
Página 48 de 134
Derivado de la inspección, se debe entregar la información de las indicaciones detectadas
conforme a lo establecido en los Anexos B y F de dimensiones significativos y formatos de
inspección respectivamente y los formatos resumen de tales indicaciones de acuerdo al
Anexo E.
A un ducto marino que se inspeccione se le debe aplicar los siguientes tipos de inspección
(Ver Tabla 1 sobre programas, tipos y frecuencias de inspección):
“Requisitos mínimos para Inspección, Evaluación y Mantenimiento de Ductos Marinos en PEMEX”
Página 49 de 134
4.4.1 Inspección externa inicial (T0)
Aplica a todos los ductos nuevos donde se debe revisar el alineamiento, trazo y perfil
topográfico, cruces e interconexiones de la línea regular, así como la inspección visual de
ductos ascendentes y arribos playeros.
4.4.1.1 Documentación. Para llevar a cabo la inspección inicial se debe disponer, previo al
inicio de los trabajos, la siguiente información:
Procedimiento específico aceptado por PEMEX.
Calendario general de inspección y programa de trabajo particular del ducto por
inspeccionar.
Certificados vigentes de calibración del equipo a utilizar que lo requiera, expedidos
por laboratorios acreditados por la EMA (Entidad Mexicana de Acreditación) u otro
organismo internacional que tenga reconocimiento mutuo con esta entidad. En su
defecto, previa comprobación de no existencia de laboratorios acreditados o
entidades capacitadas, la calibración puede ser efectuada por el propio contratista,
aplicando un procedimiento propio avalado por un especialista o una casa
Certificadora
Relación de personal certificado de inspección, mostrando documentación probatoria
original y vigente de acuerdo a la Norma que aplique.
4.4.1.2 Equipo principal. Embarcación con equipo sonar de barrido lateral (Side Sean
Sonar), perfilador somero detector de metales y ecosonda que cumpla con las
características mínimas indicadas en el Anexo C, buceo industrial e inspección visual en
donde apliquen
Figura 4.2 Ejemplo de una Ecosonda
“Requisitos mínimos para Inspección, Evaluación y Mantenimiento de Ductos Marinos en PEMEX”
Página 50 de 134
4.3 Zonar del barrido lateral
4.4.1.3 Perfil del personal. Personal de experiencia y conocimientos comprobados en
trabajos de inspección a tuberías submarinas, así como del tipo e importancia de los daños
potenciales que se pueden encontrar. Buzos inspectores calificados por una empresa
reconocida nacional o internacional.
4.4.1.4 Trabajos que se deben ejecutar. Efectuar la inspección de todo el alineamiento del
ducto marino, la inspección visual en ductos ascendentes y arribos playeros, con la
finalidad de detectar y registrar como mínimo lo siguiente:
a) Tramos fuera de ruta, socavaciones, golpes de ancla, escombros sobre la tubería,
garreos de anclas, tubería sobre arrecifes, fugas, cruzamientos, posición de la
tubería sobre el lecho marino.
b) Anomalías geométricas, estructurales y superficiales en línea regular, ductos
ascendentes y arribos playeros.
c) Condición funcional de toda la soportaría del ducto.
4.4.1.5 Frecuencia. Esta inspección debe efectuarse una sola vez en un plazo de seis a
doce meses después de iniciada la operación del ducto, siempre y cuando no se haya
realizado durante la construcción.
“Requisitos mínimos para Inspección, Evaluación y Mantenimiento de Ductos Marinos en PEMEX”
Página 51 de 134
4.4.1.6 Reporte de resultados y formatos de registro. El reporte de resultados
individuales junto con los datos del ducto marino deben elaborarse en los formatos
establecidos que se indican en la Tabla 8 según corresponda y que se detallan en el Anexo
F. Adicionalmente, al término de la inspección, se debe presentar el listado de hallazgos
significativos en el formato de resumen de resultados como se indica en el Anexo E, en
archivo electrónico y copia dura del mismo.
En caso de que se encuentren anomalías significativas, éstas se deben reportar en forma
inmediata al representante de PEMEX, con la finalidad de evaluar y establecer las acciones
correctivas del nivel que lo amerite. Asimismo, el tipo de anomalía encontrada y ubicación
del área donde se presente alguna anomalía (coordenadas UTM).
4.4.2 Inspección externa (T1)
Se debe revisar el alineamiento, trazo y perfil topográfico, cruces e interconexiones de la
línea regular, así como realizar la inspección visual de ductos ascendentes y arribos
playeros.
4.4.2.1 Documentación. Para llevar a cabo la inspección externa (T1), se debe disponer,
previo al inicio de los trabajos, adicionalmente a la información indicada en el inciso 4.4.1.1.
de los resultados de las últimas inspecciones y reparaciones efectuadas.
4.4.2.2 Equipo principal. El equipo necesario para la realización de esta inspección debe
cumplir con lo indicado en 4.4.1.2.
4.4.2.3 Perfil del personal. El personal necesario para la realización de esta inspección
debe cumplir con lo indicado en 4.4.1.3
4.4.2.4 Trabajos que se deben ejecutar. Los trabajos que se deben ejecutar deben cumplir
con lo indicado en 4.4.1.4
4.4.2.5 Frecuencia. Esta inspección debe efectuarse cada 2,5 años después de la inspección inicial en el periodo intermedio de la inspección externa T2, y se debe omitir cuando se realice dicha inspección. 4.4.2.6 Reporte de resultados y formatos de registro. El reporte de resultados individuales debe cumplir con lo indicado en 4.4.1.6
4.4.3 Inspección externa con equipo de operación remota (T2).
Se debe realizar esta inspección en la línea regular para identificar anomalías en su
trayectoria, mediante el uso de una embarcación equipada con vehículo operado a control
remoto (ROV), cubriendo desde el codo en el ducto ascendente de la Plataforma de origen
“Requisitos mínimos para Inspección, Evaluación y Mantenimiento de Ductos Marinos en PEMEX”
Página 52 de 134
hasta el codo en el ducto ascendente de la plataforma de llegada o en su caso a 3 m de
tirante de agua en dirección al arribo playero. Así mismo se debe efectuar un monitoreo de
la protección catódica en todo el eje longitudinal del ducto, de igual modo se debe realizar
la medición de la continuidad eléctrica de las juntas aislantes del arribo playero y ductos
ascendentes conforme a los criterios establecidos en la norma de referencia NRF-047-
PEMEX-2007.
Figura 4.4 Vehiculo operado a contro remoto (ROV)
4.4.3.1 Documentación. Para llevar a cabo la inspección con Equipo de Operación
Remota (ROV), se debe disponer previo al inicio de los trabajos, la información indicada en
el inciso 4.4.2.1.
4.4.3.2 Equipo principal. Embarcación de Posicionamiento equipada principalmente con
vehículo operado a control remoto (ROV).
Embarcación de poco calado con el equipo necesario para la inspección tanto del trazo y
perfil del ducto como del potencial catódico, mediante el método del cable de arrastre
(este equipo no es necesario que este a bordo del barco inspector) para el caso de un
ducto marino con arribo playero. Para complementar la inspección en los arribos playeros
se deben utilizar equipos que proporcionen la misma información que el equipo de
operación remota.
4.4.3.3 Embarcación de Posicionamiento DPII. Embarcación con equipo de
posicionamiento dinámico (DPII) que cumpla con las características mínimas indicadas en
el Anexo C.
4.4.3.4 Equipo de Operación Remota (ROV). Equipo de operación remota (ROV) que
cumpla con las características mínimas indicadas en el Anexo C.
“Requisitos mínimos para Inspección, Evaluación y Mantenimiento de Ductos Marinos en PEMEX”
Página 53 de 134
4.4.3.5 Equipos a utilizar para terminar la inspección en el arribo playero. Equipo de
buceo, de Geoposicionamiento, sonar, equipo de levantamiento de potenciales y cámaras
submarinas.
4.4.3.6 Perfil del personal. Personal con experiencia y conocimientos de la operación del
equipo ROV comprobados en trabajos de inspección a tuberías submarinas, así como del
tipo de daños potenciales que se pueden encontrar.
El personal que realice la inspección continua del potencial catódico debe tener
experiencia y conocimientos comprobados para inspeccionar, identificar, interpretar la
información obtenida y documentar las anomalías o daños en el recubrimiento dieléctrico,
en los ánodos de sacrificio; entre los más frecuentes se encuentran: baja de potencial,
daños mecánicos y desprendimientos.
4.4.3.7 Trabajos que se deben ejecutar. Efectuar el recorrido con embarcación provista
del equipo de Operación Remota (ROV) en todo el alineamiento de la línea regular,
inspección visual en ductos ascendentes y arribos playeros, con la finalidad de detectar y
registrar como mínimo lo siguiente:
a. Tubería fuera de ruta, socavaciones, golpes de ancla, escombros sobre la
tubería, curvaturas, garreos de anclas, tubería sobre arrecifes, fugas,
cruzamientos, posición de la tubería sobre el lecho marino, profundidad
de enterramiento, perfil topográfico del lecho marino y condición del lastre
de concreto en tramos sin enterrar.
b. Anomalías geométricas, estructurales y superficiales en el ducto.
c. Condición funcional de la soportaría del ducto.
d. Medición del potencial continúo por medio del ROV en toda la longitud de
la tubería.
e. Medición de la continuidad eléctrica de las juntas aislantes del arribo
playero y ductos ascendentes.
4.4.3.8 Frecuencia. Esta inspección debe efectuarse en un plazo no mayor a cinco años posterior a la inspección inicial.
4.4.3.9 Reporte de resultados y formatos de registro. El reporte de resultados individuales junto con los datos del ducto marino debe elaborarse en los formatos establecidos que se indican en la Tabla 8 según corresponda y que se detallan en el Anexo F. Se debe presentar el listado de hallazgos significativos y dimensionar las anomalías encontradas en toda la longitud del ducto durante esta inspección, tales como socavaciones entre la tubería y lecho marino, daños mecánicos y reportar las mediciones del gradiente de potencial junto con el alineamiento del ducto en el formato de resumen de resultados como se indica en el Anexo E, en archivo electrónico y copia dura del mismo. Se debe elaborar la gráfica de Potencial continuo versus Longitud del ducto, incluyendo la localización de los ánodos.
“Requisitos mínimos para Inspección, Evaluación y Mantenimiento de Ductos Marinos en PEMEX”
Página 54 de 134
En caso de que se encuentren anomalías significativas, éstas se deben reportar en forma inmediata al representante de PEMEX, con la finalidad de evaluar y establecer las acciones correctivas del nivel que lo amerite. Asimismo, el tipo de anomalía encontrada y ubicación del área donde se presente alguna anomalía (coordenadas UTM).
4.4.4 Inspección externa con pruebas no destructivas (T3)
Esta inspección se debe realizar para detectar daños contenidos en el espesor, pared externa y pared interna del ducto ascendente y arribo playero en líneas que no sea posible inspeccionarla con equipo instrumentado. Las técnicas que pueden emplearse son alguna o algunas de las siguientes:
• Inspección visual
• Líquidos penetrantes • Partículas magnéticas • Inspección con equipo de ultrasonido • Inspección con ondas guiadas
4.4.4.1 Documentación. Para llevar a cabo la inspección mediante pruebas no destructivas (T3) se debe disponer, previo al inicio de los trabajos, de la información indicada en el inciso 4.4.2.1.
4.4.4.2 Equipo principal. Barco equipado para trabajos de buceo, con equipo para cumplir con las técnicas indicadas en el inciso 4.4.4.
4.4.4.3 Perfil del personal. El personal debe tener conocimiento y estar calificado por una empresa reconocida nacional ó internacional en buceo y aplicación de pruebas no destructivas. Además debe contar con experiencia comprobada en trabajos de inspección en instalaciones costa afuera, así como también conocer la relevancia de diferentes daños potenciales que pueden presentarse en las tuberías submarinas, tales como: abolladuras, grietas, rayones, muescas, acanaladuras, entre otras. Esta inspección debe realizarse por técnicos de nivel II como mínimo, especializados en las técnicas indicadas en 4.4.4. Todos ellos calificados de acuerdo con la norma mexicana NMX-B-482-1991 y/o ASNT SNT-TC-1A o equivalente
4.4.4.4 Trabajos que se deben ejecutar. Se debe realizar una inspección visual detallada, medición de espesores de pared, inspección muestral de uniones soldadas y barrido en zonas críticas tales como: elementos con daño previo, zonas de concentración de esfuerzos y zonas de daño potencial por ambiente y condiciones de operación severos, así como llevar a cabo la limpieza del área por inspeccionar para efectuar las pruebas no destructivas aplicando las técnicas indicadas en 4.4.4. Se debe efectuar la metrología de la anomalía o del daño detectado. En caso de detectar anomalías en metal base, se debe determinar el espesor mínimo de zona sana, mediante un barrido en la zona adyacente a la anomalía y reportar el valor mínimo encontrado.
“Requisitos mínimos para Inspección, Evaluación y Mantenimiento de Ductos Marinos en PEMEX”
Página 55 de 134
En caso de detectar defectos en soldadura, deben tomarse como mínimo cinco lecturas de espesor de pared en ambos lados de la unión soldada, para determinar el espesor de pared de zona sana y se debe reportar el valor menor indicando su localización. Además debe hacerse un barrido de sanidad con UT haz recto en ambos lados de la junta cubriendo como mínimo la zona de barrido SD.
4.4.4.5 Frecuencia. Esta inspección debe efectuarse cada año durante los tres primeros años de vida del ducto y luego se debe programar esta inspección cada tres años o una tercera parte de la vida remanente determinada a partir de su tasa de crecimiento de daño, el que resulte menor.
4.4.4.6 Reporte de resultados y formatos de registro. El reporte de resultados individuales junto con los datos del ducto marino deben elaborarse en los formatos establecidos que se indican en la Tabla 8 según corresponda y que se detallan en el Anexo F. Deben reportarse las dimensiones significativas de las anomalías encontradas durante la inspección, conforme a lo establecido en el Anexo B. Adicionalmente, al término de la inspección, se debe presentar el listado de hallazgos significativos en el formato de resumen de resultados como se indica en el Anexo E, en archivo electrónico y copia dura del mismo.
