Número de Documento NRF-014-PEMEX-2013 25 de junio de 2013 Página 1 de 109 COMITÉ DE NORMALIZACIÓN DE PETRÓLEOS MEXICANOS Y ORGANISMOSSUBSIDIARIOS SUBCOMITÉ TÉCNICO DE NORMALIZACIÓN DE PEMEX-EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN INSPECCIÓN, EVALUACIÓN Y MANTENIMIENTO DE DUCTOS SUBMARINOS “Esta norma cancela y sustituye a la NRF-014-PEMEX-2006 del 11 de febrero del 2007” Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios INSPECCIÓN, EVALUACIÓN Y MANTENIMIENTO DE DUCTOS MARINOS NRF-014-PEMEX-2013 Rev. 0 Página 2 de 109 HOJA DE APROBACIÓN Esta Norma de Referencia se aprobó en el Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios en la sesión 92, celebrada el 04 de abril de 2013 Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios INSPECCIÓN, EVALUACIÓN Y MANTENIMIENTO DE DUCTOS MARINOS NRF-014-PEMEX-2013 Rev. 0 Página 3 de 109 CONTENIDO CAPÍTULO 0. 1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. 8. PÁGINA INTRODUCCIÓN .................................................................................................................................. 4 OBJETIVO ............................................................................................................................................ 5 ALCANCE............................................................................................................................................. 5 CAMPO DE APLICACIÓN ................................................................................................................... 6 ACTUALIZACIÓN ................................................................................................................................ 6 REFERENCIAS .................................................................................................................................... 6 DEFINICIONES .................................................................................................................................... 7 ABREVIATURAS ................................................................................................................................. 9 DESARROLLO ..................................................................................................................................... 10 8.1 Memoria de cálculo..................................................................................................................... 10 8.2 Información que debe de entregar PEMEX ................................................................................ 10 8.3 Información que debe entregar el proveedor o contratista......................................................... 11 8.4 Requerimientos del servicio ....................................................................................................... 17 8.5 Criterios de Aceptación............................................................................................................... 19 8.6 Evaluación .................................................................................................................................. 20 8.7 Análisis de la integridad del ducto .............................................................................................. 21 8.8 Corrosión localizada ................................................................................................................... 25 8.9 Vida remanente .......................................................................................................................... 26 8.10 Mantenimiento ............................................................................................................................ 29 9. RESPONSABILIDADES ..................................................................................................................... 33 9.1 Petróleos Mexicanos, organismos subsidiarios y empresas filiales ........................................... 33 9.2 Subcomité técnico de Normalización de Pemex Exploración y Producción .............................. 33 9.3 Contratistas y prestadores de servicio ....................................................................................... 33 10. CONCORDANCIA CON NORMAS MEXICANAS O INTERNACIONALES .................................... 34 11. BIBLIOGRAFÍA .................................................................................................................................... 34 12. ANEXOS ............................................................................................................................................... 35 12.1 Requisitos que debe cumplir un documento “equivalente.......................................................... 35 Anexo A. Información básica del ducto ................................................................................................ 36 Anexo B. Dimensiones significativas de indicaciones detectadas por PND ........................................ 40 Anexo C. Características de la embarcación y equipo ......................................................................... 49 Anexo D. Información de inspección con equipo instrumentado.......................................................... 52 Anexo E. Resumen de resultados de Inspección ................................................................................. 56 Anexo F. Formatos de Inspección ........................................................................................................ 60 Anexo G. Formatos de Evaluación ....................................................................................................... 97 Anexo H. Formatos de Mantenimiento ................................................................................................. 105 Anexo I. Determinación del esfuerzo remanente en un ducto corroído ............................................... 107 . como la corrosión interna o externa y daños producidos por agentes externos. Ley de Petróleos Mexicanos y su Reglamento Ley de la Comisión Nacional de Hidrocarburos Ley Federal sobre Metrología y Normalización y su Reglamento. 0 Página 4 de 109 0. grietas. 1. Por lo anterior. localizados en el mar. rayones y laminaciones. con la finalidad de que el sistema de ductos.Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios INSPECCIÓN. sobre todo cuando se detecta un daño en un ducto. EVALUACIÓN Y MANTENIMIENTO DE DUCTOS MARINOS NRF-014-PEMEX-2013 Rev. muescas. evaluación y mantenimiento a los ductos submarinos de PEMEX. Pemex-Gas y Petroquímica Básica. Ley General de Equilibrio Ecológico y la Protección al Ambiente y su Reglamento. 30 septiembre 2004).V. están sujetos a condiciones ambientales y operacionales que llegan a ocasionarles daños. se debe evaluar su resistencia remanente a fin de determinar las acciones de mantenimiento preventivo ó correctivo. entre otros que ocasionen detrimento de su resistencia a la presión interna de trabajo. Participantes externos: Corporación Mexicana de Investigación en Materiales SA de CV Instituto Mexicano del Petróleo Instituto Politécnico Nacional JR Consultores Industriales S. opere de forma segura y continua a lo largo de su vida de servicio. ha sido una de las tareas permanentes en las áreas de inspección y Mantenimiento se ha desarrollado. Guía para la Emisión de Normas de Referencia CNPMOS-001. La seguridad en la operación de las instalaciones petroleras es de vital importancia. Pemex-Refinación. En esta norma participaron: Pemex-Exploración y Producción. Inc. Oceanografía S. que restablezcan el factor de seguridad. Reglamento para Prevenir y Controlar la Contaminación del Mar por Vertimiento de Desechos y Otras Materias (RPCCMVDOM). Arrendamientos y Servicios del Sector Público y su Reglamento. Ley de Obras Públicas y Servicios Relacionados con las Mismas y su Reglamento. Pemex-Petroquímica. 30 septiembre 2004). de C. INTRODUCCIÓN Los ductos para recolección y transporte de hidrocarburos.V MEXSSUB Int'l. Este documento normativo se realizó en atención y cumplimiento a: Reglamento de Seguridad e Higiene de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios (RSHPMOS).A. Guía para la Emisión de Normas de Referencia de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios (CNPMOS001. Ley de Adquisiciones. la ejecución de los programas de inspección.A de C. basado en probabilidades de falla aceptados por la industria petrolera internacional que garantice la integridad mecánica durante la vida útil del sistema de ductos. entre los que se encuentran las abolladuras. Petróleos Mexicanos. (Rev. Esta norma cancela y sustituye a la NRF-014-PEMEX-2006 del 11 de febrero del 2007. EVALUACIÓN Y MANTENIMIENTO DE DUCTOS MARINOS NRF-014-PEMEX-2013 Rev. la cual no es limitativa y la aplicación específica de cada proyecto en particular se debe precisar en las bases de licitación. El ducto marino comprende lo que se indica en la figura 1 de esta NRF. localizados hasta una profundidad máxima de 200 metros. OBJETIVO Establecer los requisitos mínimos que debe cumplir el prestador del servicio para llevar a cabo una adecuada inspección. con la finalidad de establecer programas de inspección. mantenimiento y recomendaciones de operación futuros. así como la documentación entregable en la contratación de los servicios. la información necesaria para su evaluación. 2.Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios INSPECCIÓN. 0 Página 5 de 109 1. agua y gas nitrógeno. Figura 1. Ductos marinos . que transportan y recolectan hidrocarburos líquidos y gaseosos y/o productos relacionados. ALCANCE Esta NRF establece los criterios y niveles de inspección para los ductos marinos de PEMEX de acero al carbono. la ingeniería para el mantenimiento preventivo y correctivo y los formatos que se deben llenar para llevar un registro histórico del ducto inspeccionado. 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. 4. contratista o licitante. Representación de la Gerencia de Administración del Mantenimiento. 1 del 30 de septiembre de 2004 y dirigirse por escrito a: PEMEX-Exploración y Producción. Sistemas de Gestión de Calidad-Requisitos 5. . P. Edificio “D”. Administración de la Integridad de Ductos de Recolección y Transporte de Hidrocarburos. Col.ortiz@pemex. Non-destructivetesting-Qualification and certification of personnel (Pruebas no destructivas . Para las coordenadas geográficas y UTM se deben referir al numeral 3 de la NRF-013-PEMEX-2009. F. se deben enviar al Secretario del Subcomité Técnico de Normalización de Pemex-Exploración y Producción. entrada por Bahía del Espíritu Santo s/n. Actividades de soldadura y corte-condiciones de seguridad e higiene. Por lo que se debe incluir en los procedimientos de contratación: licitación pública. NOM-031-STPS-2011. 5.Calificación y certificación de personal). inscribirla dentro del Programa Anual de Normalización de Petróleos Mexicanos. 5.4 5. México. Sistema General de Unidades de Medida 5.1 REFERENCIAS NOM-008-SCFI-2002.5 NOM-027-STPS-2008. Construcción-condiciones de seguridad y salud en el trabajo.6 ISO 9712:12. NMX-CC-9001-IMNC-2008.B.Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios INSPECCIÓN. Subcomité Técnico de Normalización. a través del Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios. invitación a cuando menos tres empresas. ACTUALIZACIÓN Esta norma se debe revisar y en su caso modificar al menos cada 5 años o antes si las sugerencias y recomendaciones de cambio lo ameritan. C.2 NOM-027-SESH-2010. o por adjudicación directa. como parte de los requisitos que debe cumplir el proveedor. 11300 Teléfono directo: 1944-9286 Conmutador: 1944-2500 extensión 3-80-80 Correo electrónico: luis. Verónica Anzures. 0 Página 6 de 109 3.. quien debe programar y realizar la actualización de acuerdo a la procedencia de las mismas y en su caso.. Las propuestas y sugerencias de cambio se deben elaborar en el formato CNPMOS-001-A01 de la Guía para la Emisión de Normas de Referencia CNPMOS-001-A01.com 5. que lleven a cabo los centros de trabajo de PEMEX Exploración y Producción. Sede México Bahía de Ballenas Nº 5. P. D. Rev. Las sugerencias para la revisión y actualización de esta norma. EVALUACIÓN Y MANTENIMIENTO DE DUCTOS MARINOS NRF-014-PEMEX-2013 Rev.3 5. CAMPO DE APLICACIÓN Esta NRF es de aplicación general y observancia obligatoria en la contratación de los servicios objeto de la misma. Parte 8: Vehículo Operado a Control Remoto (ROV) interfaces de sistemas de producción submarina).8 ISO 13628-8-2000 con ISO 13628-8-2000/Cor. Protección interior de ductos con inhibidores. installation.Design and operation of subsea production systems . 5. instalación. instalación y desmantelamiento de ductos submarinos.9 ISO/TS 24817:2006. Petroleum and natural gas industries Pipeline transportation systems (Industrias del petróleo y gas natural .Part 8: Remotely Operated Vehicle (ROV) interfaces on subsea production systems. Mantenimiento a sistemas de tubería de proceso en instalaciones marinas. 6. 0 Página 7 de 109 5. petrochemical and natural gas industries-Composite repairs for pipework-Qualification and design. 5.17 NRF-084-PEMEX-2011.12 5.14 5.13 5. testing and inspection (Industrias del petróleo y gas naturalReparaciones de tubería con compuestos – Calificación y diseño. 5. Área efectiva de la pérdida de material. Dimensión del área de la pérdida de material obtenida mediante el perfil de corrosión. Electrodos para soldadura para los sistemas de ductos e instalaciones relacionadas. Abolladura. NRF-047-PEMEX-2007.Sistemas de transportación por ductos).11 5. 5. Tramo del ducto que inicia costa afuera. Arribo playero. DEFINICIONES Para propósitos de esta NRF.16 NRF-004-PEMEX-2011. NRF-026-PEMEX-2008. 6.3. NRF-187-PEMEX-2012.2. se establecen las definiciones siguientes: 6. Calificación y Certificación de Soldadores y Soldadura .19 5. Diseño de líneas submarinas en el Golfo de México. Protección anticorrosiva a instalaciones superficiales. 1:2005. Depresión en la superficie interna o externa del tubo. NRF-005-PEMEX-2009. NRF-013-PEMEX-2009.7 ISO 13623:2009. EVALUACIÓN Y MANTENIMIENTO DE DUCTOS MARINOS NRF-014-PEMEX-2013 Rev. Protección anticorrosiva a ductos enterrados y sumergidos. (Industrias del petróleo y gas natural .10 5.Diseño y operación de sistemas de producción submarina .20 NRF-106-PEMEX-2010.15 5. NRF-020-PEMEX-2012. 6. Testigos y probetas corrosimétricas. Petroleum.18 5. NRF-060-PEMEX-2012. Inspección de ductos de transporte mediante equipos instrumentados. a 100 metros de la playa y termina en la primera válvula de seccionamiento en la instalación terrestre. Construcción. Mantenimiento de los sistemas de protección catódica. NRF-194-PEMEX-2013.1. 5. Petroleum and natural gas industries . puebas e inspección).Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios INSPECCIÓN. . 6.Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios INSPECCIÓN.15.8. reconocido de forma colegiada por un organismo o asociación de ingenieros nacional o extranjera. La reacción de un cuerpo a la acción de fuerzas.14. EVALUACIÓN Y MANTENIMIENTO DE DUCTOS MARINOS NRF-014-PEMEX-2013 Rev. Envolvente de refuerzo. Ingeniero responsable: Profesionista independiente. Componente del ducto constituido de tubería y codos unidos desde el monoblock hasta la trampa de diablos. 6. Hendidura o abertura pequeña en la pared del tubo o en soldaduras longitudinales o circunferenciales.5. Elemento del ducto marino que comprende la curva de expansión. método. Curva de expansión. con más de diez años de experiencia en Integridad mecánica de Tuberías y/o Equipos. 6. cuello de ganso y trampa de diablos. Indicación.4. 6. Constricción. con la línea regular mediante una unión soldada. Cuerpo sólido que envuelve completamente por el exterior a un tramo de tubo. 6. 6. estándar o código que cubre los requisitos y/o características físicas. Norma. incluye abrazaderas y junta aislante. Puede o no ser un defecto. siendo sus unidades más usuales kg/cm o lb/in . 0 Página 8 de 109 6. 6. Esfuerzo.17. 6.12. 6. Cuello de ganso. 6. Defecto. Hora técnica. especificación.13. químicas. que firma y avala los dictámenes de Integridad mecánica en cumplimiento con esta NRF. cargas. Material de origen orgánico que en el tiempo se va formando y creciendo alrededor de las estructuras inmersas en el mar. Daño mecánico. Daño caliente (quemadura).6. 6. 6. 6. con el propósito de constituir un respaldo o refuerzo mecánico. como indicaciones bajo constricción.18. Ducto ascendente.11. .16. presiones o desplazamientos 2 2 aplicados y se expresa como fuerza por unidad de área.Pérdida de material debida al arco inducido por el paso del electrodo. Discontinuidad o irregularidad detectada por la inspección no destructiva. tramo vertical atmosférico. zona de mareas. Crecimiento marino. Indicación de magnitud suficiente para ser rechazada como resultado de la evaluación por los procedimientos de evaluación que apliquen. Documento Normativo Equivalente. Es aquel producido por un agente externo y puede estar dentro o fuera de norma. Se consideran pérdidas de metal de diámetro menor a dos veces el espesor nominal del tubo y profundidad mayor a 50% de este espesor. Discontinuidad geométrica que se encuentra bajo un estado de esfuerzos multiaxial. diseñada en forma de “L” ó “Z” para absorber deformaciones térmicas o movimientos de la línea regular. mecánicas o de cualquier naturaleza establecidas en el documento normativo extranjero citado en la NRF. Grieta. tramo vertical sumergido. fisicoquímicas.7. con cédula profesional o su equivalente internacional.9. que unen al tramo vertical sumergido del ducto ascendente por medio de una unión bridada. y que se sujeta a la plataforma por una abrazadera al nivel del fondo marino. Representación de localización en el sentido del flujo y en el sentido de las manecillas del reloj expresada de 0 a 12 horas ó de 0 a 360°. 6.10. Componente del ducto submarino formado principalmente por codos y tramos rectos. Período que tarda una indicación en incrementar su tamaño medido al momento de la inspección. con trayectoria sobre o enterrada en el lecho marino. integrada por tuberías y comprendida entre las curvas de expansión. 6. rayón o tallón que genera una pérdida de material en la pared del ducto. Se debe diseñar a las condiciones de diseño del ducto como contenedor de presión y llevar un relleno de epóxico en el espacio anular y son aplicables a la reparación sin fuga. Tiempo de vida remanente (TVR). Capacidad de un metal para absorber energía durante el proceso de fractura. Reparación provisional. entalla. Tenacidad. 6.21. producida por golpe o rozamiento de un objeto agudo. 0 Página 9 de 109 6. Envolvente Tipo B (definitiva): Formada por dos medias cañas metálicas unidas entre si por dos soldaduras longitudinales y dos soldaduras circunferenciales de filete. Conjunto de lecturas del espesor de pared del ducto.25. Temperatura de Transición Dúctil-Frágil (TTDF). en función del cual se determina el área efectiva de corrosión. 6. 7.20. hasta su tamaño crítico. Línea regular. 6. 6. ranura.23. El reforzamiento metálico debe ser un envolvente tipo B. que son las dimensiones y condiciones que pueden producir una fuga o falla. de una manera segura. curva de expansión e instalación o curva de expansión y arribo playero. Perfil de corrosión. sobre la superficie del ducto sin ponerlo fuera de servicio. Envolvente Tipo A (provisional): Formada por dos medias cañas metálicas unidas entre si por dos soldaduras longitudinales y son aplicables a la reparación sin fuga. 6. Temperatura a la cual un material presenta cambio de un comportamiento dúctil a frágil. EVALUACIÓN Y MANTENIMIENTO DE DUCTOS MARINOS NRF-014-PEMEX-2013 Rev. Muesca.24. Segmento del ducto que cuando se inspecciona no se detecta indicaciones o reparaciones tales como parches. envolventes o cualquier otro tipo de refuerzo. Reparación definitiva. Debe incluir un polímero para el relleno local del defecto y del espacio anular. Identación. Reforzamiento o remplazo de una sección de ducto conteniendo un defecto o daño. 6.22.26. Sanidad de ducto.Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios INSPECCIÓN. Sección del ducto.19. CSS HIC LFMN ABREVIATURAS Categorización de líneas submarinas por seguridad y servicio Hydrogen Induced Cracking (Agrietamiento inducido por hidrógeno) Ley Federal de Metrología y Normalización y su Reglamento .27. Zona sana del ducto. 6. Área del ducto cuyo material base y/o soldadura no contiene imperfecciones de tal forma que se puede aplicar soldadura. 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.28. 6. que define el contorno longitudinal y/o axial de una región con pérdida de espesor por corrosión. Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios INSPECCIÓN, EVALUACIÓN Y MANTENIMIENTO DE DUCTOS MARINOS NRF-014-PEMEX-2013 Rev. 0 Página 10 de 109 LGEEPA Ley General de Equilibrio Ecológico y Protección Ambiental MPA NRF PEMEX PMPO PND ROV SCC TOFD T0 T1 T2 T3 T4 UT UTM Milésimas por año Norma de Referencia Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios Presión máxima permisible de operación Pruebas no destructivas Vehículo Operado a Control Remoto Stress Corrosion Cracking (Agrietamiento por corrosión bajo esfuerzos) Time of flight diffraction technique (Técnica tiempo de trayectoria de la difracción) Inspección externa inicial Inspección externa Inspección externa con equipo de operación remota Inspección externa con pruebas no destructivas Inspección interna con equipo instrumentado Ultrasonido Universal Transverse Mercator (Sistema de coordenadas universal) 8. 8.1 DESARROLLO Memoria de cálculo No aplica. 8.2 8.2.1 8.2.2 8.2.3 8.2.4 Información que debe entregar PEMEX Localización de los ductos marinos que se van a inspeccionar. Planos de los arribos de ductos marinos que se van inspeccionar. Relación de ductos marinos y ascendentes. Información básica del ducto que se establecen en los formatos del Anexo A de esta NRF. 8.2.5 Para realizar la Integridad del ducto se debe utilizar la Guía técnica para la realización de revisiones de control a la aplicación del plan de administración de integridad de ductos, GG-TH-TC-0005. Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios INSPECCIÓN, EVALUACIÓN Y MANTENIMIENTO DE DUCTOS MARINOS NRF-014-PEMEX-2013 Rev. 0 Página 11 de 109 8.3 Información que debe entregar el Proveedor o Contratista El Contratista debe realizar el análisis de la integridad mecánica de los ductos marinos como se indica en esta NRF para la operación confiable y segura en las mismas condiciones de servicio o para otras diferentes a las de origen, de acuerdo a como lo establezca PEMEX en sus bases de licitación. El análisis se debe apoyar en los dictámenes de los diferentes tipos de inspección y previo a programar el mantenimiento. Debe cumplir con lo establecido en la NOM-027-SESH-2010, en el numeral 8.7 de esta NRF y a lo indicado en el Plan de administración de integridad de ductos PEP-PAID-002. El Contratista debe cumplir con lo establecido en el numeral 9.3 de esta NRF. 8.3.1 Inspección externa inicial (T0). Aplica a todos los ductos nuevos donde se debe revisar el alineamiento, trazo y perfil topográfico, cruces e interconexiones de la línea regular. El proveedor o contratista debe entregar los resultados de la inspección de acuerdo a lo establecido en el capítulo 12 de esta NRF. 8.3.1.1 Previo al inicio de los trabajos, se debe disponer de la siguiente información: a) Procedimiento específico aceptado por PEMEX b) Calendario general de inspección y programa de trabajo particular del ducto por inspeccionar c) Informe de resultados de la calibración de los equipos que se utilizaran. Esta calibración debe estar vigente en todo el periodo de la duración de los trabajos, los cuales se deben expedir en laboratorios acreditados en términos de la LFMN y su Reglamento d) Relación de personal certificado de inspección, mostrando documentación probatoria original y vigente de acuerdo a la Norma que aplique 8.3.1.2 Equipo principal. Embarcación con equipo sonar de barrido lateral (SideScan Sonar), perfilador somero detector de metales y ecosonda, debe cumplir con las características mínimas indicadas en el Anexo C, buceo industrial, inspección visual, equipos y accesorios para realizar inspección ultrasónica mediante barrido con haz recto y haz angular, en donde apliquen. 8.3.1.3 Perfil del personal. Personal de experiencia y conocimientos comprobados en trabajos de inspección a ductos marinos, así como del tipo e importancia de los daños potenciales que se pueden encontrar. Buzos inspectores calificados por una empresa reconocida nacional o internacional de acuerdo a la LFMN y su Reglamento. 8.3.1.4 Reporte de resultados y formatos de registro. Se deben elaborar en los formatos establecidos que se indican en la Tabla 3 de esta NRF y que se detallan en el Anexo F. Adicionalmente, al término de la inspección, se debe presentar el listado de hallazgos significativos en el formato de resumen de resultados como se indica en el Anexo E, en archivo electrónico y copia dura del mismo. En caso de que se encuentren anomalías significativas, éstas se deben reportar en forma inmediata al representante de PEMEX, con la finalidad de evaluar y establecer las acciones correctivas del nivel que lo amerite. Asimismo, el tipo de anomalía encontrada y ubicación del área donde se presente alguna anomalía (coordenadas UTM). 8.3.2 Inspección externa (T1). Se debe contar con los datos técnicos de la inspección del alineamiento, trazo y perfil topográfico, cruces e interconexiones de la línea regular. 8.3.2.1 Previo al inicio de los trabajos, se debe disponer, de la información que se indica en 8.3.1.1 de esta NRF y los resultados de las últimas inspecciones y reparaciones efectuadas. Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios INSPECCIÓN, EVALUACIÓN Y MANTENIMIENTO DE DUCTOS MARINOS NRF-014-PEMEX-2013 Rev. 0 Página 12 de 109 8.3.2.2 Equipo principal. Para la realización de esta inspección se debe cumplir con lo indicado en 8.3.1.2 de esta NRF. 8.3.2.3 Perfil del personal. Para la realización de esta inspección se debe cumplir con lo indicado en 8.3.1.3 de esta NRF. 8.3.2.4 Reporte de resultados y formatos de registro. El reporte de resultados individuales debe cumplir con lo indicado en 8.3.1.4 de esta NRF. 8.3.3 Inspección externa con equipo de operación remota (T2). Se debe realizar esta inspección en la línea regular para detectar anomalías en su trayectoria, mediante el uso de una embarcación equipada con vehículo operado a control remoto (ROV) de acuerdo a ISO 13628-8-2000 y debe cubrir desde el codo en el ducto ascendente de la Plataforma de origen hasta el codo en el ducto ascendente de la plataforma de llegada o en su caso a 3 m de tirante de agua en dirección al arribo playero. Así mismo, se debe efectuar un monitoreo de la protección catódica en todo el eje longitudinal del ducto, de igual modo se debe realizar la medición de la continuidad eléctrica de las juntas aislantes del arribo playero y ductos ascendentes conforme a los criterios que se establecen en la NRF-047-PEMEX-2007. 8.3.3.1 NRF. Previo al inicio de los trabajos, se debe disponer, de la información que se indica en 8.3.1.1 de esta 8.3.3.2 Equipo principal. Para llevar a cabo la inspección se debe utilizar una embarcación de posicionamiento equipada principalmente con vehículo operado a control remoto (ROV). Debe ser una embarcación de poco calado con el equipo para la inspección tanto del trazo y perfil del ducto como del potencial catódico, mediante el método del cable de arrastre (este equipo no es necesario que este a bordo del barco inspector) para el caso de un ducto marino con arribo playero. Para complementar la inspección en los arribos playeros se deben utilizar equipos que proporcionen la misma información que el equipo de operación remota. Embarcación de Posicionamiento DPII. Embarcación con equipo de posicionamiento dinámico (DPII) que cumpla con las características mínimas indicadas en el Anexo C. Equipo de Operación Remota (ROV). Equipo de operación remota (ROV) que cumpla con las características mínimas indicadas en el Anexo C. Equipos a utilizar para terminar la inspección en el arribo playero. Equipo de buceo, de Geo posicionamiento, sonar, equipo de levantamiento de potenciales y cámaras submarinas. 8.3.3.3 Perfil del personal. Personal con experiencia y conocimientos de la operación del equipo ROV comprobados en trabajos de inspección a ductos marinos, así como del tipo de daños potenciales que se pueden encontrar. El personal que realice la inspección continua del potencial catódico debe tener experiencia y conocimientos comprobados para inspeccionar, identificar, interpretar la información obtenida y documentar las anomalías o daños en el recubrimiento dieléctrico, en los ánodos de sacrificio; entre los más frecuentes se encuentran: baja de potencial, daños mecánicos y desprendimientos. 8.3.3.4 Reporte de resultados y formatos de registro. Se deben elaborar en los formatos establecidos que se indican en la Tabla 3 y que se detallan en el Anexo F. Se debe presentar el listado de hallazgos significativos 3. 8.1 NRF.4.1. En caso de que se encuentren anomalías significativas. cambios en la geometría del tubo (ovalamiento.4.3. pared externa y pared interna del ducto ascendente y arribo playero en líneas que no sea posible inspeccionarla con equipo instrumentado. de tal manera que se tenga información para evaluar los daños y elaborar los programas del mantenimiento requerido. entre otras. 8.4 de esta NRF y deben estar calificados de acuerdo con la ISO 9712-2012. 8. conforme a lo establecido en el Anexo B de esta NRF. se debe presentar el listado de hallazgos significativos en el formato de resumen de resultados como se indica en el Anexo E. Este nivel de inspección tiene como objetivo inspeccionar con diablo instrumentado el ducto. tales como: abolladuras.4. EVALUACIÓN Y MANTENIMIENTO DE DUCTOS MARINOS NRF-014-PEMEX-2013 Rev. el tipo de anomalía encontrada y ubicación del área donde se presente alguna anomalía (coordenadas UTM). de la información que se indica en 8. La inspección mediante equipos instrumentados debe cumplir con lo indicado en . Adicionalmente.3. Se deben reportar las dimensiones significativas de las anomalías encontradas durante la inspección. ampollas y en algunos casos grietas. 0 Página 13 de 109 y dimensionar las anomalías encontradas en toda la longitud del ducto durante esta inspección. Asimismo.3.4 de esta NRF.3. muescas.4. grietas.3. en archivo electrónico y copia dura del mismo.Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios INSPECCIÓN. incluyendo la localización de los ánodos. rayones. Se debe realizar para detectar daños contenidos en el espesor. con equipo para cumplir con las técnicas indicadas en 8.3 Perfil del personal.4 Reporte de resultados y formatos de registro. 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.3.1 de esta 8. Barco equipado para trabajos de buceo.3. para detectar daños y anomalías como son: corrosión interna y externa. abolladuras. con la finalidad de evaluar y establecer las acciones correctivas del nivel que lo amerite. Esta inspección se debe realizar por técnicos de nivel II como mínimo. entre otros).4 Inspección externa con pruebas no destructivas (T3). con la finalidad de evaluar y establecer las acciones correctivas del nivel que lo amerite. Las técnicas que se pueden emplear son alguna o algunas de las siguientes: • • • • Inspección visual Líquidos penetrantes Partículas magnéticas Inspección con equipo de ultrasonido Previo al inicio de los trabajos. especializados en las técnicas indicadas en 8. laminaciones. el tipo de anomalía encontrada y ubicación del área donde se presente alguna anomalía (coordenadas UTM). se deben reportar en forma inmediata al representante de PEMEX. se deben reportar en forma inmediata al representante de PEMEX. acanaladuras. Además debe contar con experiencia comprobada en trabajos de inspección en instalaciones costa afuera. 8. Asimismo.3. El Reporte de resultados individuales junto con los datos del ducto marino se debe elaborar en los formatos establecidos que se indican en la Tabla 3 según corresponda y que se detallan en el Anexo F. como socavaciones entre el ducto y lecho marino. El personal de buceo debe estar calificado por una empresa reconocida nacional ó internacional en buceo y el personal que aplique las pruebas no destructivas debe estar calificado. Se debe elaborar la gráfica de potencial continuo versus longitud del ducto. así como también conocer la relevancia de diferentes daños potenciales que pueden presentarse en los ductos submarinos.5 Inspección interna con equipo instrumentado (T4). 8. al término de la inspección. En caso de que se encuentren anomalías significativas. se debe disponer.2 Equipo principal. trabajos a ejecutar y equipo mínimo requerido dependen de dicha anomalía. Las dimensiones y características de las anomalías encontradas mediante esta inspección y se deben registrar conforme al Anexo B. .3. y/o T3 descritas anteriormente. T2. 0 Página 14 de 109 la NRF-060-PEMEX-2012. T3 y/o T4 descritas anteriormente. 8.6 de la NOM-027-SESH-2010.Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios INSPECCIÓN. por lo que el tipo de inspección. y se puede aplicar las inspecciones T1. 