En caso de que se encuentren anomalías significativas, éstas se deben reportar en forma inmediata al representante de PEMEX, con la finalidad de evaluar y establecer las acciones correctivas del nivel que lo amerite. Asimismo, el tipo de anomalía encontrada y ubicación del área donde se presente alguna anomalía (coordenadas UTM).
4.4.5 Inspección interna con equipo instrumentado (T4)
Este nivel de inspección tiene como objetivo inspeccionar con diablo instrumentado la tubería, para detectar daños y anomalías como son: corrosión interna y externa, cambios en la geometría del tubo (ovalamiento, abolladuras, etc.), laminaciones, ampollas y en algunos casos grietas, de tal manera que se tenga información para evaluar los daños y elaborar los programas del mantenimiento requerido. La inspección mediante equipos instrumentados debe cumplir con lo indicado en la NRF-060-PEMEX-2006.
Figura 4.5 Diablo instrumentado
“Requisitos mínimos para Inspección, Evaluación y Mantenimiento de Ductos Marinos en PEMEX”
Página 56 de 134
4.4.5.1 Documentación. Para llevar a cabo la inspección con equipo instrumentado (T4) se debe disponer, previo al ¡nido de los trabajos, la información indicada en el inciso 4.4.2.1.
4.4.5.2 Equipo principal. Diablo de limpieza, diablo calibrador, diablo simulador y diablo instrumentado.
4.4.5.3 Perfil del personal. El personal operador del diablo instrumentado así como el analista de los resultados del mismo deben estar calificados y/o certificados por la entidad que representan de acuerdo al método que utilice el equipo. Además deben contar con experiencia comprobada en trabajos de inspección en tuberías submarinas, así como también interpretar e identificar los diferentes daños detectados en el ducto que pueden presentarse durante la inspección.
4.4.5.4 Trabajos que se deben ejecutar. Corrida del equipo instrumentado la cual depende de los requerimientos del área usuaria.
4.4.5.5 Frecuencia. Esta inspección debe efectuarse conforme al programa de inspección establecido por PEMEX.
4.4.5.6 Reporte de resultados y formatos de registro. El reporte de resultados individuales junto con los datos del ducto marino deben elaborarse en los formatos establecidos que se indican en la Tabla 8 según corresponda y que se detallan en el Anexo F. El reporte de resultados debe efectuarse conforme a los requerimientos del área usuaria. El anexo D indica los requerimientos mínimos de información de inspección con equipo instrumentado. Adicionalmente, al término de la inspección, se debe presentar el listado de hallazgos significativos en el formato de resumen de resultados como se indica en el Anexo E, en archivo electrónico y copia dura del mismo.
En caso de que se encuentren anomalías significativas, éstas se deben reportar en forma inmediata al representante de PEMEX, con la finalidad de evaluar y establecer las acciones correctivas del nivel que lo amerite. Asimismo, el tipo de anomalía encontrada y ubicación del área donde se presente alguna anomalía (coordenadas UTM).
4.4.6 Inspección especial ocasional
Esta inspección se debe realizar después de la presencia de un evento extraordinario que pueda afectar la integridad del ducto por lo que el tipo de inspección, trabajos a ejecutar y equipo mínimo requerido dependen de dicho evento, pudiéndose aplicar las inspecciones T1, T2, T3 y/o T4 descritas anteriormente. Las dimensiones y características de las anomalías encontradas mediante esta inspección, deben registrarse conforme al Anexo B.
4.4.7 Inspección especial de seguimiento
Esta inspección se debe realizar de acuerdo con el programa establecido por PEMEX para dar seguimiento a la evolución de las anomalías detectadas previamente, por lo que el tipo de inspección, trabajos a ejecutar y equipo mínimo requerido dependen de dicha anomalía, pudiéndose aplicar las inspecciones T1, T2, y/o T3 descritas anteriormente. Las dimensiones y características de las anomalías encontradas mediante esta inspección, deben registrarse conforme al Anexo B.
“Requisitos mínimos para Inspección, Evaluación y Mantenimiento de Ductos Marinos en PEMEX”
Página 57 de 134
4.2 Tabla PROGRAMAS, TIPOS Y FRECUENCIAS DE INSPECCIÓN PARA DUCTOS MARINOS
Programa de Inspección
Tipos de Inspección
Localización Actividad Equipo mínimo Personal Frecuencia de
inspección
Externa Inicial
TO
Línea regular, ducto ascendente y arribo playero
*Revisión de alineamiento, trazo y perfil topográfico de línea regular, cruces e interconexiones *Inspección visual de ducto ascendente y arribo playero.
Barco equipado con Sonar de barrido lateral, perfilador somero detector de metales, ecosonda y equipo de buceo.
Técnicos Especialistas
Solo una de seis a doce meses después de iniciada la operación del duelo, siempre y cuando no se haya realizado durante la construcción.
Externa
T1
Línea regular, ducto ascendente y arribo playero
Revisión de alineamiento, trazo y perfil topográfico de línea regular, cruces e interconexiones Inspección visual de ducto ascendente y arribo playero.
Barco equipado con Sonar de barrido lateral, perfilador somero detector de metales, ecosonda y equipo de buceo.
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)
Línea regular, ducto ascendente y arribo playero
Medición del gradiente de potencial catódico, medición de la continuidad de las juntas aislantes del arribo playero y ductos ascendentes. 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 anomalías.
Barco equipado con vehículo operado a control remoto (ROV) con equipo de Potencial catódico. Lancha con motor fuera de borda y equipo de medición de protección Catódica.
De acuerdo a lo indicado en el punto 4.4.2.4.
Cada cinco
años
T3 (Pruebas no destructivas).
Ducto ascendente y arribo playero
Inspección visual detallada, medición de espesores de pared, inspección maestral de uniones soldadas y barrido en zonas críticas y en su caso dimensionar y caracterizar las anomalías encontradas.
Barco con equipo de buceo y equipo para pruebas no destructivas.
Técnicos y buzos inspectores certificados en pruebas no destructivas.
Cada año durante los primeros tres años de vida del ducto y luego se programara realizar esta inspección cada tres años o una tercera parle de la vida remanente determinada a partir de su tasa de crecimiento de daño, el que resulte menor.
Interna T4 (Equipo
instrumentado)
Línea regular, ducto ascendente y arribo playero.
Detectar daños y anomalías como son: corrosión interna y externa, cambios en la geometría del tubo, laminaciones, grietas.
Equipos de limpieza, calibrador, geómetra, geoposicionador e Instrumentado
Especialistas en la inspección con equipo instrumentado
De acuerdo con el programa establecido por PEMEX.
Especial Ocasional: T1, T2 , T3 Y/O T4
Línea regular, ducto ascendente 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/0T3
Línea regular, ducto ascendente y/o arribo playero,
Conforme al tipo de inspección para el monitoreo de la evolución de la indicación
Conforme al tipo de
inspección. Conforme al tipo de inspección.
De acuerdo con el programa establecido por PEMEX.
“Requisitos mínimos para Inspección, Evaluación y Mantenimiento de Ductos Marinos en PEMEX”
Página 58 de 134
Nota: Los formatos a utilizarse deben ser de acuerdo al tipo de inspección.
4.5 Evaluación.
La evaluación debe realizarse de acuerdo a lo indicado en los incisos 4.5.2 a 4.5.9. Únicamente se permitirá la utilización de otros criterios cuando se demuestre con estudios de ingeniería (mediante modelos basados en mecánica de fractura, elemento finito, pruebas de laboratorio, etc.) que el efecto real de las anomalías no pone en riesgo la integridad estructural de las tuberías y por lo tanto, la seguridad y confiabilidad de las instalaciones.
Para la evaluación de las indicaciones o anomalías encontradas, se debe tomar en cuenta los resultados de evaluaciones anteriores de las mismas, de tal manera que solo se analicen aquellos casos donde se detecten cambios o modificaciones que requieran de un nuevo análisis.
En esta sección cuando no se cumplan los criterios de aceptación indicados para cada evaluación, el contratista debe proponer a PEP algún otro análisis o medida precautoria para garantizar la confiabilidad del ducto durante la operación.
La evaluación se debe registrar en los formatos indicados en el inciso 4.7.2. En caso de que no exista formato para la indicación evaluada y cuyo resultado de esta evaluación sea un daño, se debe reportar en el formato de evaluación FE01.
4.5.1 Requerimientos de información
Para realizar la evaluación se debe solicitar a PEMEX la información indicada en el Anexo A y la información de las dimensiones significativas de las indicaciones detectadas por PND descritas en el Anexo B.
4.5.2 Estabilidad hidrodinámica
4.5.2.1. Estabilidad hidrodinámica horizontal. Se debe realizar un análisis de estabilidad hidrodinámica para comprobar que los factores de estabilidad horizontal de la línea cumplen con lo indicado en esta sección, éste análisis debe realizarse para condiciones de operación de la línea, utilizando los lineamientos establecidos por el AGA (Analysis for Submarine Pipeline On-Bottom Stability) o equivalente. Debe considerarse la combinación de fuerzas verticales y horizontales actuando simultáneamente, así como la direccionalidad del oleaje y corriente.
El análisis de estabilidad hidrodinámica se debe realizar únicamente si la línea regular o un tramo se encuentra desenterrada más del 50% de su diámetro exterior, exceptuando curva de expansión y zona de transición. El análisis debe realizarse con la tubería desenterrada, llena del fluido y un período de tormenta de 100 años. Los parámetros de evaluación se indican en la Tabla 2.
Durante el análisis hidrodinámico de la línea submarina el factor de estabilidad seleccionado, se debe comparar con el obtenido para las siguientes velocidades de fondo inducidas por el oleaje:
“Requisitos mínimos para Inspección, Evaluación y Mantenimiento de Ductos Marinos en PEMEX”
Página 59 de 134
a) Una velocidad de fondo (U1/100), para un período de 4 horas de desarrollo de tormenta.
b) Una velocidad de fondo (U1/1-0oo). para un período de 3 horas de tormenta completamente desarrollada.
Los dos factores de estabilidad calculados para las dos velocidades de fondo, deben ser iguales o mayores que el factor de estabilidad indicado en la Tabla 3. En caso de que los factores de estabilidad hidrodinámica calculados sean inferiores a los indicados en dicha tabla, se debe aplicar alguno de los métodos de mantenimiento correctivo indicados en el subinciso 4.6.2.3 de este tema.
Los parámetros oceanográficos que se deben considerar en el análisis para periodos de retorno de 100 años, se indican a continuación:
Altura de ola y velocidad de corriente.
Las alturas de ola y velocidades de corriente para las diferentes zonas del Golfo de México para un periodo de retorno de 100 años se indican en las figuras 4.6 a 4.9 del Anexo A.
Figura 4.6 Velocidades de corriente en la superficie, a 50 y 95% de profundida
para la sonda de Campeche y Litoral Tabasco (periodo de retorno de 100 años)
“Requisitos mínimos para Inspección, Evaluación y Mantenimiento de Ductos Marinos en PEMEX”
Página 60 de 134
Figura 4.7 Velocidades de corriente en la superficie, a 50 y 95% de profundida para la Zona Norte y Lankahuasa (periodo de retorno de 100 años)
Figura 4.8 Altura de ola maxima y significante para la sonda de Campeche
y Litoral Tabasco (periodo de retorno de 100 años)
“Requisitos mínimos para Inspección, Evaluación y Mantenimiento de Ductos Marinos en PEMEX”
Página 61 de 134
Figura 4.9 Altura de ola maxima y significante para la zona Norte y
Lankahuasa (periodo de retorno de 100 años)
En el caso de que un tramo de la tubería se haya desplazado como resultado del paso de un huracán se debe realizar una evaluación de la estabilidad hidrodinámica horizontal de acuerdo a 4.5.2.1, y adicionalmente realizar un análisis de flexibilidad de acuerdo a lo indicado en este inciso.
“Requisitos mínimos para Inspección, Evaluación y Mantenimiento de Ductos Marinos en PEMEX”
Página 62 de 134
Tabla 4.3 Parametros de la Evaluación
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 periodo 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.
12,3 seg.
+ Periodo pico de la ola para la Zona Norte y Lankahuasa.
12,0 seg.
Debe tomarse en cuenta la dirección del oleaje y de la corriente:
Sonda de Campeche y Litoral Tabasco. El frente del oleaje debe considerarse con la dirección de ola más probable: Un rumbo de S 11° 15’ E, mientras que la dirección de la velocidad de corriente es paralela a la batimetría (Ver Figura 4.10). La batimetría se considera uniforme y regular.
Figura 4.10 Dirección del oleaje y la corriente para el periodo de retorno de 10 a 100 años en la sonda de Campeche y Litoral Tabasco
“Requisitos mínimos para Inspección, Evaluación y Mantenimiento de Ductos Marinos en PEMEX”
Página 63 de 134
Zona Norte y Lankahuasa.
El frente del oleaje debe considerarse con la dirección de ola más probable: Un rumbo de S 78° 45’ W, mientras que la dirección de la velocidad de corriente es paralela a la batimetría (Ver Figura 4.11). La batimetría se considera uniforme y regular.
Figura 4.11 Dirección del oleaje y la corriente para el periodo de
retorno de 100 años en la zona Norte y Lankahuasa
Tabla 4.4. Parámetros para la evaluación por estabilidad hidrodinámica horizontal de líneas submarinas existentes.
CSS Gas Crudo
ALTA 0,9 1,1 MODERADA 0,8 1,0
Tabla 3. Factores de estabilidad hidrodinámica horizontal permisibles.
Cuando derivado de este análisis se requiera el estabilizado del ducto, se debe realizar un
análisis de flexibilidad de acuerdo al inciso 8.2.3, con la finalidad de obtener la ubicación de
las matrices de concreto y verificar que los esfuerzos no sobrepasen los permisibles.
4.5.2.2. Flotabilidad de tubería enterrada. Cuando la tubería se encuentre enterrada, tiende a flotar o hundirse en condiciones de tormenta, este fenómeno depende del peso de la tubería (incluyendo el contenido), densidad del suelo marino y su resistencia al esfuerzo cortante. La revisión de la flotabilidad de tuberías enterradas se debe realizar conforme.
“Requisitos mínimos para Inspección, Evaluación y Mantenimiento de Ductos Marinos en PEMEX”
Página 64 de 134
Análisis de flotabilidad de tubería enterrada. La revisión de la flotabilidad de tuberías enterradas se debe realizar de la siguiente manera:
1) Resistencia del suelo más la resistencia adicional por el peso del suelo sobre la tubería.
Ec. (4.1)
Donde:
Fuerza de resistencia del suelo al hundimiento o flotación por unidad de volumen de la tubería, en lb/pie3.
Resistencia al esfuerzo cortante del suelo no drenado, en N/m2 (lb/pie2).
Diámetro exterior total de la tubería, incluyendo el lastre de concreto, en m (pies).
Peso sumergido del suelo marino, en N/m3 (lb/pie3).
Espesor de suelo marino arriba de la tubería, en m (pies).
Área transversal de la tubería, incluyendo el lastre de concreto, en m2 (pie2).
2) Fuerza de flotación.
Ec. (4.2)
Donde: F Fuerza de flotación, en N/m3 (lb/pie3).
Peso seco de la tubería por unidad de longitud, en N/m (lb/pie). Incluye la suma de los pesos de la tubería, contenido, lastre de concreto y recubrimiento anticorrosivo.
Peso del volumen de agua desalojada por el ducto, en N/m (lb/pie).
Área transversal de la tubería, en m2 (pie2). Incluye el espesor del lastre de concreto.
Se debe cumplir la desigualdad siguiente:
F < RS 39 La revisión anterior se debe realizar considerando la resistencia al corte del suelo remoldeado (reducida).
“Requisitos mínimos para Inspección, Evaluación y Mantenimiento de Ductos Marinos en PEMEX”
Página 65 de 134
En caso de que no se cumpla el criterio de aceptación indicado en el inciso anterior, se debe realizar el estudio de estabilidad de acuerdo al inciso 4.5.2.1.
4.5.3. Análisis de flexibilidad.
Este análisis se debe realizar cuando:
• Se desconozca el estado estructural del ducto. • Posterior a la ocurrencia de algún evento extraordinario (huracanes, deslaves, sismos,
etc.) que haya desplazado el ducto y que ponga en riesgo su integridad estructural. • Haya registro de un cambio de trazo y perfil de la línea • Se tenga evidencia de fallas atribuibles a esfuerzos secundarios • Una inspección no destructiva PND revele la existencia de daños sensibles a
esfuerzos axiales o momentos flexionantes. • Se realicen modificaciones o adecuaciones en el ducto, interconexiones con otros ductos.
• Se requiera desplazar el ducto para la realización de reparaciones.
El análisis de flexibilidad se puede realizar a través de programas especializados de cómputo, basados en técnicas de elementos finitos (MEF) u otras que den una precisión similar a esta. Se debe considerar para el análisis la configuración geométrica actual del ducto, y las cargas estáticas y dinámicas actuantes generadas por las condiciones de operación, ambientales y ocasionales.
Para las condiciones de carga se deben considerar las condiciones máximas de operación sin variaciones a lo largo del ducto. Así mismo en lo tramos que se encuentran expuestos y azolvados se deben aplicar las fuerzas hidrodinámicas de acuerdo con lo indicado en 4.5.2.1.
Los esfuerzos máximos generados por las condiciones de carga indicadas, no deben sobrepasar los valores permisibles indicados. Así mismo se debe evaluar el esfuerzo circunferencial de acuerdo a lo establecido en el párrafo 4.5.3.1, el esfuerzo longitudinal de acuerdo a lo establecido en el párrafo 4.5.3.2 y el esfuerzo combinado (von Mises) de acuerdo con lo indicado en el párrafo 4.5.3.3.
En caso de que existan esfuerzos que sobrepasen los límites permitidos indicados en la Tabla 4.5 se debe realizar un análisis iterativo del comportamiento estructural para seleccionar las adecuaciones necesarias que permitan que el ducto opere dentro de los límites permisibles establecidos. Así mismo, se debe revisar que el ducto desplazado no interfiera con otros ductos o instalaciones cercanas.
Tabla 4.5 Combinaciones de carga y esfuerzos permisibles.
ESFUERZO TIPO DE CARGA SECCIÓN
Esfuerzo Circunferencial Presión interna y externa 4.5.3.1 Esfuerzo Longitudinal
máximo
Presión, temperatura, sustentación, oleaje,
corriente
4.5.3.2 Esfuerzo de Von Mises Presión, temperatura, sustentación, oleaje,
corriente
4.5.3.3
Los programas de computo empleados para el análisis de flexibilidad deben reportar los resultados en forma gráfica, con la finalidad que la interpretación sea sencilla y más rápida.
“Requisitos mínimos para Inspección, Evaluación y Mantenimiento de Ductos Marinos en PEMEX”
Página 66 de 134
4.5.3.1. Esfuerzo circunferencial. La tubería y sus componentes deben cumplir con el espesor mínimo requerido para soportar la presión máxima permisible de operación (PMPO) a las condiciones de servicio requerido, la cual no debe ser mayor a la presión de calibración de los dispositivos de seguridad de la línea y no debe rebasar la presión de diseño. La determinación del espesor de zona sana se debe hacer a partir de un número de mediciones que sea representativo del total del tramo a evaluar.
La máxima presión permisible de operación para líneas submarinas que transportan líquido o gas, está dada por la siguiente expresión:
Ec. (4.3)
Donde:
Presión Máxima Permisible de Operación, en kPa (lb/pulg2).
D Diámetro exterior nominal del tubo, en mm (pulg).
T Espesor mínimo medido en zona sana de tubería, en mm (pulg).
Specífied Mínimum Ultímate Tensile Strength (Esfuerzo de Tensión Ultimo Mínimo Especificado del tubo), en kPa (lb/pulg2).
Factor para evaluación por presión interna indicado en la Tabla 4.6.
Tabla 4.6. Factores para evaluación por presión interna (f_Ev).
Contenido Línea regular y arribos playeros
ar 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
La clasificación de la línea de acuerdo a su seguridad y servicio se debe hacer conforme al capitulo 3 de este tema. 4.5.3.2. Esfuerzo longitudinal. La capacidad del ducto a tensión longitudinal está
dada por la siguiente expresión:
Ec. (4.4)
Donde: TU Tensión longitudinal última, en N (Lbs). SMYS Specífied Mínimum Yield Strength (Esfuerzo de Fluencia Mínimo
Especificado de la tubería), en kPa (lb/pulg2).
Área nominal de la sección transversal de acero de la tubería, en mm (pulg).
Pérdida del área de sección transversal por corrosión, en mm2 (pulg2).
La capacidad permisible de tensión longitudinal (Tcp) se debe calcular con la expresión: Tcp=0.56T Ec. (4.5)
“Requisitos mínimos para Inspección, Evaluación y Mantenimiento de Ductos Marinos en PEMEX”
Página 67 de 134
Donde Tcp en N (Lbs) 4.5.3.3. Esfuerzo combinado Se deben calcular los esfuerzos combinados de acuerdo con:
Expansión y flexibilidad. Se deben revisar los esfuerzos por expansión y flexibilidad en zonas críticas como son: ducto ascendente, curva de expansión, cruces, interconexiones y otros. Se debe considerar en el análisis de flexibilidad el gradiente de temperatura a lo largo de la línea, tomando en cuenta la profundidad de enterrado.
El esfuerzo equivalente se debe calcular usando la siguiente expresión con base al esfuerzo combinado de Von Mises.
Ec. (4.6)
Donde:
Esfuerzo circunferencial debido a la presión del fluido, en N/mm2 (lb/pulg2).
Esfuerzo longitudinal, en N/mm2 (lb/pulg2).
T Esfuerzo cortante, en N/mm2 (lb/pulg2). El esfuerzo equivalente máximo no debe exceder:
Donde es el factor de diseño de esfuerzo equivalente.
= 1,00 (Instalación)
= 0,90 (Operación)
SMYS = Specified Minimum Yield Strength (Esfuerzo de Fluencia Mínimo Especificado de la tubería), en N/mm2 (lb/pulg2). 4.5.4. Esfuerzos de curvatura Donde se presenten curvaturas horizontales o verticales en la línea submarina diferentes al trazo original del ducto, se debe efectuar una revisión por esfuerzos de curvatura. El esfuerzo se obtiene mediante la expresión:
Ec. (4.7)
Donde:
Gc = Esfuerzo por curvatura, kPa (lb/pulg2) E = Módulo de elasticidad del acero, kPa (lb/pulg2) D = Diámetro de la tubería, cm (pulg)
“Requisitos mínimos para Inspección, Evaluación y Mantenimiento de Ductos Marinos en PEMEX”
Página 68 de 134
r = Radio de curvatura, cm (pulg) El esfuerzo por curvatura se debe comparar con el esfuerzo permisible obtenido aplicando la siguiente ecuación: Gper =0,18SMYS Ec. (4.8) Donde:
Gper = Esfuerzo permisible SMYS = Specified Mínimum Yield Strength (Esfuerzo de Fluencia Mínimo
Especificado de la tubería), en kPa (lb/pulg2) 4.5.5. Pandeo local. Este análisis se debe realizar cuando los ductos se encuentren fuera de operación o cuando se esté operando a menos del 20% de la presión de diseño. 4.5.5.1. Presión de Colapso (Pe). La capacidad permisible por presión de colapso en la evaluación de líneas submarinas existentes, se debe calcular conforme al punto siguiente:
Presión de colapso (Pc). La capacidad a presión neta de colapso (Pc) se debe calcular mediante la expresión:
Ec. (4.9)
Donde:
Presión de colapso, en N/mm2 (lb/pulg2).
Presión de fluencia por colapso
Presión elástica por colapso
factor de ovalización
Esfuerzo de Fluencia Mínimo Especificado de la tubería (Specified Minimum Yield Strength), en N/mm2 (lb/pulg2).
E Módulo de elasticidad del acero de la tubería, en N/mm2 (lb/pulg2). V Relación de Poisson = 0,30 para el acero. D Diámetro nominal del tubo, en mm (pulg.).
Diámetro máximo de la sección transversal de la tubería, en mm (pulg.).
Diámetro mínimo de la sección transversal de la tubería, en mm (pulg.).
T Espesor de pared del tubo en mm (pulg.).
La capacidad permisible de la tubería sometida a presión externa se debe calcular con la expresión:
Ec. (4.10)
Donde:
“Requisitos mínimos para Inspección, Evaluación y Mantenimiento de Ductos Marinos en PEMEX”
Página 69 de 134
PCDE Capacidad permisible de presión de colapso en línea submarina, en N/mm2 (lb/pulg2). La presión de colapso permisible calculada con la Ec. 4.9, debe garantizar que:
4.5.5.2. Propagación de Pandeo (Pp). La presión de propagación permisible en la evaluación de líneas submarinas existentes, se debe calcular de la siguiente forma (para los ductos fuera de operación):
Propagación de pandeo (Pp). La presión de propagación en líneas se debe calcular con la siguiente expresión:
Ec. (4.11)
Donde:
Presión de propagación, en N/mm2 (lb/pulg2).
Esfuerzo de Fluencia Mínimo Especificado de la tubería (Specified Minimum Yield Strength), en N/mm2 (lb/pulg2).
T Espesor de pared del tubo calculado de acuerdo a 8.1.3.2, en mm (pulg.). D Diámetro nominal del tubo, en mm (pulg.).
La capacidad permisible de la tubería ante el efecto de propagación de pandeo se debe calcular con la expresión:
Ec. (4.12)
Donde: Ppc Capacidad permisible por presión de propagación, en N/mm2 (lb/pulg2). La presión de propagación permisible calculada con la expresión 27, debe garantizar que:
En el caso del cálculo de la presión externa, se debe considerar la altura de ola máxima para un periodo de retorno de 10 años para la condición de instalación. Para la condición en operación se debe realizar la revisión de la presión de propagación considerando una altura de ola de tormenta para un periodo de retorno de 100 años. 4.5.6. Análisis de vorticidad. Este análisis debe realizarse cuando se tenga alguna modificación con respecto a la ingeniería original. Para el caso del ducto ascendente, cuando se modifique la separación entre abrazaderas. Para el caso de línea regular cuando existan tramos, cruces e interconexiones no soportados.
“Requisitos mínimos para Inspección, Evaluación y Mantenimiento de Ductos Marinos en PEMEX”
Página 70 de 134
El análisis de vorticidad se debe realizar conforme a:
Vorticidad. La vorticidad debida al flujo transversal del agua de mar actuando en un tramo libre induce oscilaciones tanto normales como perpendiculares al vector de flujo, pudiéndose presentar oscilaciones de gran amplitud (resonancia) si la frecuencia de la vorticidad se encuentra cercana a la frecuencia natural de vibración del claro libre. La frecuencia de vorticidad debe obtenerse con la siguiente expresión:
Ec. (4.13)
Frecuencia de vorticidad, Hz.
St Número de Strouhal = 0,2 V Velocidad del flujo perpendicular al eje de la tubería, m/seg (pies/seg). D Diámetro externo total incluyendo el crecimiento marino, m (pies).
Para el cálculo de la velocidad del flujo se debe considerar la altura de ola máxima para Zona B y altura de ola significante para Zona A. La vorticidad debe revisarse para periodos de retorno de 10 y 100 años. La frecuencia de excitación por vorticidad no debe estar dentro del rango de 0,8Fn y 1,2Fn, siendo Fn la frecuencia natural de la tubería, la cual se obtiene de la siguiente expresión:
Ec. (4.14)
Donde: C Constante que depende de las condiciones de apoyo.
Para tramos simplemente apoyados y 3,50 para tramos restringidos.
Longitud del claro, cm (pulg.).
E Modulo de elasticidad del acero, kg/cm2 (lb/pulg2). L Momento de inercia del acero, cm4 (pulg4).