8.3. La frecuencia de inspección debe ser según el programa establecido por PEMEX o de acuerdo a lo indicado en 9. trabajos a ejecutar y equipo mínimo requerido dependen de dicho evento y se pueden aplicar las inspecciones T1. T2. EVALUACIÓN Y MANTENIMIENTO DE DUCTOS MARINOS NRF-014-PEMEX-2013 Rev.6 Inspección especial ocasional Se debe realizar después de la presencia de un evento extraordinario que pueda afectar la integridad del ducto por lo que el tipo de inspección.7 Inspección especial de seguimiento Se debe realizar de acuerdo con el programa establecido por PEMEX para dar seguimiento a la evolución de las anomalías detectadas previamente. Las dimensiones y características de las anomalías encontradas mediante esta inspección y se deben registrar conforme al Anexo B. T1 Revisión de alineamiento. en el periodo intermedio de la inspección T2 y se omite cuando se realice la inspección T2. daños mecánicos. Programas. curva de expansión del ducto ascendente arribo playero Línea regular. perfilador somero detector de metales. medición de espesores de pared. cambios en la geometría del tubo.3. ducto ascendente. De acuerdo con el programa establecido por PEMEX. De acuerdo con el Plan de Administración de Integridad del ducto. interconexiones y/o arribo playero. 0 Página 15 de 109 Programa de Inspección Tipos de Inspección Localización Actividad Equipo mínimo Barco equipado con Sonar de barrido lateral. curva de expansión del ducto ascendente y arribo playero Revisión de alineamiento. Detectar indicaciones como son: corrosión interna y externa. T2 Y/O T3 Ducto ascendente y arribo playero Barco con equipo de buceo y equipo para pruebas no destructivas. trazo y perfil topográfico. T2. Lancha con motor fuera de borda con equipo de geoposicionamiento y perfilador somero Barco equipado con Sonar de barrido lateral. laminaciones. Conforme al tipo de inspección. T3 Y/O T4 Especial Seguimiento: T1.1. Técnicos especialistas Solo una antes de los doce meses después de iniciada la operación del ducto. geómetra. cruces. ducto ascendente y arribo playero. Técnicos especialistas Cada 2. condición del lastre de concreto en tramos sin enterrar. De acuerdo a lo indicado en la NRF060-PEMEX-2012 Conforme al tipo de inspección. medición de la continuidad de las juntas aislantes. tipos y frecuencias de inspección para ductos marinos . T3 (Pruebas no destructivas). escombros y localización de indicaciones. Interna Línea regular.3 Cada cinco años. inspección para verificar el alineamiento. Personal Frecuencia de inspección Externa Inicial T0 Línea regular. cruces. geoposicionador e Instrumentado Conforme al tipo de inspección. ecosonda y equipo de buceo. calibrador. perfilador somero y equipo de medición de protección catódica. ducto ascendente.5 años después de la inspección inicial. perfilador somero detector de metales. Técnicos y buzos inspectores certificados en pruebas no destructivas. Conforme al tipo de inspección. Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios INSPECCIÓN. Inspección visual. fugas. T4 (Equipo instrumentad o) Ocasional: T1. Conforme al tipo de inspección. perfil topográfico del lecho marino. Lancha con motor fuera de borda con equipo de geoposicionamiento. Equipos de limpieza. curva de expansión del ducto ascendente y arribo playero Línea regular. EVALUACIÓN Y MANTENIMIENTO DE DUCTOS MARINOS NRF-014-PEMEX-2013 Rev. ecosonda y equipo de buceo. grietas. De acuerdo a lo indicado en el punto 8. Línea regular. profundidad de enterramiento. Línea regular. Solo una antes de los doce meses después de iniciada la operación del ducto y luego se programara realizar esta inspección cada tres años o una tercera parte de la vida remanente. Externa T2 (ROV + Protección catódica) Medición del gradiente de potencial catódico. Lancha con motor fuera de borda con equipo de geoposicionamiento y perfilador somero Barco equipado con vehículo operado a control remoto (ROV) con equipo de potencial catódico. Conforme al tipo de inspección. siempre y cuando no se haya realizado durante la construcción. el que resulte menor. Nota: Los formatos a utilizarse deben ser de acuerdo al tipo de inspección. Tabla 1. entre otros. inspección muestral de uniones soldadas y barrido de sanidad con UT en zonas críticas y en su caso caracterizar las indicacionesdetectadas. trazo y perfil topográfico. interconexiones y/o arribo playero. Depende del evento. 6 5 5 5 SI6 6 3.Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios INSPECCIÓN. Métodos de reparación permanentes aceptados Observaciones Tabla 2: 1.6 3. Fisuras.5 Tabla 2. 0 Página 16 de 109 Estrategias primarias de reparación1 Defectos Depósito de 2 soldadura SI SI SI SI NO NO NO NO NO NO NO NO NO NO NO NO NO NO NO NO NO NO NO NO NO NO NO NO Envolvente Metálica Camisas Tipo A NO NO NO NO NO NO NO NO NO NO NO NO NO NO NO NO NO NO NO NO SI SI SI 5. de estudios de ingeniería y de un procedimiento calificado de soldadura..El remplazo de la sección del ducto que contiene el defecto siempre es una reparación efectiva.. considerando la penetración del electrodo más el espesor resultante debido a la presión de operación máxima. 2.5. defectos de fabricación y defectos en 10 soldaduras Abolladura con concentración de esfuerzos Soldadura circunferencial Cuerpo del tubo Codo Soldadura Longitudinal Soldadura circunferencial Cuerpo del tubo Codo Soldadura Longitudinal Soldadura circunferencial Cuerpo del tubo Codo Soldadura Longitudinal Abolladura Plana Soldadura circunferencial Cuerpo del tubo Codo SI SI SI SI³ SI SI SI SI³ SI SI SI SI³ SI SI SI SI SI SI SI 3 6 NO NO SI SI 9 9 SI5.6 SI SI SI SI SI SI SI SI 3 NO NO SI SI 9 9 3. EVALUACIÓN Y MANTENIMIENTO DE DUCTOS MARINOS NRF-014-PEMEX-2013 Rev.6 5. Quemaduras de arco eléctrico.El depósito de soldadura requiere un espesor mínimo de la pared calculado. .6 Camisas Tipo B SI SI SI SI 3 Envolvente No Metálica NO NO NO NO NO NO NO NO NO NO NO NO NO NO NO NO NO NO NO NO SI SI SI NO NO NO NO NO Hot Tap NO NO SI SI NO NO SI SI NO NO SI SI NO NO SI SI NO NO NO8 NO 8 Parches NO NO SI NO NO NO SI NO NO NO SI NO NO NO SI NO NO NO NO NO NO NO NO NO NO NO NO NO Soldadura Longitudinal Pérdida de Metal Externa <80% de su espesor Soldadura circunferencial Cuerpo del tubo Codo Soldadura Longitudinal Pérdida de Metal Interna <80% de su espesor Soldadura circunferencial Cuerpo del tubo Codo Soldadura Longitudinal Pérdida de Metal Externa >80% de su espesor Soldadura circunferencial Cuerpo del tubo Codo Soldadura Longitudinal Pérdida de Metal Interna >80% de su espesor Fugas. Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios INSPECCIÓN, EVALUACIÓN Y MANTENIMIENTO DE DUCTOS MARINOS NRF-014-PEMEX-2013 Rev. 0 Página 17 de 109 3.- Las envolventes o camisas metálicas para codos o curvas pueden ser del tipo atornilladas o bipartidas, su instalación requiere de un estudio de ingeniería y soldadas mediante un procedimiento calificado. 4.- Se requiere utilizar personal calificado y procedimientos aprobados para la instalación de envolventes o camisas no metálicas en codos, curvas y tubería recta. 5.- Se debe emplear un epóxico incompresible para llenar el espacio anular entre las envolventes o camisa y el tubo que contiene la abolladura. 6.- El daño mecánico localizado en la abolladura se debe remover por desbaste, previo a la instalación de la envolvente o camisa, no se debe desbastar más del 10% del espesor de pared. En caso de desbastes mayores al 10%, se requiere de un espesor mínimo de pared calculado de acuerdo a la presión de operación máxima, de estudios de ingeniería y de un procedimiento calificado. 7.- Otros métodos de reparación se pueden utilizar, siempre y cuando se presenten y tengan datos basados en una práctica precisa de ingeniería. 8.- Las fisuras que no presenten fugas pueden ser removidas y retiradas mediante Hot Tap. 9.- Si la abolladura es completa puede ser removida. 10.- Las quemaduras por arco eléctrico y los defectos de la soldadura circunferencial pueden ser reparados esmerilando (desbastando) el defecto si es superficial y/o empleando envolventes o camisas tipo A o B tan largas como la reparación sea requerida, basándose en pruebas y análisis de ingeniería. 11.- En caso de presentarse fuga en cualquier tipo de discontinuidades citadas, ésta se debe reparar mediante el método de reparación definitiva, si se opta por la reparación provisional, se debe programar una reparación definitiva en un plazo no mayor de 30 días, de acuerdo a la NOM-027-SESH-2010. 12.- Una soldadura sólo podrá ser reparada 2 veces y si vuelve a salir con defecto se debe eliminar cortando un carrete. 8.4 Requerimientos del servicio Para realizar la evaluación se debe solicitar a PEMEX la información indicada en el Anexo A y la información de las dimensiones significativas de las indicaciones detectadas por PND descritas en el Anexo B de esta NRF. 8.4.1 Inspección externa inicial (T0) 8.4.1.1 Trabajos que se deben ejecutar. Efectuar la inspección de todo el alineamiento del ducto marino, la inspección visual en ductos ascendentes y arribos playeros, con la finalidad de detectar y registrar como mínimo lo siguiente: a) Tramos fuera de ruta, socavaciones, golpes de ancla, escombros sobre el ducto, garreos de anclas, ductos sobre arrecifes, fugas, cruzamientos, posición del ducto sobre el lecho marino. b) Anomalías geométricas, estructurales y superficiales en línea regular, ductos ascendentes y arribos playeros. c) Condición funcional de toda la soportería del ducto. 8.4.1.2 Frecuencia. Se debe efectuar una sola vez en un plazo de seis a doce meses después de iniciada la operación del ducto, siempre y cuando no se haya realizado durante la construcción. 8.4.2 Inspección externa (T1) 8.4.2.1 Trabajos que se deben ejecutar. Los trabajos que se deben ejecutar deben cumplir con lo indicado en 8.4.1.1 de esta NRF. 8.4.2.2 Frecuencia. Se debe efectuar cada 2,5 años después de la inspección inicial en el período intermedio de la inspección externa T2, y se debe omitir cuando se realice dicha inspección. Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios INSPECCIÓN, EVALUACIÓN Y MANTENIMIENTO DE DUCTOS MARINOS NRF-014-PEMEX-2013 Rev. 0 Página 18 de 109 8.4.3 Inspección externa con equipo de operación remota (T2) 8.4.3.1 Trabajos que se deben ejecutar. Se debe efectuar el recorrido con embarcación provista del equipo de Operación Remota (ROV) en todo el alineamiento de la línea regular, inspección visual en ductos ascendentes y arribos playeros, con la finalidad de detectar y registrar como mínimo lo siguiente: a) Ductos fuera de ruta, socavaciones, golpes de ancla, escombros sobre el ducto, curvaturas, garreos de anclas, ductos sobre arrecifes, fugas, cruzamientos, posición del ducto sobre el lecho marino, profundidad de enterramiento, perfil topográfico del lecho marino y condición del lastre de concreto en tramos sin enterrar. b) Anomalías geométricas, estructurales y superficiales en el ducto. c) Condición funcional de la soportería del ducto. d) Medición del potencial continúo por medio del ROV en toda la longitud del ducto. e) Medición de la continuidad eléctrica de las juntas aislantes del arribo playero y ductos ascendentes. 