Masa efectiva por unidad de longitud kg/cm (slug/pie).
Para la determinación de los rangos de velocidad donde pueden ocurrir oscilaciones producidas por la vorticidad, se deben utilizar los siguientes dos parámetros:
Ec. (4.15)
Ec. (4.16)
Donde: Vr Velocidad reducida, m/seg (pies/seg). Fn Frecuencia natural de la tubería, Hz. Ks Parámetro de estabilidad.
Decremento logarítmico del amortiguamiento estructural.
Densidad del agua, kg/m3 (lb/pie3).
“Requisitos mínimos para Inspección, Evaluación y Mantenimiento de Ductos Marinos en PEMEX”
Página 71 de 134
La masa efectiva por unidad de longitud de tubería se obtiene de la expresión:
Ec. (4.17)
Donde:
Peso del tubo, (kg/m) (lb/pie).
Peso del recubrimiento anticorrosivo, (kg/m) (lb/pie).
Peso del crecimiento marino, (kg/m) (lb/pie).
Peso del lastre de concreto, (kg/m) (lb/pie).
Peso del contenido, (kg/m) (lb/pie).
Peso del agua, (kg/m) (lb/pie).
Coeficiente de masa agregada.
Gravedad, m/seg2 (pies/seg2).
4.5.7. Análisis por fatiga. Este análisis debe realizarse cuando la línea regular se encuentre sometida a cargas o fuerzas cíclicas tanto internas como externas. El análisis por fatiga se debe realizar conforme a lo indicado en:
Fatiga. En línea regular y ducto ascendente, dependiendo de la longitud de los claros libres que se encuentren sometidos a cargas cíclicas producto de vibraciones por vorticidad, cargas hidrodinámicas, variación cíclica de presión y temperatura, entre otros, se debe realizar un análisis por fatiga. En el caso general donde se presenta variación de esfuerzos debido a la fluctuación de la amplitud de cargas cíclicas, puede utilizarse la hipótesis de daño lineal o Regla de Miner, la cual considera un histograma de esfuerzos en función de las amplitudes de carga. La vida de diseño por fatiga calculada con este método, debe ser al menos 10 veces la vida útil. El criterio de fatiga entonces se expresa como:
Ec. (4.18)
Donde: DFAT Daño acumulado por fatiga. ni Número de ciclos sostenidos en la i esima amplitud de esfuerzo. Ni Número de ciclos a la falla en la i esima amplitud de esfuerzo. I Número de amplitud de esfuerzo i = 1,…s.
“Requisitos mínimos para Inspección, Evaluación y Mantenimiento de Ductos Marinos en PEMEX”
Página 72 de 134
Figura 4.12 Velocidad Reducida vs Número de Reynolds.
4.5.8. Protección catódica El criterio de revisión de la protección catódica de las líneas submarinas y ductos ascendentes de acero, enterrados y/o superficiales se debe apegar a lo indicado en la norma NRF-047-PEMEX-2007. En caso de que no se cumpla con el criterio anterior, será necesario realizar el reforzamiento de la protección catódica con ánodos de sacrificio. Cuando existan cruzamientos y/o paralelismos con otras líneas submarinas, se debe revisar la interacción entre ambos sistemas mediante mediciones de potencial tubo-suelo y establecer las medidas correctivas para minimizar los efectos de la interacción.
4.5.9. Evaluación de daños
Las recomendaciones indicadas a continuación, no son limitativas y únicamente se permitirá la utilización de otros criterios cuando se demuestre con estudios de ingeniería basados en modelos de mecánica de fractura, elemento finito, pruebas de laboratorio, análisis de integridad basado en riesgo y confiabilidad y cualquier otro método de evaluación de daños que suponen un modo de falla plástico, así como la realización de pruebas hidrostáticas ó neumáticas.
Cuando exista una combinación de daños no incluida en esta sección se debe efectuar un análisis de ingeniería mediante modelos basados en mecánica de fractura, elemento finito, pruebas de laboratorio.
4.5.9.1. Corrosión localizada. La evaluación de la capacidad por presión interna en líneas submarinas con corrosión localizada debe tomar en cuenta la geometría de la indicación y propiedades mecánicas del ducto para determinar la presión de operación máxima segura (P’) la cuál esta determinada por:
P’ = Pf x fCP Ec. (4.19)
“Requisitos mínimos para Inspección, Evaluación y Mantenimiento de Ductos Marinos en PEMEX”
Página 73 de 134
Donde Pf = Presión de falla obtenida de acuerdo con el Anexo I. fCP = Factor de capacidad permisible por presión interna indicados a continuación:
Tabla 4.7 Factor de capacidad permisible por presion interna
Contenido Línea regular y arribos playeros
Ducto ascendente Gas 0,69 0,53
Crudo 0,63
Para el caso de requerirse determinar la resistencia remanente del ducto, ésta se debe obtener conforme el Anexo I de ésta norma de referencia.
4.5.9.2. Daños.
4.5.9.2.1. Abolladuras. Las tuberías con abolladuras deben ser retiradas o reparadas cuando reúnan cualquiera de las condiciones siguientes:
a) Las que afectan la curvatura de un tubo en la soldadura longitudinal o en cualquier soldadura circunferencial (a tope).
b) Las que contengan una rasgadura, rajadura o ranura. c) Las que excedan una profundidad de 6 mm (1/4 pulg.) en tubos de 323,85 mm (12
pulg) de diámetro nominal y menores, o 2% del diámetro nominal en tubos mayores de 323,85 mm (12 pulg).
4.5.9.2.2. Muescas y ranuras. Las tuberías que tengan muescas o ranuras con una profundidad mayor del 10% del espesor nominal de pared, deben ser retiradas o reparadas.
4.5.9.2.3. Daños calientes. Los daños calientes que tengan una profundidad no mayor al 10% del espesor nominal de la tubería no ameritan reparación ni estudio.
Los daños calientes iguales o mayores al 10% del espesor nominal de la tubería deben ser evaluados con estudios de ingeniería basados en modelos de evaluación de pérdida localizada de metal, aumentando un 10% las dimensiones del daño.
4.5.9.2.4. Zona esmerilada. Las zonas esmeriladas que tengan una profundidad no mayor al 10% del espesor nominal de la tubería y no contengan grietas o fisuras, no ameritan reparación ni estudio.
Las zonas esmeriladas iguales o mayores al 10% del espesor nominal de la tubería y que no contengan grietas o fisuras, deben ser evaluados con estudios de ingeniería basados en modelos de evaluación de perdida localizada de metal, aumentando un 10% las dimensiones del daño.
Las zonas esmeriladas que contengan grietas o fisuras deben ser evaluadas como grietas.
4.5.9.2.5. Defectos en soldadura. La evaluación de estos defectos debe cumplir con los criterios establecidos en la Tabla 7 en su sección "defectos en soldadura".
“Requisitos mínimos para Inspección, Evaluación y Mantenimiento de Ductos Marinos en PEMEX”
Página 74 de 134
4.5.9.2.6. Desalineamiento de uniones soldadas. Los desalineamientos de uniones soldadas deben evaluarse de acuerdo a lo indicado en la Sección VIII del API RP 579 o equivalente, cuando la altura del desalineamiento sea mayor del 25% del espesor mínimo medido en zona sana de ambos elementos o cuando éste se presente en combinación con algún otro daño o sometido a esfuerzos secundarios por cargas externas.
4.5.9.2.7. Laminaciones en metal base. Las laminaciones detectadas en el metal base que presenten un escalonamiento mayor al 10% del espesor de pared o que se encuentre en contacto con la soldadura, deben evaluarse de acuerdo a lo indicado en la Sección Vil del API STD 579 o equivalente, niveles 2 o 3 según el caso.
Una estimación de la presión de falla puede hacerse con la siguiente expresión:
Pfalla = (SMYS +10000)
Ec. (4.20)
Esté calculo debe hacerse solo con propósitos de priorización de reparación y no para establecer la presión de falla real del tramo afectado. Si se esta seguro de que no existen otros daños, la PMPO puede ser calculada por esta presión de falla multiplicada por el factor de seguridad.
Si el tramo de ducto con laminaciones presenta combinación con otro tipo de daños (corrosión interna, SCC, etc) o sometido a fatiga o esfuerzos flexionantes significativos cualquier laminación con escalonamiento mayor al 10% debe ser reparado.
4.5.9.2.8. Áreas de inclusiones no metálicas. Se debe evaluar con el mismo criterio empleado en el inciso 4.5.9.2.7.
4.5.9.3. Evaluación de otros daños por servicio
4.5.9.3.1. Agrietamiento inducido por Hidrogeno (HIC). Las áreas de agrietamiento por HIC en forma de laminaciones, que no presenten abultamiento podrán ser evaluadas con el criterio de evaluación de laminaciones, siempre y cuando su extensión no sea mayor 1 hora técnica en la dirección circunferencial y %A diámetro en la dirección longitudinal del tubo y no estén conectadas con soldaduras.
Las grietas por HIC en forma de ampollas aisladas o que estén separadas una de otra, al menos una longitud de la menor ampolla, podrán ser evaluadas como pérdidas de metal, tomando como espesor remanente el opuesto al abultamiento.
Las grietas por HIC conectadas a una soldadura de costura o de campo, cuya dimensión en cualquier dirección sea menor a 1/2 diámetro, deben ser evaluadas por mecánica de fractura, considerando la longitud de grieta como la extensión conectada a la soldadura y la profundidad a considerar debe ser la mayor entre el plano de la grieta y la pared del tubo.
Las grietas por HIC que excedan las dimensiones anteriores deben ser evaluadas con estudios de ingeniería basados en modelos de mecánica de fractura, elemento finito o pruebas hidrostáticas a la falla de tramos con daño similar.
4.5.9.3.2. Agrietamiento por corrosión bajo esfuerzos (SCC). Las grietas por SCC deben ser evaluadas conforme a lo establecido en la Tabla 7.
“Requisitos mínimos para Inspección, Evaluación y Mantenimiento de Ductos Marinos en PEMEX”
Página 75 de 134
Las grietas por SCC deben ser evaluadas con estudios de ingeniería basados en modelos de mecánica de fractura, elemento finito o pruebas hidrostáticas a la falla de tramos con daño similar. Este análisis se debe enfocar a la identificación y mitigación de las causas que dieron origen al SCC.
4.5.9.4. Desprendimiento de lastre concreto. Cuando se tengan desprendimientos de lastre de concreto en la línea submarina, el contratista debe realizar un análisis de estabilidad hidrodinámica de acuerdo a lo indicado en el inciso 4.5.2 considerando un lastre de concreto equivalente. Para calcular dicho lastre de concreto equivalente, se debe cuantificar el peso que la tubería ha perdido en un determinado tramo, el cual se le restará al espesor de lastre de concreto original de la tubería, de tal manera que se obtenga un nuevo espesor de lastre de concreto reducido.
“Requisitos mínimos para Inspección, Evaluación y Mantenimiento de Ductos Marinos en PEMEX”
Página 76 de 134
Tabla 4.8 Criterios de aceptación de defectos en tuberias y métodos de reparación definitivos
-
TIPO CRITERIOS DE ACEPTACIÓN (para defectos aislados)
ACCIONES CORRECTIVA CUANDO NO SE CUMPLA EL CRITERIO DE ACEPTACIÓN
Abolladuras
-Las que no excedan una profundidad de 6 mm en un tubo de 12" y menores o 6% del diámetro nominal de tubos mayores de 12" y no afecten a una unión soldada (longitudinal o circunferencial) y no contengan ninguna arrancadura o ranura.
1 02
Muescas y
ranuras Profundidad menor de 10% del espesor nominal 1,2o3
Defectos en
soldadura
- Penetración inadecuada y fusión incompleta -Cavidades por quemaduras -Inclusiones de
escoria
-Porosidad o burbujas de gas -Socavación
Menores a 25,4 mm (1") de longitud
Para diámetros de 12" y menores, hasta 6,4 mm (1/4") de longitud y para diámetros mayores de 12", hasta un espesor nominal del material base, si el espesor es mayor a 6,4 mm (1/4"). Hasta 50,8 mm (2") de longitud o 1,6 mm (1/16") de ancho.
Hasta 1,6 mm (1/16") de diámetro.
Hasta una profundidad de 0,8 mm (1/32") o 12,5% del espesor, si el espesor es mayor a 0,8 mm (1/32") y su longitud no exceda el valor de 50,8 mm (2") o 1/8 de la longitud de soldadura, el que sea menor.
1,2
o 4
1 02
1 02
1 o
2 1
02 Laminaciones en metal base
Profundidad menor de 10% del espesor nominal y sin contacto con la soldadura.
1, 2, 5 o 6
Quemaduras por arco (Daños Calientes)
De acuerdo al resultado del estudio indicado en el inciso 4.5.9.2.3 1,2,3 o 4
Grietas o fisuras
Inaceptable cualquier tamaño. Reparar a la brevedad posible con base en un estudio de mecánica de fractura. Las grietas pasantes o que hayan alcanzado su tamaño critico de acuerdo a un estudio de mecánica de fractura deben ser reparadas de inmediato, entre tanto la presión debe reducirse a un nivel seguro establecido de acuerdo al mismo estudio.
1 02
Corrosión externa generalizada
Espesor mínimo requerido de acuerdo a la sección 4.5.3.1 1, 2, 5 o 6
Corrosión interna generalizada
Espesor mínimo requerido de acuerdo a la sección 4.5.3.1 1, 2 o 6
Corrosión externa localizada
De acuerdo a 4.5.9.1 1,2, 4,5 06
Corrosión interna localizada
De acuerdo a 4.5.9.1 1, 2 o 6
REPARACIONES: 1. Sustitución de tramo. 2. Envolvente circunferencial completa soldada. 3. Esmerilado de acuerdo al inciso 4.6.2.1. 4. Relleno con material de aporte 5. Refuerzo no metálico (no se debe aplicar si existen flexiones o pandeos significativos en el tramo a
reparar ni deben ser expuestas a radiación solar directa). 6. Operar a presión reducida de acuerdo a la sección 4.5.3.1
“Requisitos mínimos para Inspección, Evaluación y Mantenimiento de Ductos Marinos en PEMEX”
Página 77 de 134
4.6. Mantenimiento.
4.6.1. Mantenimiento preventivo.
Inyección de inhibidores, reforzamiento de la protección catódica, rehabilitación de la protección anticorrosiva e instalación de cupones para evaluar velocidades de corrosión interior deben ser considerados como acciones de un mantenimiento preventivo, definidos bajo previa evaluación de ingeniería.
4.6.1.1 Inyección de inhibidores. Se debe verificar si el ducto cuenta con un programa de inyección de inhibidores para evaluar su aplicabilidad y comprobar su eficiencia. En caso de no tenerlo será necesario implementar un programa .de acuerdo a los criterios indicados en la NRF-013-PEMEX-2009 y NRF-005-PEMEX-2009. La corrosión interior del ducto en el cual se esté utilizando un sistema de inhibidores, no debe ser mayor de 2 MPA de acuerdo a lo indicado en los incisos de la norma de referencia NRF-005-PEMEX-2009.
4.6.1.2. Reforzamiento de la protección catódica. El reforzamiento se debe realizar instalando ánodos de sacrificio mediante soldadura húmeda en aquellos puntos donde, como resultado de la inspección y del perfil de potenciales, existan bajos potenciales de protección.
4.6.1.3 Protección anticorrosiva. Se debe rehabilitar la protección anticorrosiva cuando se
detecte que se encuentra en mal estado y cuando se realiza alguna reparación en el ducto ascendente o línea regular de acuerdo a las normas NRF-004-PEMEX-2011 y NRF-026-PEMEX-2008.
4.6.1.4 Monitoreo de la velocidad de corrosión interior. Se debe llevar a cabo la instalación de testigos de tipos gravimétricos ó electroquímicos, debidamente separados, acondicionados, pesados y calibrados de acuerdo a las condiciones de operación y a las características químicas de los productos transportados, las cuáles también determinaran los periodos de exposición.
4.6.2. Mantenimiento correctivo.
El método de reparación a utilizar en una tubería con disminución de espesor de pared por corrosión o con algún tipo de daño mecánico dependerá del tipo de anomalía, de acuerdo a lo indicado en la Tabla 7. Si la línea puede sacarse de operación será preferible realizar una reparación definitiva del tipo remplazo, sustituyendo la sección del tubo que contiene el daño. En el caso de no poder dejar de operar la línea se podrá optar por una reparación provisional mediante abrazaderas de fábrica, o por una reparación definitiva del tipo reforzamiento, consistente en la colocación de una envolvente metálica soldada o un refuerzo no metálico. Si se opta por la reparación provisional, se debe programar una reparación definitiva en un plazo no mayor de 30 días.
Dichas alternativas de reparación deben seleccionarse, también con base a un estudio técnico-económico y de costo - beneficio que garantice la seguridad de la instalación durante su vida útil o remanente.
“Requisitos mínimos para Inspección, Evaluación y Mantenimiento de Ductos Marinos en PEMEX”
Página 78 de 134
4.6.2.1. Esmerilado. Los daños mecánicos, daños calientes o imperfecciones superficiales podrán ser eliminados por un sistema adecuado de esmerilado cuando se justifique por un análisis de severidad de daños. En el esmerilado deben evitarse los sobrecalentamientos, enfriamientos bruscos y agrietamientos y el área esmerilada debe de contornearse a un perfil suave. La Tabla 7 indica los casos en que se puede aplicar este tipo de reparación.
Se podrá reparar la zona con el daño caliente a través de esmerilado si el espesor remanente de la tubería después del esmerilado no se reduce a un valor menor al 90% del espesor nominal mínimo requerido de acuerdo al inciso 4.5.3.1. De otra manera, la reparación queda prohibida y el tramo de tubería dañado debe reforzarse ó remplazarse.
Las áreas donde el esmerilado ha reducido el espesor de pared remanente a un valor menor del espesor de pared calculado de diseño de acuerdo a la NRF-013-PEMEX-2009, disminuido en una cantidad igual a la tolerancia de corrosión aplicable (se considera la tolerancia de 0,125" para una vida útil de 20 años, valor que se debe reducir en promedio 0,006" por año de servicio), pueden ser analizadas en la misma forma como se trata a la corrosión localizada del tipo de picaduras, para determinar si las áreas necesitan ser remplazadas, reparadas o la presión de operación reducida de acuerdo al inciso 4.5.9.1.
Se debe esmerilar por capas delgadas, tratando de formar una superficie parabólica. Al final de cada capa se debe medir, por medio de ultrasonido, el espesor de pared remanente, con el objeto de no esmerilar más del 10%. Posteriormente se debe aplicar la prueba de partículas magnéticas, en caso de detectar indicaciones de grietas se debe continua esmerilando el área agrietada siempre y cuando la profundidad de la grieta no implique un riesgo de ruptura de acuerdo a un análisis por mecánica de fractura; en caso de existir riesgo de ruptura se debe suspender el esmerilado y se debe reparar la sección acorde a la magnitud del daño generado.
4.6.2.2. Soldadura de relleno. Las pequeñas áreas corroídas, ranuras, ralladuras y quemaduras por arco pueden ser reparadas con depósitos de metal de soldadura.
El metal de soldadura utilizado en reparaciones debe estar de acuerdo con los requerimientos de la especificación apropiada de la tubería, para el grado y tipo que está siendo reparado.
Una vez que el área a reparar se ha esmerilado según 4.6.2.1 y que se encuentre lisa, uniforme y libre de grasa, pintura y otras impurezas que puedan afectar la soldadura, se procederá a la reparación por medio de soldadura de relleno. Los cordones de soldadura se deben colocar paralelos uno con respecto al otro, en la dirección circunferencial de la tubería. Se debe depositar un cordón de refuerzo que circunde los cordones de soldadura anteriores y finalmente se deben colocar cordones de soldadura en la dirección longitudinal de la tubería, de manera que se forme una cuadrícula con los cordones en dirección circunferencial pero que queden circunscritos en el cordón de refuerzo.
Todos los soldadores que realicen trabajos de reparación deben ser calificados de acuerdo con los lineamientos establecidos por la AWS y en concordancia con lo que se especifique en la última edición del código ASME sección IX, artículos II y III o por el código API STD 1104, secciones 1 y 2 o sus equivalentes. También deben estar familiarizados con las
“Requisitos mínimos para Inspección, Evaluación y Mantenimiento de Ductos Marinos en PEMEX”
Página 79 de 134
precauciones de seguridad y otros problemas asociados con la soldadura sobre ductos que contengan hidrocarburos. La soldadura debe comenzar sólo después de comprobarse que no existen atmósferas explosivas en el área de trabajo.
La Tabla 7 indica los casos en que se puede aplicar la soldadura de relleno.
4.6.2.3. Estabilizado de líneas. Cuando los resultados del análisis de estabilidad hidrodinámica realizado de acuerdo al inciso 4.5.2.1 indiquen que la línea es potencialmente inestable, se tiene la opción de dragar la tubería a una profundidad que garantice su estabilidad o se podrán utilizar sacos de arena/cemento, malla lastrada o algún otro dispositivo que cumpla con la función de elementos estabilizadores.
Los elementos estabilizadores serán bajados hasta el fondo, donde serán colocados en su posición de tal manera que se obtenga la configuración indicada en los planos de ingeniería.
4.6.2.4. Envolvente de refuerzo. Si no es posible sustituir un tramo de ducto con defectos dictaminados para reparación, las reparaciones de tipo permanente podrán realizarse mediante la instalación de una envolvente capaz de restituir la resistencia mecánica del tubo conductor, mantener la hermeticidad y tener una vida útil igual o mayor a la del tubo conductor. La selección del tipo de envolvente a instalar depende de un análisis especifico de la problemática de la reparación.
Para reparaciones de abolladuras, grietas y fisuras que puedan ser consideradas reparables (ver tabla 7), debe usarse un material de relleno para llenar el vacío entre la envolvente y el tubo, con el propósito de transferir adecuadamente las cargas por presión del ducto conductor a la camisa de refuerzo, proveer un aislamiento térmico y ser estable física y químicamente durante su vida útil.
Un tubo con quemaduras o ranuras, ocasionadas normalmente al realizar trabajos de corte o al aplicar soldadura con arco eléctrico, puede ser reparado instalando envolventes soldables, siempre y cuando la quemadura o la ranura sea removida por esmerilado y el espesor remanente sea mayor al espesor mínimo requerido en el inciso 4.5.3.1.
La soldadura circunferencial en las envolventes es opcional cuando éstas se instalen únicamente para refuerzo y no para contener la presión interna o cuando no se tenga fuga en la tubería. Se deben dar consideraciones especiales para minimizar concentraciones de esfuerzos resultantes de la reparación (esfuerzos residuales). Las envolventes circunferenciales completas soldadas instaladas para eliminar fugas, o para contener la presión interna, deben estar diseñadas para contener ó soportar la presión máxima de operación del ducto que se va a reparar. Dicha envolvente será soldada en su totalidad, tanto circunferencial como longitudinalmente. La camisa debe extenderse por lo menos 100 mm (4 pulg.) a cada lado del defecto y como máximo la mitad del diámetro, siempre y cuando exista sanidad del ducto, con el propósito de asegurar que la camisa cumpla satisfactoriamente su función. Como mínimo deben tener el mismo espesor y especificación de la tubería conductora o su equivalente, además de ser habilitadas y colocadas sobre la superficie exterior de las tuberías, previa limpieza a metal blanco. Si el espesor de la envolvente es mayor que el espesor del tubo que se va a reparar, los
“Requisitos mínimos para Inspección, Evaluación y Mantenimiento de Ductos Marinos en PEMEX”
Página 80 de 134
extremos circunferenciales de dicha envolvente deben ser biselados hasta alcanzar un espesor igual al de la tubería.
Si el ducto no se deja de operar durante una reparación que involucre trabajos de soldadura, se debe reducir la presión de operación a un nivel seguro, realizándose en cada caso un análisis en el que participen las dependencias de Operación, Mantenimiento y Seguridad de la entidad responsable del ducto. Dicho análisis debe contener como mínimo los resultados de la inspección ultrasónica, pruebas no destructivas, cálculos para determinar la presión máxima y otras medidas de seguridad adicionales a los criterios que sugieren las prácticas recomendadas al respecto.
Las reparaciones con envolvente metálica soldada deben realizarse de acuerdo a lo indicado en la sección A851 del ASME B31.8.
La Tabla 7 indica los casos en los que se puede utilizar envolvente de refuerzo.
4.6.2.5. Envolvente mecánica. Las envolventes mecánicas (dispositivos como abrazaderas de fábrica o hechizas atornilladas en la sección de la tubería) se deben utilizar para la reparación de anomalías en tuberías que estén trabajando ya sea a bajas o altas presiones y temperaturas. Su construcción permite realizar los trabajos de reparación mientras la línea continúa en operación.
Las camisas mecánicas son consideradas reparaciones provisionales, por lo que debe programarse la reparación definitiva en un término no mayor de 30 días. Sí una camisa mecánica se suelda a la tubería, se considerara como reparación definitiva.
La reducción de la presión de la línea mientras se efectúa la reparación permanente o definitiva, depende de las condiciones de operación y del diseño de la camisa mecánica.
4.6.2.6. Sustitución de carrete. Si es factible que el ducto sea sacado de servicio, éste se debe reparar cortando una pieza cilíndrica (carrete) conteniendo la anomalía y remplazándolo con otro carrete de espesor de pared y grado similar o mayor que reúna los requerimientos del inciso 4.5.3.1, con una longitud no menor de un diámetro del tubo para diámetros mayores de 168 mm (6 pulg.) o 200 mm para diámetros menores. Cuando se programe la reparación de una sección de tubería mediante el corte y sustitución de la porción dañada, el carrete debe someterse a una prueba hidrostática como se requiere para una tubería nueva de acuerdo a lo indicado en los códigos ASME B31.4 y B31.8, así como el API RP 1110 o equivalente.
Esta prueba puede ser realizada antes de su instalación, aceptándose que se realice en fábrica, o con equipo de prueba en campo, siempre y cuando se cuente con la documentación correspondiente y se efectúe el radiografiado u otras pruebas no destructivas (excepto la inspección visual) a todas las soldaduras a tope del empate después de su instalación.
Las soldaduras realizadas durante la sustitución de carretes deben ser examinadas al 100% por métodos no destructivos como se indica en el código API RP-1104, secciones 5 y 8 o equivalente.
“Requisitos mínimos para Inspección, Evaluación y Mantenimiento de Ductos Marinos en PEMEX”
Página 81 de 134
4.6.2.7. Refuerzo no metálico. En el caso de que no exista fuga, una opción para reparación en lugar de utilizar la envolvente metálica soldada, puede ser la colocación de envolventes no metálicas (Resina epóxica reforzada con fibra de vidrio), para dar reforzamiento a la tubería debilitada por la corrosión o por daños mecánicos.
La utilización de envolventes no metálicas para la reparación de tuberías con disminución de espesor por corrosión o con daños mecánicos, está sujeta a que se demuestre que el producto soportará como mínimo la misma presión que soporta la tubería metálica así como, que el producto este diseñado para trabajar en los rangos de temperatura y condiciones marinas en los que opera la línea de conducción.
El material no metálico utilizado como refuerzo debe estar soportado documentalmente con pruebas de laboratorio y pruebas de campo, además de comprobarse su uso en instalaciones similares de operación y servicio
Los refuerzos no metálicos se consideran reparaciones definitivas, por lo que no se requiere programar otro tipo de reparación.
“Requisitos mínimos para Inspección, Evaluación y Mantenimiento de Ductos Marinos en PEMEX”
Página 82 de 134
4.7. Formatos.
4.7.1. Inspección.
El encargado de la inspección debe entregar la información en los formatos indicados en la Tabla 8, los cuales se detallan en el Anexo F.