8.4.3.2 8.4.4 8.4.4.1 Frecuencia. Se debe efectuar en un plazo no mayor a cinco años posterior a la inspección inicial. Inspección externa con pruebas no destructivas (T3) Trabajos que se deben ejecutar Se debe realizar una inspección visual detallada, medición de espesores de pared, inspección de uniones soldadas y barrido en zonas críticas tales como: elementos con daño previo, zonas de concentración de esfuerzos y zonas de daño potencial por ambiente y condiciones de operación severos, así como llevar a cabo la limpieza del área por inspeccionar para efectuar las pruebas no destructivas. Se debe efectuar la metrología de la anomalía o del daño detectado. En caso de detectar anomalías en metal base, se debe determinar el espesor mínimo de zona sana, mediante un barrido en la zona adyacente a la anomalía y reportar el valor mínimo encontrado. En caso de detectar defectos en soldadura, deben tomarse como mínimo cinco lecturas de espesor de pared en ambos lados de la unión soldada, para determinar el espesor de pared de zona sana y se debe reportar el valor menor indicando su localización. Además debe hacerse un barrido de sanidad con UT haz recto en ambos lados de la junta cubriendo como mínimo la zona de barrido SD. 8.4.4.2 Frecuencia. Se debe efectuar cada año durante los tres primeros años de vida del ducto y luego se debe programar esta inspección cada tres años o una tercera parte de la vida remanente determinada a partir de su tasa de crecimiento de daño, el que resulte menor. 8.4.5 Inspección interna con equipo instrumentado (T4) 8.4.5.1 Trabajos que se deben ejecutar. Corrida del equipo instrumentado la cual depende de los requerimientos del área usuaria. 8.4.5.2 8.4.6 Frecuencia. Se debe efectuar conforme al programa de inspección establecido por PEMEX. Formatos de registro El encargado de la inspección debe entregar la información en los formatos indicados en la Tabla 3, los cuales se detallan en el Anexo F de esta NRF. Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios INSPECCIÓN, EVALUACIÓN Y MANTENIMIENTO DE DUCTOS MARINOS NRF-014-PEMEX-2013 Rev. 0 Página 19 de 109 FORMATO Ducto Ascendente a a a a a a a a a a a a a a a a a a a a a a a Arribo Playero a a a a a a a a a a a a a a a Línea Regular FORMATOS DE INSPECCIÓN FI01. Isométrico General FI02. Isométrico Específico FI03. Listado de Elementos FI04. Listado de Soporte FI05. Listado de Válvulas y uniones Bridadas 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 FI13. Ultrasonido (haz recto) Específico FI14. Ultrasonido (haz angular) General FI15. Ultrasonido (haz angular) Específico FI16. Abrazaderas FI17. Zona de Mareas y oleaje FI18. Inspección de junta aislante FI19. Ánodos de sacrificio 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 (T0 y T1) FRI02. Hallazgos en línea regular con ROV (T2) FRI03. Resumen de inspección de Pruebas No a Destructivas (T3) a a a a a a a a a a a a a a a a a a a a a a a a a Tabla 3 Formatos de inspección 8.5 Criterios de aceptación Debe cumplir con lo establecido en el numeral 9.3 de esta NRF. curvas de expansión. La evaluación se debe registrar en los formatos indicados en capítulo 12 de esta NRF. entre otros). 0 Página 20 de 109 8. EVALUACIÓN Y MANTENIMIENTO DE DUCTOS MARINOS NRF-014-PEMEX-2013 Rev. de tal manera que solo se analicen aquellos casos donde se detecten cambios o modificaciones que requieran de un nuevo análisis. profundidad y cantidad de tramos de línea regular y curvas de expansión que se encuentren enterrados y/o azolvados. desazolve.6 Evaluación Se debe realizar de acuerdo a lo indicado en esta NRF y solo se permite la utilización de otros criterios cuando se demuestre con estudios de ingeniería (mediante modelos basados en mecánica de fractura. interconexiones y arribos playeros y se debe considerar las inspecciones externas con sonar de barrido lateral. tanto en trazo como en perfil. colocación de soportes. Como resultado del análisis. 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. . 8. tanto en superficie como submarinas.Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios INSPECCIÓN. inspecciones con Vehículo Operado a Control Remoto (ROV) de acuerdo a ISO 13628-82000 e inspecciones externas con buceo submarino y reportes de mantenimiento (estabilizado.5.1 Análisis de la condición general de la línea regular y curvas de expansión Se debe realizar para determinar cambios en el estado en que se encuentra la línea regular y curvas de expansión. cruces. su Reglamento y el Reglamento para prevenir y controlar la contaminación del mar por vertimiento de desechos y otras materias. profundidad y cantidad de tramos de línea regular y curvas de expansión que se encuentren en claros libres. la seguridad y confiabilidad de las instalaciones. se debe reportar en el formato de evaluación FE01. El contratista durante las operaciones de reparación y mantenimiento debe cumplir con lo que se indica en las NOM-027-STPS-2008 y NOM-031-STPS-2011. entre otros) que el efecto real de las anomalías no pone en riesgo la integridad estructural del ducto y por lo tanto. En caso de que no exista formato para la indicación evaluada y cuyo resultado de esta evaluación sea un daño. Para la evaluación de las indicaciones o anomalías encontradas. elemento finito. pruebas de laboratorio. se debe tomar en cuenta los resultados de evaluaciones anteriores de las mismas. o desplazamientos que se hayan presentado. se debe entregar como mínimo lo siguiente: • Variaciones en la longitud. El contratista se debe apegar al Reglamento de Higiene y Seguridad de Pemex mientras trabaje dentro de las instalaciones. con respecto a inspecciones previas y con esto establecer su variación histórica. se debe cumplir con lo que se establece en dichas disposiciones para la obtención de permisos de trabajos con riesgo. 8. • Variaciones en la longitud.1 Disposiciones de Protección Ambiental y Seguridad Industrial Durante las actividades de inspección y mantenimiento se deben seguir las disposiciones de la Ley General de Equilibrio Ecológico y Protección Ambiental (LGEEPA).6. Mediante un comparativo cronológico de todas las inspecciones realizadas a la línea regular. deben ser iguales o mayores que el factor de estabilidad indicado en la Tabla 5 de esta NRF. éste análisis se debe realizar de acuerdo a los que se establece en la NRF-013PEMEX-2009. se debe aplicar alguno de los métodos de mantenimiento correctivo indicados en esta NRF. para un período de 4 horas de desarrollo de tormenta.. • Desplazamientos laterales y verticales. • Cambios en la configuración del estabilizado (tales como costales o colchacretos. con el peso del fluido que transporta y un período de tormenta de 100 años. El factor de estabilidad seleccionado.Cuando se realicen sustitución de tramos de línea regular o curva de expansión. se debe comparar con el obtenido para las siguientes velocidades de fondo inducidas por el oleaje: a) Una velocidad de fondo (U 1/100). que en inspecciones previas se reportaban encima del ducto y en inspecciones recientes. Este análisis se realiza para comprobar que los factores de estabilidad horizontal de la línea cumplen con lo indicado en esta sección. Los parámetros oceanográficos que se deben considerar en el análisis. de acuerdo alo establecido en la NRF013-PEMEX-2009 son para periodos de retorno de 100 años.1 Análisis de la integridad del ducto Estabilidad hidrodinámica horizontal Se debe realizar el análisis bajo los siguientes escenarios: 1.Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios INSPECCIÓN. están a un costado o ya no se encuentran). En caso de que los factores de estabilidad hidrodinámica calculados sean inferiores a los indicados en dicha tabla.000 ). . • Variaciones en la separación aproximada entre ductos(SAED) que integran el cruce. EVALUACIÓN Y MANTENIMIENTO DE DUCTOS MARINOS NRF-014-PEMEX-2013 Rev. • Entre otros 8. Los dos factores de estabilidad calculados para las dos velocidades de fondo. b) Una velocidad de fondo (U 1/1..7. para un período de 3 horas de tormenta completamente desarrollada. 3. Los parámetros de evaluación se indican en la Tabla 4 de esta NRF.Cruces o interconexiones expuestos que presenten movimiento. • Variaciones en la posición geográfica de los cruces e interconexiones. 0 Página 21 de 109 • Variaciones en la longitud. El análisis se debe realizar tomando en consideración la tubería desenterrada.7 8.. 2. profundidad y cantidad de tramos de línea regular y curvas de expansión con desprendimiento total o parcial de lastre de concreto.Tramos de ductos que presenten desplazamiento vertical. 7. con la finalidad de obtener la ubicación de las matrices de concreto y verificar que los esfuerzos no sobrepasen los permisibles.3 seg Lankahuasa. 0 Página 22 de 109 Parámetros de evaluación + Nivel de enterrado de la línea. Fase de operación De acuerdo a inspección. Tomar datos del estudio geotécnico del corredor. Parámetros para la evaluación por estabilidad hidrodinámica horizontal de líneas submarinas existentes CSS Alta Moderada Gas 0. (1) Se debe tomar en cuenta la dirección del oleaje y de la corriente como se establece en la NRF-013-PEMEX-2009 Tabla 4. 8. se debe realizar un análisis de flexibilidad de acuerdo a 8.3 Análisis de flexibilidad Se debe realizar cuando: • • • • • • • Se desconozca el estado estructural del ducto Posterior a la ocurrencia de algún evento extraordinario (huracanes.2 Flotabilidad de tubería enterrada Se debe realizar conforme a lo establecido en la NRF-013-PEMEX-2009. Se debe considerar para el análisis la configuración geométrica actual del ducto y las . sismos. + Consideración del peso del fluido + Características del suelo. Datos del Anexo A (1) de la NRF-013-PEMEX-2009 correspondientes a un periodo de retorno de 100 años.0 Tabla 5. + Periodo pico de la ola para la Zona Norte y 12.3 de esta NRF.7. falla de suelo marino.7.) 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. realizado con pruebas estáticas o dinámicas. + Altura de ola significante + Velocidad de corriente a 95% de la profundidad.Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios INSPECCIÓN. interconexiones con otros ductos Se requiera desplazar el ducto para la realización de reparaciones Se debe realizar a través de programas especializados de cómputo. Tubo lleno (operación). basados en técnicas de elementos finitos (MEF) o equivalentes.8 Crudo 1.1 1. + Período pico de la ola para la Sonda de 13 seg Campeche y el Litoral Tabasco.9 0. Datos del Anexo A (1) de la NRF-013-PEMEX-2009 correspondientes a un período de retorno de 100 años. entre otros. 8. EVALUACIÓN Y MANTENIMIENTO DE DUCTOS MARINOS NRF-014-PEMEX-2013 Rev. Factores de estabilidad hidrodinámica horizontal permisibles Cuando derivado de este análisis se requiera el estabilizado del ducto. ... (1) (D − t ) = = = = Presión Máxima Permisible de Operación.... en MPa (lb/in2).3 de esta NRF.1 Esfuerzo circunferencial...... no deben sobrepasar los valores permisibles establecidos en esta norma.. está dada por la siguiente expresión: PMPO = Donde: PMPO D t SMUTS fEv 2t(SMUTS)fEv .... en mm (in).... EVALUACIÓN Y MANTENIMIENTO DE DUCTOS MARINOS NRF-014-PEMEX-2013 Rev.... sustentación. 