Tabla 8. Formatos de inspección
FORMATO Ducto ascendente
Línea Regular FORMATOS DE INSPECCIÓN
FI01. Isométrico General FI02. Isométrico Específico FI03. Listado de Elementos FI04. Listado de Soporte FI05. Listado de Válvulas y Bridas FI06. Visual General FI07. Visual Específico FI08. Medición de espesores General FI09. Medición de espesores Específico FI10. Partículas Magnéticas General FI11. Partículas Magnéticas Específico FI12. Ultrasonido (haz recto) General FU 3. Ultrasonido (haz recto) Específico FI14. Ultrasonido (haz angular) General FU 5. Ultrasonido (haz angular) Específico FU 6. Abrazaderas FU 7. Zona de Mareas y oleaje FU 8. Inspección de junta aislante FI19. Ánodos de sacrificio FI20. Conector ducto ascendente curva de expansión FI21. Curva de expansión FI22. Defensa del ducto ascendente FI23. Líquidos penetrantes General FI24. Líquidos penetrantes Específico FI25. Alineamiento de línea regular FI26. Potenciales en línea regular
FORMATOS DE RESUMEN DE INSPECCIÓN
FRI01. Resumen de hallazgos para inspección externa
(TO y T1)
FRI02. Hallazgos en línea regular con ROV (T2)
FRI03. Resumen de inspección de Pruebas No
Destructivas (T3)
FRI04. Resumen de inspección con equipo
instrumentado (T4)
.
“Requisitos mínimos para Inspección, Evaluación y Mantenimiento de Ductos Marinos en PEMEX”
Página 83 de 134
4.7.2. Evaluación.
El encargado de la evaluación debe entregar la información de los ductos ascendentes o línea regular evaluados en los formatos indicados en la Tabla 9 (ver Anexo G). En caso de que no exista formato para la indicación evaluada y cuyo resultado de esta evaluación sea un daño, se debe reportar en el formato de evaluación FE01.
Tabla 9. Formatos de evaluación
FORMATO Ducto ascendente
Línea Regular FE01. Resumen de indicaciones dictaminadas para
reparación
FE02. Estabilidad hidrodinámica horizontal y flotabilidad FE03. Análisis de flexibilidad FE04. Análisis de esfuerzos por curvatura. FE05. Pandeo local FE06. Análisis de vorticidad FE07. Evaluación de indicaciones contenidas en el
espesor
FE08. Protección catódica FE09. Fatiga
4.7.3. Mantenimiento.
El encargado del mantenimiento debe entregar la información de los ductos ascendentes o línea regular en los formatos indicados en la Tabla 10 (ver Anexo H).
Tabla 9. Formatos de mantenimiento
FORMATO Ducto
ascendente Línea
Regular
FM01. Mantenimiento Preventivo
FM02. Mantenimiento Correctivo
4.8. Disposiciones de Protección Ambiental y Seguridad Industrial.
Durante las actividades de inspección y mantenimiento se deben de considerar las disposiciones de la Ley General de Equilibrio Ecológico y Protección Ambiental (LGEEPA), sus Reglamentos que apliquen y el Reglamento para prevenir y controlar la contaminación del mar por vertimiento de desechos y otras materias.
El contratista se debe apegar al Reglamento de Higiene y Seguridad de Pemex mientras trabaje dentro de las instalaciones.
El contratista debe atender las "Disposiciones en materia de seguridad industrial y protección ambiental que deben cumplir los contratistas de Pemex"; particularmente cuando se realicen actividades de inspección y mantenimiento, tanto en superficie como submarinas, se debe cumplir con lo que se establece en dichas disposiciones para la obtención de permisos de trabajos con riesgo. Se deben cumplir los requisitos mínimos de seguridad para el personal que realiza
“Requisitos mínimos para Inspección, Evaluación y Mantenimiento de Ductos Marinos en PEMEX”
Página 84 de 134
actividades de buceo comercial conforme a lo que establecen las normas extranjeras o equivalentes, OSHA 1915.6 "Operaciones de buceo comercial" y CFR 29 Sección T.
4.9 RESPONSABILIDADES.
4.9.1 Petróleos Mexicanos, Organismos Subsidiarios y Empresas Filiales.
Aplicar los requisitos y recomendaciones de esta norma, en las actividades de inspección, evaluación y mantenimiento de ductos ascendentes y líneas submarinas, a fin de asegurar una operación confiable y eficiente de las mismas.
4.9.2 Subcomité técnico de Normalización de Pemex Exploración y Producción.
Establecer comunicación con las áreas usuarias de Petróleos Mexicanos, Organismos Subsidiarios y Empresas Filiales, asi como con prestadores de servicios, para mantener su contenido y requerimientos actualizados, con el fin de asegurar que los ductos ascendentes y líneas submarinas operen de una manera confiable y segura.
La verificación del cumplimiento de esta norma, será realizada por el área usuaria, verificando y atestiguando los trabajos realizados y su conformidad con los resultados registrados en los formatos indicados en el inciso 4.7.
4.9.3 Contratistas y prestadores de servicio. Cumplir como mínimo con los requerimientos especificados en esta norma. 4.10 CONCORDANCIA CON OTRAS NORMAS. Esta norma de referencia no concuerda con ninguna Norma Mexicana o Internacional.
“Requisitos mínimos para Inspección, Evaluación y Mantenimiento de Ductos Marinos en PEMEX”
Página 85 de 134
Conclusiones
El transporte de hidrocarburos a través de líneas submarinas es una parte fundamental de la infraestructura de explotacion de las vastas reservas con que se cuenta en las regiones marinas de Pemex Exploracion y Producción. Donde la seguridad y confiabilidad de los ductos e iontalaciones es un aspecto preponderante. PEMEX es una empresa con la mayor contribución fiscal al pais, la cual comercializa en el mercado
interno y externo, de aquí se desplega la importancia de mantener la integridad mecanica a la red de
ductos marinos a su alcance.
La inspeccion, evaluacion y mantenimiento a los ductos marinos es una de la responsabilidades
mas importantes a cargo de PEMEX para una mejor produccion y transporte de sus productos, que
al mismo tiempo comprometida con el medio ambiente.
El ambiente marino posee dos importantes características que hacen crítico el mantenimiento a ductos en este medio. La primera es el grave impacto económico y ecológico que ocasiona la falla de una tubería marina y la segunda es la dificultad natural que impone el medio para realizar las reparaciones. Es importante recalcar que un descuido por falta de inspeccion, mantenimiento y evaluacion en los
ductos marinos pueden ocasionar perdidas economicas, problemas al medio ambiente (muerte de
especies vegetales y animales) y accidentes que acabarian con la vida de personas.
“Requisitos mínimos para Inspección, Evaluación y Mantenimiento de Ductos Marinos en PEMEX”
Página 86 de 134
DEFINICIONES Y TERMINOLOGÍA. Para los fines de esta Norma, así como para las actividades que se desarrollan en los trabajos relacionados con Normatividad, se utilizarán como definiciones las siguientes: Abolladura. Depresión en la superficie del tubo. Anomalía. Condición no deseable en el cuerpo de la tubería, sus accesorios o en el medio circundante. Área efectiva de la indicación. Área efectiva de la pérdida por corrosión obtenida mediante el perfil de corrosión. Arribo playero. Tramo del ducto, interfase marino-terrestre, que incluye soportaría y junta aislante. Batimetría. Rama de la oceanografía que trata de la determinación de las profundidades de los fondos oceánicos y marinos. Con los resultados de la exploración batimétrica de una zona marina se trazan los mapas batimétricos constituidos por curvas de nivel de valores negativos respecto al nivel del mar. Constricción. Discontinuidad geométrica que se encuentra bajo un estado de esfuerzos multiaxial. Se consideran pérdidas de metal de diámetro menor a dos veces el espesor nominal del tubo y profundidad mayor a 50% de este espesor, como indicaciones bajo constricción. Crecimiento marino. Material de origen orgánico que en el tiempo se va formando y creciendo alrededor de las estructuras inmersas en el mar. Curva de expansión. Componente de la tubería submarina formado principalmente por codos y tramos rectos, que unen al tramo vertical sumergido del ducto ascendente por medio de una unión bridada, con la línea regular mediante una unión soldada; diseñada en forma de “L” ó “Z” para absorber deformaciones térmicas o movimientos de la línea regular, y que se sujeta a la plataforma por una abrazadera al nivel del fondo marino. Cuello de ganso. Componente del ducto constituido de tubería y codos unidos desde el monoblock hasta la trampa de diablos. Daño caliente (quemadura). Pérdida de material debida al arco inducido por el paso del electrodo. Daño mecánico. Es aquel producido por un agente externo y puede estar dentro o fuera de norma. Defecto. Indicación de magnitud suficiente para ser rechazada como resultado de la evaluación por los procedimientos de evaluación que apliquen. Ducto ascendente. Elemento del ducto marino que comprende la curva de expansión, tramo vertical sumergido, zona de mareas, tramo vertical atmosférico, cuello de ganso y trampa de diablos, incluye abrazaderas y junta aislante. Envolvente de refuerzo. Cuerpo sólido que envuelve completamente por el exterior a un tramo de tubo, con el propósito de constituir un respaldo o refuerzo mecánico.
“Requisitos mínimos para Inspección, Evaluación y Mantenimiento de Ductos Marinos en PEMEX”
Página 87 de 134
Equivalente.- Documento normativo nacional o extranjero (Norma, Código, Especificación, Estándar o Práctica Recomendada) que no es Norma Oficial Mexicana (NOM), Norma Mexicana (NMX), o Norma evaluar y que se establecen como requisitos, además de valores y características (físicas, químicas, fisicoquímicas, mecánicas o de cualquier naturaleza) iguales o mejores a las del documento normativo al que hace referencia la presente norma. Esfuerzo. La reacción de un cuerpo a la acción de fuerzas, cargas, presiones o desplazamientos aplicados y se expresa como fuerza por unidad de área, siendo sus unidades más usuales kg/cm2 o lb/pulg2. Grieta. Hendidura o abertura pequeña en la pared del tubo o en soldaduras longitudinales o circunferenciales. Indicación. Discontinuidad o irregularidad detectada por la inspección no destructiva. Línea regular. Elemento del ducto marino que comprende la tubería sobre el lecho marino o enterrada en el mismo, cruces en el lecho marino, disparos o interconexión submarino, válvulas submarinas, bridas de desalineamiento, ánodos de sacrificio (Medición de potenciales ducto-suelo, inspección de ánodos) y acolchonamiento del ducto. Muesca. Sinónimo de identación, ranura, entalla, rayón o tallón. Pérdida de material en la pared del ducto producida por el golpe o rozamiento de un objeto agudo. Perfil de corrosión. Conjunto de lecturas que define el contorno longitudinal y/o axial de una región con pérdida de espesor metálica por corrosión. Picadura. Corrosión localizada de una superficie de metal, confinada a un punto o a una área pequeña, la cual tiene forma de cavidad. Potencial de polarización. Diferencia de potencial entre una tubería de acero enterrada y/o sumergida protegida catódicamente y un electrodo de referencia en contacto con el electrolito. Presión de diseño. Es la presión máxima permitida calculada de acuerdo a esta Norma. Presión máxima permisible de operación (PMPO). Es la presión máxima a la que un ducto o segmento puede ser operado, de acuerdo con los lineamientos de esta norma. Reparación definitiva. Es el reforzamiento o remplazo de una sección de tubería conteniendo un defecto o daño. El reforzamiento consiste en la colocación de una envolvente metálica soldada longitudinalmente y donde la soldadura circunferencial de la envolvente es opcional si es que no existe fuga. Reparación provisional. Es la acción de colocar dispositivos como abrazaderas de fábrica o hechizas atornilladas en la sección de tubería que contiene un daño o defecto y que debe ser reparada en forma definitiva o permanente lo más pronto posible. Resonancia. Incremento en la amplitud de desplazamiento de un ducto debido a una fuerza cuya frecuencia es igual o muy cercana a la frecuencia natural de vibración del sistema.
“Requisitos mínimos para Inspección, Evaluación y Mantenimiento de Ductos Marinos en PEMEX”
Página 88 de 134
Sanidad de ducto. Area de un ducto cuyo material base y/o soldadura no contiene imperfecciones de tal forma que se puede aplicar soldadura, de una manera segura, sobre la superficie del ducto sin ponerlo fuera de servicio. Tenacidad. Capacidad de un metal para absorber energía durante el proceso de fractura. Temperatura de Transición Dúctil-Frágil (TTDF). Temperatura a la cual un material presenta cambio de un comportamiento dúctil a frágil. Tiempo de vida remanente ( TVR ): Es el tiempo que tarda una indicación en crecer desde su tamaño al momento de la inspección, hasta su tamaño crítico, que es el tamaño que produce una fuga o falla. Zona sana de la tubería. Es el tramo de la tubería que al ser inspeccionado no reporta daños ni defectos y no contiene reparaciones tales como parches, envolventes o cualquier otro tipo de refuerzo mecánico.
“Requisitos mínimos para Inspección, Evaluación y Mantenimiento de Ductos Marinos en PEMEX”
Página 89 de 134
SÍMBOLOS Y ABREVIATURAS. AGA American Gas Association (Sociedad Americana del Gas) ASNT American Society of Non Destructive Test (Sociedad Americana de Pruebas no Destructivas) AWS American Welding Society (Sociedad Americana de Soldadura) CSS Categorización de líneas submarinas por seguridad y servicio. HIC Hydrogen Induced Cracking (Agrietamiento inducido por hidrógeno) MPA Milésimas de pulgadas por año PEMEX Petróleos Mexicanos y organismos subsidiarios. PMPO Presión máxima permisible de operación PND Pruebas no destructivas SCC Stress Corrosión Cracking (Agrietamiento por corrosión bajo esfuerzos) T0 Inspección externa inicial T1 Inspección externa T2 Inspección externa con equipo de operación remota T3 Inspección externa con pruebas no destructivas T4 Inspección interna con equipo instrumentado UT Ultrasonido
UTM Universal Transverse Mercator (Sistema de coordenadas universal)
“Requisitos mínimos para Inspección, Evaluación y Mantenimiento de Ductos Marinos en PEMEX”
Página 90 de 134
ANEXOS.
ANEXO B. DIMENSIONES SIGNIFICATIVAS DE INDICACIONES DETECTADAS POR PRUEBAS NO DESTRUCTIVAS (PND) 1.- DIMENSIONES SIGNIFICATIVAS DE INDICACIONES DETECTADAS POR PND El análisis de integridad mecánica se realiza con base en las dimensiones significativas de las indicaciones detectadas por Pruebas No Destructivas, que son necesarias para determinar su nivel de severidad. A continuación se listan las indicaciones más comunes en ductos y se indican sus dimensiones significativas. El reporte de inspección debe contener estos datos, con las tolerancias especificadas para la técnica de inspección no destructiva empleada en su detección. NOMENCLATURA PARA EL DIMENSIONAMIENTO DE INDICACIONES:
a) d Profundidad máxima b) A Longitud circunferencial (Ancho) c) L Longitud máxima en la dirección axial (longitudinal) d) t Espesor mínimo adyacente a la indicación en zona sana e) SC Soldadura circunferencial f) X Distancia a la soldadura circunferencial
1.1 Reducción generalizada de espesor: Espesor remanente mínimo de pared, en la dirección perpendicular a la superficie (d). 1.2 Reducción localizada de espesor.
1.3 Ampolla: Profundidad en el espesor (t’), magnitud de elevación de ampolla (a) y reportar la existencia de agrietamiento secundario.
1.4 Daño caliente:
“Requisitos mínimos para Inspección, Evaluación y Mantenimiento de Ductos Marinos en PEMEX”
Página 91 de 134
1.5 Grieta Longitudinal ó circunferencial: Longitud axial (2c) y profundidad máxima en la dirección radial (a). Se debe reportar la ubicación de la grieta (en soldadura, zona afectada por calor o metal base)
. 1.6 Zona esmerilada:
1.7 Laminación: Por ciento de escalonamiento en caso de existir (%e), profundidad mínima en el espesor medido desde la pared externa en caso de escalonamiento (dmin), profundidad máxima en el espesor medido desde la pared externa en caso de escalonamiento (dmax) y el espesor mínimo adyacente a la indicación en zona sana (t).
“Requisitos mínimos para Inspección, Evaluación y Mantenimiento de Ductos Marinos en PEMEX”
Página 92 de 134
Donde: 1 Representación de una laminación escalonada 2 Representación de una laminación simple X Distancia a la soldadura circunferencial %e Por ciento de escalonamiento calculado por:
1.8 Tallones, rayones y muescas sin abolladura:
1.9 Abolladura en metal base: En caso de existir entalla: longitud axial (Laxial), longitud circunferencial (Lcirc) y profundidad (d) de la entalla.
Perfil de espesor
Despliegue de
carrete
“Requisitos mínimos para Inspección, Evaluación y Mantenimiento de Ductos Marinos en PEMEX”
Página 93 de 134
1.10 Defectos en soldadura
En adición a las dimensiones significativas se debe reportar la ubicación de los defectos con relación a la pared externa o interna, horario técnico y al metal depositado o línea de fusión. Poros Túnel, Poros Agrupados y Poros aislados. Longitud axial (L), ancho circunferencial (A), espesor mínimo adyacente en zona sana (t), profundidad mínima (d.mín) y máxima (d.máx.) del defecto.
Falta de Penetración. Longitud axial (L), ancho circunferencial (A), espesor mínimo adyacente en zona sana (t), profundidad máxima (d).
“Requisitos mínimos para Inspección, Evaluación y Mantenimiento de Ductos Marinos en PEMEX”
Página 94 de 134
Falta de Fusión. Longitud axial (L), ancho circunferencial (A), espesor mínimo adyacente en zona sana (t), profundidad mínima (d.mín) y máxima (d.máx.).
Inclusiones de Escoria, Líneas de Escoria, Dobles Líneas de Escoria, Inclusiones No Metálicas. Longitud axial (L), ancho circunferencial (A), espesor mínimo adyacente en zona sana (t), profundidad mínima (dmín) y máxima (dmáx).
“Requisitos mínimos para Inspección, Evaluación y Mantenimiento de Ductos Marinos en PEMEX”
Página 95 de 134
Concavidad en la Raíz. Longitud axial (L), ancho circunferencial (A), espesor mínimo adyacente a la zona sana (t), profundidad máxima (d).
“Requisitos mínimos para Inspección, Evaluación y Mantenimiento de Ductos Marinos en PEMEX”
Página 96 de 134
Socavado. Longitud axial (L), ancho circunferencial (A), espesor mínimo adyacente a la zona sana (t) y profundidad máxima (d).
Penetración Excesiva. Longitud axial (L), ancho circunferencial (A), espesor mínimo adyacente en zona sana (t) y profundidad máxima (d).
Corona Baja. Longitud axial (L), ancho circunferencial (A), espesor mínimo adyacente en zona sana (t) y profundidad máxima (d).
“Requisitos mínimos para Inspección, Evaluación y Mantenimiento de Ductos Marinos en PEMEX”
Página 97 de 134
1.11 Desalineamientos en uniones soldadas. Altura del desalineamiento (d) a cada hora técnica y en la máxima detectada, así como, los espesores medidos a cada hora técnica de ambos elementos que forman la unión soldada.
1.12 Ovalamiento en unión soldada. Profundidad del ovalamiento (d) a cada hora técnica y el máximo detectado (dmáx), así como los espesores medidos a cada hora técnica de ambos elementos que forman la unión soldada.
“Requisitos mínimos para Inspección, Evaluación y Mantenimiento de Ductos Marinos en PEMEX”
Página 98 de 134
1.13 Desprendimiento de concreto. Cadenamiento (C) y horario técnico (hr), longitud axial (La), ancho circunferencial (Lc).
1.14.Azolvamiento en curva de expansión. Cadenamiento inicial (C1) y cadenamiento final (C2).
1.15 Socavación. Cadenamiento inicial (C1), cadenamiento final (C2) y altura máxima (h0).
1.16 Escombros. Cadenamiento (C) y descripción.
“Requisitos mínimos para Inspección, Evaluación y Mantenimiento de Ductos Marinos en PEMEX”
Página 99 de 134
ANEXO C: CARACTERÍSTICAS DE LA EMBARCACIÓN Y EQUIPO.
C.1 Especificaciones mínimas de la embarcación y del equipo. La inspección inicial se debe realizar con embarcaciones construidas especialmente para ello o pueden ser embarcaciones adaptadas para efectuar este tipo de trabajos, quedando definidas las áreas correspondientes al equipo, especialmente a la fuente de poder más propia, conforme a la Figura C.1 y la Tabla C.1. Las características y requerimientos mínimos de maquinaria y equipo, con los que debe contar la embarcación se citan a continuación:
a) Maquinaria y equipo de la embarcación. (características)
Velocidad de crucero 12 nudos.
Generador (mínimo 2) 333 kw.
Potencia 1800 H.P.
Propulsor lateral de proa 200 H.P. b) Equipo de navegación.
Radios de corto y largo alcance.
Radar.
Ecosonda
Brújula c) Sala de Posicionamiento. d) Puente de mando con controles vista a proa y controles vista a popa. e) Cuarto de máquinas. f) Sala de graficadoras, magnetómetro, perfiladores, sonar y ecosonda. g) Oficina de trabajo. h) Almacén de refacciones. i) Intercomunicaciones entre puente-posicionamiento j) Antena. k) Area de pruebas no destructivas y almacén. l) Grúa o torre y malacate para muestreador. m) Malacate para magnetómetro y sonar. n) Cuarto de fuentes de energía. o) Fuente acústica de perfilador somero. p) Transductor de perfilador profundo.
“Requisitos mínimos para Inspección, Evaluación y Mantenimiento de Ductos Marinos en PEMEX”
Página 100 de 134
q) Hidrófonos en canal doble, del perfilador profundo. r) Hidrófonos de perfilador somero. s) Area de servicios.
Cocina.
Comedor.
Dormitorios (mínimo 20).
Baños (mínimo 2) Adicionalmente a las instalaciones anteriores, es recomendable, pero no indispensable. Que el barco tenga una sala de descanso y un área de lavandería. C.2 Embarcación para inspección en arribos playeros. La lancha que se utilice en los trabajos de inspección en aguas someras, debe contar con el equipo que se relaciona a continuación y el necesario para realizar los trabajos satisfactoriamente.
a) Ecosonda. b) Sistema de posicionamiento. c) Sistema de radio. d) Motor fuera de borda de 50 HP.
Figura C.1. Arreglo típico de un barco de inspección.
“Requisitos mínimos para Inspección, Evaluación y Mantenimiento de Ductos Marinos en PEMEX”
Página 101 de 134
Tabla C.1 Características mínimas del Equipo.
Sistema Emisor
Frecuencia de Emisión
Resolución Máxima Operacional
O b j e t i v o s
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, tuberías, 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
C.3 Características mínimas de embarcación de posicionamiento dinámico (DPII). La embarcación utilizada para la inspección con ROV debe utilizar para la navegación el Sistema de Posicionamiento Global Diferencial (DGPS), el cual se basa en la transmisión de datos vía satélite. El equipo para la recepción e interpretación de la señal debe tener una precisión en las coordenadas
geográficas de 1.00 m.
Las características mínimas que debe cumplir el sistema utilizado son: a) Transformación de posiciones del elipsoide WGS 84 al de Clarke 1866 y a la proyección plana UTM, NAD-27, Zona 15. b) Area de cobertura amplia. c) Alta confiabilidad de enlace. d) Disponibilidad de la estación. e) Rápida transmisión de datos. f) Control de calidad integrado en tiempo real. g) Enlace de datos desde la estación de referencia hasta el sistema central. h) Entrega de señal a la estación de enlace terrestre. i) Mostrar gráficamente el perfil del lecho marino en tiempo real. j) Utilizar cartas electrónicas del área de trabajo con datos como profundidades, zonas de anclaje, rutas marítimas, tuberías, plataformas, válvulas, etc.
El equipo de orientación geográfica para la navegación y posicionamiento debe cumplir como mínimo con lo siguiente:
a) Portabilidad b) Despliegue digital del rumbo y velocidad
c) Mantenimiento electrónico
d) Entrada de datos de corrección para velocidad y latitud e) Resolución estándar IMO A424(XI) f) Conectores tipo “D”
La embarcación debe contar con equipo ecosonda digital de frecuencia dual y un sistema de evaluación de protección catódica que incluye como mínimo: a) Celda de referencia remota (“tierra”) para medir las variaciones de potencial locales de plata/cloruro de plata con una pureza de 99.99% embebida en un electrolito gelificado de pureza espectral. b) Sonda multielectrodos
“Requisitos mínimos para Inspección, Evaluación y Mantenimiento de Ductos Marinos en PEMEX”
Página 102 de 134
c) Digitalizador d) Computadora y periféricos e) Consola de superficie C.4 Características mínimas del equipo de operación remota (ROV) El vehículo operado a control remoto debe cumplir como mínimo con las siguientes características:
a) Sistema de rastreo acústico b) Alta maniobrabilidad c) Capacidad de interfase con varios sensores de inspección d) Velocidad de desplazamiento que permita un alto factor de confiabilidad y seguridad e) Sensores para lectura de rumbo, altitud, profundidad, temperatura, presión, monitoreo de la línea, cabeceo y balanceo, medición de ingreso al agua, alarma de bajo nivel de aceite y giro de vehículo.
El sistema de rastreo acústico debe cumplir como mínimo con lo siguiente: a) Rastrear hasta 6 objetos simultáneamente con telemetría. b) Compensación automática del hidrófobo por temperatura. c) Control de interfaces seriales RS-232C, tasa de transmisión y elección de seis formatos de salida. d) Determinación de FOCET X, Y, Z a la posición del hidrófobo para determinar posiciones absolutas de los blancos. e) Alarmas individuales de objetivos para rango, rumbo, profundidad y tiempo de respuesta. f) Prueba automática de sistema para control de calidad de señales.
La estructura principal del ROV debe contener los siguientes equipos y accesorios: a) Sistema universal de rastreo y localización magnética para localizar y rastrear cables, ductos y objetos por medio de campos magnéticos. b) Perfiladores de cabeza doble para la topografía submarina del lecho incluyendo la tubería en caso de que ésta se encuentre descubierta. c) Sistema batimétrico para medición profundidad, salinidad y temperatura del agua, así como la altura del ROV sobre el lecho marino. d) Sonar de barrido acústico para localizar objetos a distancias hasta de 150 m. e) Cámaras a colores con zoom f) Cámara de baja iluminación para la inspección de líneas en condiciones de poca iluminación o aguas turbias. g) Equipo para recibir las señales acústicas emitidas por el transductor para definir la posición
del ROV.
Para la medición de la protección catódica se debe cumplir con lo siguiente: a) Tres celdas de referencia de plata/cloruro de plata, dos montadas en la sonda y una como celda remota en el barco y sonda multi-electrodos montadas en el brazo manipulador para medir potenciales y gradiente del campo aproximadamente a cada 10 cm a una velocidad de navegación aproximada de 1 km/hr. No debe existir una diferencia mayor de 0,005mV entre las celdas.
b) El perfil de gradiente de campo reportado debe ser preciso dentro de 0,5mV con un nivel
de confianza del 95%.
c) El potencial de contacto anódico reportado debe ser preciso dentro de 3,0mV 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. ANEXO D. INFORMACIÓN DE INSPECCIÓN CON EQUIPO INSTRUMENTADO
“Requisitos mínimos para Inspección, Evaluación y Mantenimiento de Ductos Marinos en PEMEX”
Página 103 de 134
Cuando se inspeccione con equipo instrumentado, se debe incluir en el reporte como mínimo la siguiente información para cada ducto inspeccionado: 1. Información general de todas las corridas de diablos efectuadas incluyendo un reporte fotográfico
de cada corrida en cada ducto. 2. Se debe incluir la siguiente información de cada anomalía:
a) Localización. b) Si son internas o externas. c) Sus 3 dimensiones (largo, ancho y profundidad) d) Orientación de las fallas en el sentido horario técnico e) Posición y tipo de soldaduras de fabrica (longitudinal o helicoidal) f) Número consecutivo de cada soldadura circunferencial g) Desalineamiento de juntas circunferenciales h) Espesores en cada segmento i) Distancia relativa de cada indicación desde la soldadura aguas arriba j) Distancia absoluta de las anomalías desde el origen (Válvula de seccionamiento de la trampa
de lanzamiento) k) Tipo de registro (pérdida de metal, válvulas, defectos de fabricación, cambios de espesor,
tomas reparaciones, envolventes, objetos metálicos, etc.) l) Porcentaje de perdida de metal (internas y externas) mayores al 18 % del espesor nominal del
tubo, así como el porcentaje de los desalineamientos detectados. m) Longitud axial y circunferencial de la anomalía. n) Máxima Presión de Operación de acuerdo al espesor remanente de la falla o Factor estimado
de reparación. o) Comentarios.