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.... Specified Minimum Ultimate Tensile Strength (Esfuerzo de Tensión Ultimo Mínimo Especificado del tubo). Así mismo en los tramos que se encuentran expuestos y azolvados se deben aplicar las fuerzas hidrodinámicas de acuerdo con lo indicado en esta NRF.... Diámetro exterior nominal del tubo...7......... oleaje.. el esfuerzo longitudinal de acuerdo a lo establecido en 8....3..... Espesor mínimo medido en zona sana del ducto..7...3 Tabla 6.. oleaje..3.. = Factor para evaluación por presión interna indicado en la Tabla 7.7...2 de esta NRF y el esfuerzo combinado (von Mises) de acuerdo con lo indicado en 8... sustentación.... corriente Numeral 8... Para las condiciones de carga se deben considerar las condiciones máximas de operación sin variaciones a lo largo del ducto........ 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.1 8.3...7. ambientales y ocasionales.. Así mismo. 0 Página 23 de 109 cargas estáticas y dinámicas actuantes generadas por las condiciones de operación..3.... se debe revisarque el ducto desplazado no interfiera con otros ductos o instalaciones cercanas..Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios INSPECCIÓN.....3.... La máxima presión permisible de operación para líneas submarinas que transportan líquido o gas....1 de esta NRF.......... en MPa (lb/in ).7... en mm (in).....2 8......3. temperatura.. Combinaciones de carga y esfuerzos permisibles Los programas de cómputo empleados para el análisis de flexibilidad deben reportar los resultados en forma gráfica. corriente Presión..3... En caso de que existan esfuerzos que sobrepasen los límites permitidos indicados en la Tabla 6 de esta NRF...7. 8. Los esfuerzos máximos generados por las condiciones de carga indicadas.7........ la cual no debe ser mayor a la presión de calibración de los dispositivos de seguridad de la línea y no debe superar la presión de diseño. Los ductos y sus componentes deben cumplir con el espesor mínimo requerido para soportar la presión máxima permisible de operación (PMPO) a las condiciones de servicio requerido.. Esfuerzo Esfuerzo Circunferencial Esfuerzo Longitudinal máximo Esfuerzo de Von Mises Tipo de carga Presión interna y externa Presión.. Así mismo se debe evaluar el esfuerzo circunferencial de acuerdo a lo establecido en 8... 2 ......... temperatura. ........ΔAs) ........ cm (in) El esfuerzo por curvatura se debe comparar con el esfuerzo permisible que se obtiene por la aplicación de la siguiente ecuación: ..............57 Ducto ascendente Moderada No Aplica 0... 0 Página 24 de 109 Contenido Gas Crudo Línea regular y arribos playeros Moderada No Aplica 0.................................... (4) 2r Donde: σc = σc E D r = = = = Esfuerzo por curvatura......3...47 Muy alta 0. en MPa (lb/in2).......7.......56 TU ..... 8... diferentes al trazo original del mismo..63 Alta 0.................... (3) Donde: Tcp en N (Lbs)........... en mm2 (in2)... en mm2 (in2)............. La capacidad permisible de tensión longitudinal (Tcp) se debe calcular con la expresión: Tcp = 0............. (2) Donde: Tu SMYS As ΔAs = Tensión longitudinal última............ Se deben calcular cuando se presenten curvaturas horizontales o verticales en el ducto... 8......... Se deben calcular de acuerdo alo establecido en la NRF-013-PEMEX-2009....................3 Esfuerzo combinado............3...........2 Esfuerzo longitudinal.................... Factores para evaluación por presión interna (fEv) La clasificación de la línea de acuerdo a su Categoría de Seguridad y Servicio (CSS) se debe realizar conforme a lo establecido en la NRF-013-PEMEX-2009..... MPa (lb/in2) Diámetro del ducto............................. = Área nominal de la sección transversal de acero del ducto........... en N (Lbs)........................ = Pérdida del área de sección transversal por corrosión.............. MPa (lb/in2) Módulo de elasticidad del acero.... cm (in) Radio de curvatura............ La capacidad del ducto a tensión longitudinal está dada por la siguiente expresión: Tu = 1........... EVALUACIÓN Y MANTENIMIENTO DE DUCTOS MARINOS NRF-014-PEMEX-2013 Rev..................................52 Alta No Aplica 0............1SMYS (As ..........44 No Aplica Tabla 7..60 No Aplica Muy alta No Aplica 0...........7... = Specified Minimum Yield Strength (Esfuerzo de Fluencia Mínimo Especificado de la tubería).... El esfuerzo se obtiene mediante la expresión: ED ............ 8....7...Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios INSPECCIÓN.........3.4 Esfuerzo de curvatura......... ........................Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios INSPECCIÓN................ en MPa (lb/in2) El cálculo de esfuerzo de curvatura....... (5) Donde: σ per = Esfuerzo permisible SMYS = Specified Minimum Yield Strength (Esfuerzo de Fluencia Mínimo Especificado de la tubería)...18 SMYS ...............53 0....... La PMPO que se determina para un tramo de ducto con indicación y que amerite evaluación se debe determinar de la siguiente manera: PMPO = Pf x fs ........... no aplica para la rehabilitación de cruces del ducto....... elemento finito. 0 Página 25 de 109 σ per = 0......69 Ductos ascendentes 0.................4 Evaluación de claros libres Se debe realizar conforme a lo establecido en la NRF-013-PEMX-2009...... 8........ Para determinar una Pf........ así como la realización de pruebas hidrostáticas ó neumáticas.........63 8..7. EVALUACIÓN Y MANTENIMIENTO DE DUCTOS MARINOS NRF-014-PEMEX-2013 Rev...................6 Evaluación de indicaciones Se permite el uso de otros criterios cuando se demuestre con estudios de ingeniería con base en modelos de mecánica de fractura..........5 Análisis por fatiga Se debe realizar conforme a lo establecido en la NRF-013-PEMX-2009... pruebas de laboratorio....... 8. 8.................. análisis de integridad basado en riesgo y confiabilidad y cualquier otro método de evaluación de daños que suponen un modo de falla plástico.............. .. = Factor seguridad para evaluación: Contenido Gas Crudo Línea regular y arribos playeros 0... así mismo aquellas mayores al 80% no requieren evaluación y deben ser reparadas...................7.......8 Corrosión localizada La evaluación de la capacidad por presión interna del tramo de ducto con corrosión debe considerar la geometría de la indicación y propiedades mecánicas del ducto.........7......... debe ser conforme a lo indicado en el Anexo I de esta NRF y la corrosión ha de presentar una pérdida de metal mayor o igual al 10% y menor o igual al 80%....................... (6) Donde: Pf fs = Presión de falla que se obtiene de acuerdo al criterio de evaluación correspondiente......... Toda indicación menor al 10% es aceptable y no amerita de evaluación.............. ......... (9) velocidad de corrosión Se deben retirar o reparar cuando reúnan cualquiera de las condiciones siguientes: a) Las que afectan la curvatura de un tubo en la soldadura longitudinal o en cualquier soldadura circunferencial (a tope)..... (8) 8.....) = t previo ......... se deben evaluar con estudios de ingeniería basados en modelos de evaluación de pérdida localizada de metal..Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios INSPECCIÓN..... EVALUACIÓN Y MANTENIMIENTO DE DUCTOS MARINOS NRF-014-PEMEX-2013 Rev..T............85 mm (12 in) y afecten a una unión soldada (longitudinal o circunferencial) y contengan ninguna arrancadura o ranura................... 8........ c) Las que excedan una profundidad de 6 mm (1/4 in) en un tubo de 323...85 mm (12 in) de diámetro nominal y menores.2 Muescas y ranuras Se deben retirar o reparar cuando presenten una profundidad mayor del 10% del espesor nominal de pared........................ b) Las que interactúen con otras indicaciones............ 0 Página 26 de 109 8...........) = t inicial .......1 Abolladuras t actual − t retiro ..9........ 8........... o 6% del diámetro nominal de tubos mayores de 323.......9 Vida Remanente (TVR) Tiempo promedio que debe transcurrir antes de que el tramo del ducto.......9........9.t último tiempo (años) entre las inspecciones última y previa ..8...........t último .. (7) tiempo (años) entre las inspecciones última e inicial La velocidad de corrosión en términos de dos inspecciones consecutivas se calcula con la siguiente expresión: Velocidad de corrosión (S..3 Daños calientes Los daños calientes iguales o mayores al 10% del espesor nominal del ducto....... aumentando un 10% las dimensiones del daño... Se debe calcular de acuerdo con la siguiente expresión: TVR = Donde: tactual = Espesor mínimo de la indicación (remanente). llegue a su límite de retiro(años)...T...... tretiro = 20% del espesor nominal del tramo de ducto en estudio...........1 Velocidad de Corrosión La velocidad de corrosión en términos de dos inspecciones extremas se debe calcular con la siguiente expresión: Velocidad de corrosión (L.. No ameritan reparación ni estudio las que tengan una profundidad no mayor al 10% del espesor nominal del ducto. 8.. . En caso de no existir otros daños.. (10) D Pfalla = (SMYS + 10000 ) Esté calculose debe realizar solo con propósitos de priorización de reparación y no para establecer la presión de falla real del tramo afectado....... se debe reparar......... se deben evaluar con estudios de ingeniería basados en modelos de evaluación de perdida localizada de metal...... la PMPO se puede calcular por esta presión de falla multiplicada por el factor de seguridad(ver 8.9.......... No ameritan reparación ni estudio cuando presenten una profundidad no mayor al 10% del espesor nominal de del ducto y no contengan grietas o fisuras..6 de esta NRF)..Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios INSPECCIÓN... aumentando un 10% las dimensiones del daño....... cualquier laminación con escalonamiento mayor al 10%...9..... se debe evaluar de acuerdo a lo indicado en la Parte-13 del API 579-1/ ASME FFS-1 2007 o equivalente.7 de esta NRF... siempre y cuando su extensión no sea mayor a 1 hora técnica en la dirección circunferencial y medio diámetro en la dirección .. 8..8 Áreas de inclusiones no metálicas Se debe evaluar y analizar con el criterio que se establece en 8.... Las áreas con HIC en forma de laminaciones. 8.....9... entre otros) o sometido a fatiga o esfuerzos flexionantes significativos. SCC.....9. 8.9...7 Laminaciones en metal base Las laminaciones detectadas en el metal base que presenten escalonamiento mayor al 10% del espesor de pared o que se encuentren en contacto con la zona afectada por calor y o la soldadura....1 Agrietamiento inducido por hidrogeno (HIC)......7.....5 Defectos en soldadura La evaluación de estas indicaciones debe realizar de acuerdo a lo que establece la Tabla 3 de la NRF-106PEMEX-2010.6 Desalineamientos de uniones soldadas Se deben evaluar de acuerdo a lo indicado en la sección 8 del API 579-1/ASME FFS-1-2007 o equivalente........4 Zona esmerilada Las zonas esmeriladas iguales o mayores al 10% del espesor nominal del ducto y que no contengan grietas o fisuras.9. Una estimación de la presión de falla se puede hacer con la siguiente expresión: t(1 − %e ) 100 ...9.. 0 Página 27 de 109 8....9... niveles 2 o 3 según el caso.9.... EVALUACIÓN Y MANTENIMIENTO DE DUCTOS MARINOS NRF-014-PEMEX-2013 Rev......9 Evaluación de otros daños por servicio 8.. Si el tramo de ducto presenta laminaciones en combinación con otros tipo de indicaciones (corrosión interna. 8............... que no presenten abultamiento se deben evaluar con el criterio de evaluación de laminaciones.. 8. 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. al menos una longitud de la menor ampolla.9. se deben evaluar como pérdidas de metal. Para determinar el cálculo.7. Resumen de indicaciones dictaminadas para reparación Estabilidad hidrodinámica horizontal y flotabilidad Análisis de flexibilidad Análisis de esfuerzos por curvatura. Las áreas con HIC conectadas a una soldadura de costura o de campo. 0 Página 28 de 109 longitudinal del tubo y no estén conectadas con soldadura de acuerdo a lo indicado en la Parte-13 del API 5791/ASME FFS-1-2007 o equivalente. FE05. FE02.2 Agrietamiento por corrosión bajo esfuerzos (SCC). Formatos de evaluación .9. elemento finito.7 de esta NRF considerando un lastre de concreto equivalente.1 de esta NRF). entre otros. Las áreas con HIC que excedan las dimensiones anteriores se deben evaluar con estudios de ingeniería basados en modelos de mecánica de fractura.3 Desprendimiento de lastre de concreto. FE08. elemento finito o pruebas hidrostáticas a la falla de tramos con daño similar. se deben evaluar por mecánica de la fractura y considerar la longitud de grieta como la extensión conectada a la soldadura y la profundidad a considerar debe ser la mayor entre el plano de la grieta y la pared del tubo. Las áreas con HIC en forma de ampollas aisladas o que estén separadas una de otra. de tal manera que se obtenga un nuevo espesor de lastre de concreto reducido. niveles 2 o 3 según el caso. el cual se le restará al espesor de lastre de concreto original del ducto. Así mismo.3. FE09.9. Las grietas por HIC en forma de ampollas aisladas o que estén separadas una de otra se deben evaluar de acuerdo a lo indicado en el API 579-1/ASME FFS-1-2007.10 Formatos de evaluación El encargado de la evaluación debe entregar la información de los ductos ascendentes o línea regular evaluados en los formatos indicados en la Tabla 8 (ver Anexo G de esta NRF). tomando como espesor remanente el opuesto al abultamiento (ver 8. FE06. priorizándose estas con base en estudios de ingeniería basados en modelos de mecánica de la fractura.Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios INSPECCIÓN. Pandeo local Análisis de vorticidad Evaluación de indicaciones contenidas en el espesor Protección catódica Fatiga Ducto ascendente a a Línea Regular a a a a a a a a a a a a a Tabla 8. se debe cuantificar el peso que del ducto ha perdido en un determinado tramo.9. Las áreas con SCC se deben reparar.9. pruebas de laboratorio. FORMATO FE01. cuya dimensión en cualquier dirección sea menor a medio diámetro. Cuando se tengan desprendimientos de lastre de concreto en la línea submarina. el contratista debe realizar un análisis de estabilidad hidrodinámica de acuerdo a lo indicado en 8. FE04. 8. FE07. 8. FE03. En caso de que no exista formato para la indicación evaluada y cuyo resultado de esta evaluación sea un daño. 8. EVALUACIÓN Y MANTENIMIENTO DE DUCTOS MARINOS NRF-014-PEMEX-2013 Rev. se debe reportar en el formato de evaluación FE01. en este análisis debe enfocarse a la identificación y mitigación de las causas que dieron origen al SCC. 10. por lo que al área se le debe dar un contorno suave.de acuerdo a los criterios indicados en la NRF-013-PEMEX-2009 y NRF-005-PEMEX-2009.10. En líneas submarinas y ductos ascendentes de acero.1. 0 Página 29 de 109 8.10. debidamente separados. Al final de cada capa se debe medir el espesor de pared remanente. De otra manera. con el objeto de no esmerilar más del 10%. los cuales serán presentados a PEMEX para su revisión y comentarios. pesados y calibrados de acuerdo a las condiciones de operación y a las características químicas de los productos transportados. EVALUACIÓN Y MANTENIMIENTO DE DUCTOS MARINOS NRF-014-PEMEX-2013 Rev. daños calientes o indicaciones superficiales se deben eliminar mediante la técnica de esmerilado previa justificación por medio de análisis de la severidad de daños. En . existan bajos potenciales de protección. Se debe esmerilar por capas hasta tener una superficie sin aristas pronunciadas.4 Monitoreo de la velocidad de corrosión interior. para detectar indicaciones de grietas. 8.10. 8. es necesario realizar el reforzamiento de la protección catódica por medio de la instalación de ánodos de sacrificio. 8. En caso de no tenerlo se debe implementar un programa . como resultado de la inspección y del perfil de potenciales.1 Inyección de inhibidores.10 Mantenimiento Las actividades de mantenimiento. 8. 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.3. se deben eliminar mediante la técnica de esmerilado previa justificación el análisis de la severidad de los daños. Se debe verificar si el ducto cuenta con un programa de inyección de inhibidores para evaluar su aplicabilidad y comprobar su eficiencia.2 Mantenimiento correctivo Los daños mecánicos. se deben realizar con base en procedimientos específicos para cada método de reparación. por medio de ultrasonido. La corrosión interior del ducto no debe ser mayor de 2 MPA y en caso de no tener inhibidores la corrosión interior no debe ser mayor de 1 MPA de acuerdo a lo establecido en la NRF-005-PEMEX-2009.1 de esta NRF.2 Protección catódica.1. En el esmerilado se debe evitar el sobrecalentamiento y/o enfriamiento brusco y agrietamiento.10.1.3 Protección anticorrosiva. ya sea enterrados y/o superficiales deben cumplir con lo que se indica en NRF-047-PEMEX-2007. En caso de que no se cumpla con el criterio anterior. las cuáles también determinaran los periodos de exposición y se debe apegar lo establecido en la NRF-194-PEMEX-2013. no se reduce a un valor menor al 90% del espesor mínimo nominal que se requiere tal como se determina en 8. daños calientes o indicaciones superficiales.10. Los daños mecánicos.1.1 Mantenimiento preventivo 8. 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.Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios INSPECCIÓN. 8. Se debe llevar a cabo la instalación de testigos de tipo gravimétrico ó electroquímicos. se prohíbe la reparación y el tramo del ducto dañado se debe reforzar ó remplazar. mediante soldadura.7. Posteriormente se le debe realizar la prueba de partículas magnéticas. acondicionados. Se debe reparar la zona con el daño caliente mediante la técnica de esmerilado si el espesor remanente del ducto después de esta operación. Cuando existan cruzamientos y/o paralelismos con otras líneas submarinas. las reparaciones de tipo permanente se deben realizar mediante la instalación de una envolvente capaz de restituir la resistencia mecánica del tubo conductor. 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. se debe continuar el esmerilado del área agrietada hasta que desaparezcan. Las pequeñas áreas corroídas. Se debe reparar la zona con el daño caliente mediante la técnica de esmerilado si el espesor remanente del ducto después de esta operación.2.Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios INSPECCIÓN.1 Esmerilado. indiquen que la línea es potencialmente inestable. pintura y otras impurezas que puedan afectar la soldadura. En la Tabla 2 de esta NRF.10. 8. mantener la hermeticidad y tener .3. Los daños mecánicos. En este caso. Los daños mecánicos. de acuerdo a un análisis por mecánica de fractura. EVALUACIÓN Y MANTENIMIENTO DE DUCTOS MARINOS NRF-014-PEMEX-2013 Rev.7.3 Estabilizado de líneas. se debe dragar a una profundidad que garantice su estabilidad o utilizar sacos de arena/cemento.4 de esta NRF y que se encuentra lisa.10. no se reduce a un valor menor al 90% del espesor mínimo nominal que se requiere tal como se determina en 8.4 Envolvente de refuerzo (Tipo B). 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. daños calientes o indicaciones superficiales se deben eliminar mediante la técnica de esmerilado previa justificación por medio de análisis de la severidad de daños. con el objeto de no esmerilar más del 10%. de acuerdo a un análisis por mecánica de fractura. uniforme y libre de grasa. 8. se deben reparar por medio de soldadura.10. siempre y cuando la profundidad del área no implique el riesgo de ruptura. 8. se deben eliminar mediante la técnica de esmerilado previa justificación el análisis de la severidad de los daños. Posteriormente se le debe realizar la prueba de partículas magnéticas.2. para detectar indicaciones de grietas.7 de esta NRF. Una vez que el área a reparar se ha esmerilado de acuerdo a 8. En el esmerilado se debe evitar el sobrecalentamiento y/o enfriamiento brusco y agrietamiento. se debe realizar la reparación. ranuras. por lo que al área se le debe dar un contorno suave.9. se debe continuar el esmerilado del área agrietada hasta que desaparezcan.10. Los elementos estabilizadores se deben bajar hasta el fondo y colocar de tal manera que se obtenga la configuración indicada en los planos de ingeniería.2 Soldadura de relleno. Si no es posible sustituir un tramo de ducto con defectos dictaminados para reparación.1 de esta NRF. se indican los casos en que se puede aplicar la reparación mediante soldadura de relleno. siempre y cuando la profundidad del área no implique el riesgo de ruptura. de acuerdo con la NRF-084-PEMEX-2011.2. 8. El metal de aporte que se utiliza en reparaciones con soldadura debe ser de acuerdo con el tipo y el grado del ducto que se repara.2. 