3. Gráficas de anomalías detectadas. a) Clasificadas por profundidad de pérdida de metal. b) Clasificadas por diagnóstico de presión. c) Internas d) Externas
4. Resumen de anomalías clasificándolas de acuerdo al siguiente criterio, dependiendo de la profundidad de cada una de ellas con respecto al espesor de pared del tramo de tubería que la contiene.
a) Defectos mayores o iguales al 18% pero menores al 40% b) Defectos mayores o iguales al 40% pero menores al 60% c) Defectos mayores o iguales al 60% pero menores al 80% d) Defectos mayores o iguales al 80%
5. Resumen de la siguiente información: a) Abolladuras b) Cambios de espesores en toda la línea. c) Desalineamientos d) Ubicación horaria de la soldadura longitudinal e) Ubicación horaria del inicio y terminación de soldadura helicoidal f) Defectos en soldaduras circunferenciales. g) Envolvente de protección h) Envolventes soldadas i) Objetos metálicos cercanos o en contacto con la tubería. j) Parches soldados k) Puntos de referencia y ubicación. l) Reparaciones m) Ánodos de sacrificio
“Requisitos mínimos para Inspección, Evaluación y Mantenimiento de Ductos Marinos en PEMEX”
Página 104 de 134
n) Camisas de acero no soldadas 6. Observaciones y recomendaciones de acuerdo a los resultados obtenidos cuando halla una
indicación relevante que represente un alto riesgo para el ducto en cuestión. 7. Incluir en el software, la base de datos que contengan todas las anomalías que permita filtrar la
información para producir graficas de distribución y la presión máxima permisible de operación (PMPO), asimismo deberá estar integrada con un sistema de información geográfica que despliegue el trazo y perfil del ducto a cada 50 m., así como las anomalías referenciadas al sistema de coordenadas UTM.
8. Gráficas sobre el cálculo de la presión máxima permisible de operación (PMPO) en los ductos de acuerdo con los daños detectados por el diablo instrumentado.
9. Información general incluyendo fotos de referencia por cada ducto de las corridas desglosando comentarios sobre: a) Limpieza interior b) Calibración geométrica c) Inspección interior d) Pérdidas de metal e) Anomalías en la tubería f) Calidad de la inspección
10. Tablas de las 15 anomalías más significativas ordenadas por: a) Distancia progresiva b) Severidad
11. Representación gráfica de las 15 anomalías más significativas incluyendo: a) Descripción de la anomalía indicando: tipo, orientación, longitud axial, ancho circunferencial,
profundidad máxima, factor estimado de reparación basado en ANSI/ASME B31G modificado, espesor nominal en milésimas de pulgada, distancia absoluta desde el lanzamiento.
b) Localización de la anomalía indicando: referencias aguas arriba, referencias aguas abajo, soldadura de referencia aguas arriba, soldadura de referencia aguas abajo, distancia de la anomalía a la soldadura más cercana aguas arriba, distancia de la anomalía a la soldadura más cercana aguas abajo.
c) Esquema de localización de anomalía indicando: dibujo representativo de los cinco carretes (carrete afectado mas dos carretes inmediatos aguas arriba mas dos carretes inmediatos aguas abajo) número consecutivo de las soldaduras, dirección del flujo, longitud de cada carrete.
12. Reporte resumido de tubería basado en la presión de operación, incluyendo: a) Histograma de máxima presión de operación permitida basado en ANSI/ASME B31G
modificado, indicando en eje x la LONGITUD y en eje y la PROFUNDIDAD de las anomalías. b) Histogramas de factores estimados de reparación (FER) en base a ANSI/ASME B31G
modificado (FER mayor o igual a 1, FER mayor o igual a 90 pero menor a 1, FER mayor o igual a 80 pero menor a 90, y FER menor a 80) en eje y el numero o cantidad de anomalías y en eje x la distancia absoluta.
c) Histogramas basados en profundidad o perdida de espesor de pared (mayor o igual a 80%, mayor o igual a 60% pero menor de 80%, mayor o igual a 40% pero menor a 60%, mayor o igual a 18% pero menor de 30%) en eje y el número o cantidad de anomalías y en eje x distancia absoluta.
d) Gráfica de densidad de orientación de fallas indicando en eje y la posición horaria y en eje x la distancia absoluta, posicionando las anomalías de acuerdo a su profundidad y discriminándolas por colores.
e) Histograma de velocidad del equipo de inspección indicando en eje y la velocidad en m/s y en eje x la distancia absoluta
f) Listado de objetos metálicos próximos a la tubería
“Requisitos mínimos para Inspección, Evaluación y Mantenimiento de Ductos Marinos en PEMEX”
Página 105 de 134
g) Listado de abolladuras h) Listado de anomalías en soldaduras circunferenciales i) Listado de localización de puntos de referencia j) Listado de cambios de espesor
13. Listado de tubería. El listado de tubería se compondrá como mínimo de las siguientes columnas de información:
a) Identificación consecutiva de soldadura aguas arriba b) Distancia relativa entre soldaduras c) Distancia absoluta a partir del lanzamiento, expresada en metros. d) Descripción de la indicación (lanzamiento, válvula, junta, pérdida de metal interna, pérdida de
metal externa, etc.) e) Profundidad máxima f) Longitud de falla. g) Ancho circunferencial de falla. h) Factor estimado de reparación basado en ANSI/ASME B31G modificado i) Orientación.
Este listado de tubería, independientemente del formato que use la compañía de inspección para su integración al software, debe ser entregado en Excel 5.0 14. Descripción de la terminología y abreviaciones utilizadas en el reporte. 15. La precisión para localizar mediante GPS las anomalías identificadas con equipo instrumentado debe ser:
Axial +/-0,5 m. desde la referencia más cercana al cordón de soldadura cercano a la anomalía, y de +/- 0,2 m. desde la anomalía hasta la soldadura. Circunferencial +/- 0,5 hora (considerando la circunferencia del ducto como la carátula de un reloj).
16. Además el contratista proporcionará en el informe final lo siguiente:
a) Indicación e identificación de las anomalías, defectos e información mencionada en el punto 9.
b) Las indicaciones referidas a distancias deben ser en el sistema métrico decimal, y los espesores de pared de tubo deben ser referenciados en milésimas de pulgada.
c) Los informes producto del resultado de la inspección deberán presentarse por computadora en diferentes formatos. Los formatos mínimos que el contratista deberá proporcionar son los estipulados en el punto 13.
d) Información del listado de pérdidas de metal, indicando número de falla, distancia del punto de lanzamiento, descripción de la falla, orientación, porcentaje de profundidad, longitud de la falla, discriminación interna o externa, comentarios, distancia de la falla a las soldaduras circunferenciales más cercanas, distancia de la falla a la referencia más cercana, número de referencia, distancia de la falla a la instalación mas cercana y referencias GPS. Este listado también debe ser entregado en Excel 5.0.
e) Tres reportes digitalizados en disco compacto, de la inspección del equipo instrumentado, incluyendo el software y su protocolo.
f) El software suministrado deberá ser capaz de desplegar toda la información especificada para el reporte final.
g) En forma adicional a la información del reporte final impreso, el software debe tener la información y capacidad para proporcionar:
Formato individual de fallas identificadas con los siguientes datos: tipo de falla interna o externa, orientación, número de falla, dimensiones de la falla (axial, longitudinal, porcentaje de profundidad), localización, referencias para ubicación de la falla, comentarios y un espacio de observaciones para anotaciones posteriores a la inspección.
“Requisitos mínimos para Inspección, Evaluación y Mantenimiento de Ductos Marinos en PEMEX”
Página 106 de 134
Representación gráfica de cualquier pérdida de metal seleccionada a lo largo del ducto con las distancias relativas a las soldaduras y a las referencias a ambos lados de la anomalía. esta gráfica incluirá también texto con todos los datos relevantes de la pérdida de metal, lo cual facilitará las labores en campo para la excavación y evaluación de la falla.
h) Descripción general del equipo utilizado. El reporte debe ser entregado a Pemex en idioma español. En el mismo, debe describirse el procedimiento para localizar las fallas sobre la tubería respecto a las manecillas del reloj. Los resultados que entregará el contratista, como el informe final de la inspección, deben contemplar todos los daños que en la fecha de los trabajos tenga la tubería inspeccionada, conforme al tipo de anomalías anteriormente descritas.
“Requisitos mínimos para Inspección, Evaluación y Mantenimiento de Ductos Marinos en PEMEX”
Página 107 de 134
ANEXO E. RESUMEN DE RESULTADOS DE INSPECCIÓN
“Requisitos mínimos para Inspección, Evaluación y Mantenimiento de Ductos Marinos en PEMEX”
Página 108 de 134
“Requisitos mínimos para Inspección, Evaluación y Mantenimiento de Ductos Marinos en PEMEX”
Página 109 de 134
“Requisitos mínimos para Inspección, Evaluación y Mantenimiento de Ductos Marinos en PEMEX”
Página 110 de 134
“Requisitos mínimos para Inspección, Evaluación y Mantenimiento de Ductos Marinos en PEMEX”
Página 111 de 134
“Requisitos mínimos para Inspección, Evaluación y Mantenimiento de Ductos Marinos en PEMEX”
Página 112 de 134
“Requisitos mínimos para Inspección, Evaluación y Mantenimiento de Ductos Marinos en PEMEX”
Página 113 de 134
“Requisitos mínimos para Inspección, Evaluación y Mantenimiento de Ductos Marinos en PEMEX”
Página 114 de 134
“Requisitos mínimos para Inspección, Evaluación y Mantenimiento de Ductos Marinos en PEMEX”
Página 115 de 134
“Requisitos mínimos para Inspección, Evaluación y Mantenimiento de Ductos Marinos en PEMEX”
Página 116 de 134
“Requisitos mínimos para Inspección, Evaluación y Mantenimiento de Ductos Marinos en PEMEX”
Página 117 de 134
“Requisitos mínimos para Inspección, Evaluación y Mantenimiento de Ductos Marinos en PEMEX”
Página 118 de 134
“Requisitos mínimos para Inspección, Evaluación y Mantenimiento de Ductos Marinos en PEMEX”
Página 119 de 134
“Requisitos mínimos para Inspección, Evaluación y Mantenimiento de Ductos Marinos en PEMEX”
Página 120 de 134
“Requisitos mínimos para Inspección, Evaluación y Mantenimiento de Ductos Marinos en PEMEX”
Página 121 de 134
“Requisitos mínimos para Inspección, Evaluación y Mantenimiento de Ductos Marinos en PEMEX”
Página 122 de 134
“Requisitos mínimos para Inspección, Evaluación y Mantenimiento de Ductos Marinos en PEMEX”
Página 123 de 134
“Requisitos mínimos para Inspección, Evaluación y Mantenimiento de Ductos Marinos en PEMEX”
Página 124 de 134
“Requisitos mínimos para Inspección, Evaluación y Mantenimiento de Ductos Marinos en PEMEX”
Página 125 de 134
“Requisitos mínimos para Inspección, Evaluación y Mantenimiento de Ductos Marinos en PEMEX”
Página 126 de 134
“Requisitos mínimos para Inspección, Evaluación y Mantenimiento de Ductos Marinos en PEMEX”
Página 127 de 134
“Requisitos mínimos para Inspección, Evaluación y Mantenimiento de Ductos Marinos en PEMEX”
Página 128 de 134
“Requisitos mínimos para Inspección, Evaluación y Mantenimiento de Ductos Marinos en PEMEX”
Página 129 de 134
“Requisitos mínimos para Inspección, Evaluación y Mantenimiento de Ductos Marinos en PEMEX”
Página 130 de 134
“Requisitos mínimos para Inspección, Evaluación y Mantenimiento de Ductos Marinos en PEMEX”
Página 131 de 134
“Requisitos mínimos para Inspección, Evaluación y Mantenimiento de Ductos Marinos en PEMEX”
Página 132 de 134
“Requisitos mínimos para Inspección, Evaluación y Mantenimiento de Ductos Marinos en PEMEX”
Página 133 de 134
“Requisitos mínimos para Inspección, Evaluación y Mantenimiento de Ductos Marinos en PEMEX”
Página 134 de 134
Bibliografía y Referencias.
ISO-13623-2000 Sistemas de transportación por ductos, industría del petróleo y gas natural. NMX-B-482-1991 Capacitación, calificación y certificación de personal de ensayos no destructivos NRF-004-PEMEX-2011 Protección con recubrimientos anticorrosivos para instalaciones superficiales de ductos NRF-005-PEMEX-2009 Protección interior de ductos con inhibidores. NRF-013-PEMEX-2009 Diseño de líneas submarinas en el Golfo de México. NRF-026-PEMEX-2008 Protección con recubrimientos anticorrosivos para tuberias enterradas y sumergidas NRF-047-PEMEX-2007 Diseño, Instalacion y Mantenimiento de los sistemas de protección catódica NRF-060-PEMEX-2006 Inspección de ductos de transporte mediante equipos instrumentados
http://www.pemex.com/index.cfm?action=content§ionID=5&catID=254&contentID=3993