0 Página 30 de 109 este caso. se prohíbe la reparación y el tramo del ducto dañado se debe reforzar ó remplazar. daños calientes o indicaciones superficiales. De otra manera. Se debe esmerilar por capas hasta tener una superficie sin aristas pronunciadas. Cuando los resultados del análisis de estabilidad hidrodinámica realizado de acuerdo a 8. Al final de cada capa se debe medir el espesor de pared remanente. por medio de ultrasonido. rayaduras y quemaduras por arco. malla lastrada o algún otro dispositivo que cumpla con la función de elementos estabilizadores. cálculos para determinar la presión máxima y otras medidas de seguridad adicionales a los criterios que sugieren las prácticas recomendadas al respecto. Dicho análisis debe contener como mínimo los resultados de la inspección ultrasónica.1 de esta NRF. . con el propósito de transferir adecuadamente las cargas por presión del ducto conductor a la camisa de refuerzo. Las abrazaderas atornilladas son provisionales cuando se instalan en el ducto.3.3. se deben diseñar para contener ó soportar la presión máxima de operación del ducto que se va a reparar. previa limpieza a metal blanco. los extremos circunferenciales de dicha envolvente deben ser biselados hasta alcanzar un espesor igual al del ducto. se debe reparar cortando una pieza cilíndrica (carrete) conteniendo el defecto y remplazándolo con otro carrete de espesor de pared y grado similar o mayor que reúna los requisitos de 8.10. siempre y cuando la quemadura o la ranura sea removida por esmerilado y el espesor remanente sea mayor al espesor mínimo requerido en 8. tanto circunferencial como longitudinalmente. pruebas no destructivas. se debe reducir la presión de operación a un nivel seguro y se debe realizar en cada caso un análisis en el que participen las dependencias de Operación. Un tubo con quemaduras o ranuras. se debe reparar mediante envolventes soldables. proveer un aislamiento térmico y ser estable física y químicamente durante su vida útil. siempre y cuando exista sanidad del ducto.1 de esta NRF. 8. Si el ducto no se deja de operar durante una reparación que involucre trabajos de soldadura. además de ser habilitadas y colocadas sobre la superficie exterior de los ductos. con una longitud no menor de un diámetro del tubo para diámetros mayores de 168 mm (6 in) o 200 mm (7. Las envolventes instaladas para eliminar fugas.2.9 in) para diámetros menores. La envolvente se debe diseñar y validar mediante la técnica de elemento finito por un ingeniero responsable para soportar las condiciones de operación para las cuales fue diseñado el ducto y servicio de operación. La prueba hidrostática se debe llevar a cabo antes de su instalación y se permite que se realice en fábrica. Mantenimiento y Seguridad de la entidad responsable del ducto.5 Envolvente mecánica (Tipo A). Su instalación debe permitir realizar los trabajos de reparación mientras la línea continúa en operación. La envolvente ocamisase debe extender por lo menos 100 mm (4 in) a cada lado del defecto y como máximo la mitad del diámetro. siempre y cuando se cuente con dictámenes o informes de calibración de acuerdo a la LFMN y después de lo cual se realice el radiografiado u otras pruebas no destructivas (excepto la inspección visual) a todas las soldaduras a tope del empate después de su instalación.7.6 Sustitución de carrete.4-2009.2. Cuando se programe la reparación de una sección del ducto mediante el corte y sustitución de la porción dañada. B31. Dicha envolvente será soldada en su totalidad. EVALUACIÓN Y MANTENIMIENTO DE DUCTOS MARINOS NRF-014-PEMEX-2013 Rev. o para contener la presión interna.8-2010 y API RP-1110-2007 o equivalentes. se debe usar un material para llenar el vacío entre la envolvente y el tubo. Si es factible que el ducto quede fuera de operación.Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios INSPECCIÓN.10. 0 Página 31 de 109 una vida útil igual o mayor a la del tubo conductor. Para reparaciones de abolladuras. Si el espesor de la envolvente es mayor que el espesor del tubo que se va a reparar. el carrete se debe someter a una prueba hidrostática como se requiere para un ducto nuevo de acuerdo a lo que se indica en ASME B31. 8. grietas y fisuras de acuerdo a la Tabla 2 de esta NRF.7. o con equipo de prueba en campo. Se deben utilizar para la reparación en caso de pérdida de material externa y que no exista fuga. La selección del tipo de envolvente a instalar depende de un análisis específico de la problemática de la reparación. La utilización de envolventes no metálicas.2. está sujeta a que se demuestre que soporta como mínimo la misma presión que el ducto. Esta reparación se debe realizar de acuerdo a la ISO/TS 24817:2006. Las reparaciones con parches se deben realizar de acuerdo a lo indicado en la norma ASME-PCC-2-2011 o equivalente. se puede reparar mediante una envolvente no metálica (Resina epóxica reforzada con fibra de vidrio u otras fibras adecuadas). y se debe diseñar para trabajar en los rangos de temperatura y condiciones en los que opera el ducto. la distancia es la misma pero considerando los orificios. Esta reparación consiste en la instalación de una placa para reforzar el espesor del tramo del ducto y se utiliza para reparaciones de áreas con pérdidas de metal localizadas y picaduras contenidas en su espesor.Reparación con parches de acero al carbón adheridos con compuestos poliméricos.Parches habilitados con un cople y aplicación de soldadura de filete en el perímetro de la placa.. 3. Para defectos en los cuales no exista riesgo de fuga o tengan corrosión local o generalizada externa.. cuando el diámetro del componente a reparar sea mayor a 600 mm (23. EVALUACIÓN Y MANTENIMIENTO DE DUCTOS MARINOS NRF-014-PEMEX-2013 Rev. de acuerdo a NOM-027-SESH2010.Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios INSPECCIÓN.Parches con soldadura de filete. El envolvente no metálica que se utiliza como refuerzo se debe calificar mediante pruebas de acuerdo a lo que se indica en ISO/TS 24817:2006 por una entidad acreditada de acuerdo a la LFMN y su Reglamento. 8.. Para aplicaciones bajo esfuerzos externos se debe realizar un análisis por separado para evaluar el pandeo y otras condiciones de inestabilidad.3 Formatos para mantenimiento El encargado del mantenimiento debe entregar la información de los ductos ascendentes o línea regular en los formatos indicados en la Tabla 9 de esta NRF (ver Anexo H).10.62 in). El método generalmente es usado para superficies externas de componentes sujetos a presión interna. 8. 8.8 Parches. El tamaño del parche debe cubrir por lo menos una pulgada de metal base sano a cada lado de la indicación o defecto. El tamaño del parche debe cubrir el defecto a reparar. Se debe considerar dos métodos de reparación con parches: 1. Los refuerzos no metálicos se deben considerar como reparaciones definitivas.7 Refuerzo no metálico.10. 0 Página 32 de 109 Las soldaduras realizadas durante la sustitución de carretes se deben inspeccionar al 100% por medio de pruebas no destructivas como se indica las secciones 8 y 9 de API STD 1104-2005 o equivalente.2. 2. por lo que no se requiere programar otro tipo de reparación. y en el caso de parches con tapones de relleno de soldadura. Los parches deben ser diseñados por el contratista y revisados por PEMEX.10. . 3° párrafo y artículo 67 de la Ley de Obras Públicas y Servicios Relacionados con las Mismas. antes y durante el desarrollo de trabajos (procedimientos. La verificación del cumplimiento de esta norma. LGPGIR. artículo 24. diseño. verificando y atestiguando los trabajos realizados y su conformidad con los resultados registrados en los formatos indicados en 8. Cumplir con las disposiciones de la LGEEPA y su reglamento. isométricos. RPCCMVDOM y su reglamento. estudios. evaluación y mantenimiento de ductos marinos. correspondencia. en las actividades de inspección. aclarando que para esta Norma de Referencia no se aplicó lo publicado el 24 de septiembre de 2009 en el Diario Oficial de la Federación. EVALUACIÓN Y MANTENIMIENTO DE DUCTOS MARINOS NRF-014-PEMEX-2013 Rev. para mantener su contenido y requerimientos actualizados. y se debe validar con sello y rúbrica del responsable de la compañía.2 Subcomité técnico de Normalización de Pemex Exploración y Producción Establecer comunicación con las áreas usuarias de Petróleos Mexicanos. Toda la documentación y registros que se generen en los trabajos que competen a esta Norma de Referencia. así como con prestadores de servicios. construcción. imágenes.1 RESPONSABILIDADES Petróleos Mexicanos. . fabricante o el que corresponda. sino se conserva el criterio de la coma que cita la NOM]. dicha entrega se debe realizar por medios electrónicos e impresos. y RSHPMOS. manuales.Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios INSPECCIÓN.3 Contratistas y prestadores de servicio Conocer y cumplir con los requerimientos establecidos en la presente Norma de Referencia. los artículos 55 párrafo 4. entre otros). inspección y pruebas. a fin de asegurar una operación confiable y eficiente de las mismas. bitácoras. Formatos de mantenimiento 9. en lo que se refiere al punto decimal. 9. Organismos Subsidiarios y Empresas Filiales. memorias. Mantenimiento Correctivo Ducto ascendente a a Línea Regular a a Tabla 9. 9. con el fin de asegurar que los ductos marinos operen de una manera confiable y segura. 9. artículo 11 del Reglamento de la Ley de Obras Públicas y Servicios Relacionados con las Mismas y artículos 13 y 13-A del Reglamento de la Ley de Adquisiciones. 56 y 68 inciso III de la Ley Federal de Metrología y Normalización. selección de materiales.4 de esta NRF. los constituidos en las bases de licitación y en los trabajos relativos en seguridad. Cumplir según corresponda con la NMX-CC-9001-IMNC-2008. diagramas. Mantenimiento Preventivo FM02. planos. proveedor. se deben entregar a PEMEX en idioma español y conforme a la NOM-008-SCFI-2002 [se puede anexar entre paréntesis otro idioma o sistema de medidas. Asimismo. según los requerimientos de la licitación. se debe realizar por el área usuaria. 0 Página 33 de 109 Formato FM01. Arrendamientos y Servicios del Sector Público. Organismos Subsidiarios y Empresas Filiales Aplicar los requisitos y recomendaciones de esta norma. Manual for determining there maining strength of corroded pipelines (Manual para la determinación de la fuerza remanente de las tuberías corroídas). Pressure Testing of Liquid Petroleum Pipelines (Prueba de presión de líneas de petróleo líquido).4 API STD 1104-2005. Hazardous Liquids. 11. Recommended Practice for the Pressure Testing of Steel Pipelines for the Transportation of Gas. Disposiciones en materia de seguridad industrial y protección ambiental que deben cumplir los contratistas de Pemex. 11.11 PEMEX CID-NOR-02-1996.2 API RP-1110-2013. líquidos peligrosos.Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios INSPECCIÓN. CONCORDANCIA CON NORMAS MEXICANAS O INTERNACIONALES No tiene concordancia. Pemex Exploración y Producción. EVALUACIÓN Y MANTENIMIENTO DE DUCTOS MARINOS NRF-014-PEMEX-2013 Rev. Requisitos mínimos de seguridad para el diseño.0001-2000.Errata y Adenda-2007. Petroleum Gas.5 ASME B31.12 PEMEX GG-TH-TC-0005-2011. 11. Pipeline Transportation Systems for Liquid Hydrocarbons and Other Liquids (Sistemas de transporte de hidrocarburos líquidos. Plan de administración de integridad de ductos.4-2012. y otros líquidos). 11.3 API RP-1111-2007and Errata 2011. or Carbon Dioxide (Práctica recomendada para la prueba de presión de ductos para la transportación degas. construcción. Gas Transmission and Distribution Piping Systems (Sistemas de ductos de transporte y distribución de gas). de Junio de 2011 . 2001. 0 Página 34 de 109 10. 11. Reparaciones definitivas.1 BIBLIOGRAFÍA API 579-1/ASME FFS-1-2007.8-2012. Guía técnica para la realización de revisiones de control a la aplicación del plan de administración de integridad de ductos. 11. 11.9 PEMEX 250-22100-SI-206-0001. mantenimiento e inspección de ductos de transporte.13 PEMEX PEP-PAID-002.7 ASME B31G-2012. Repair of Pressure Equipmentand Piping (Reparación de Equipo y Tubería a Presión) 11. permanentes y provisionales en ductos. 11.10 PEMEX CID-NOR-N-SI. gas de petróleo. Errata 2-2008 Reafirmada en 2010.6 ASME B31. 11. de Agosto de 2011. 11. Fitness for Service (Adecuación para el servicio). 11. Highly Volatile Liquids. líquidos altamente volátiles y bióxido de carbono) 11. Welding of Pipelines and Related Facilities (Soldadura de ductos e instalaciones relacionadas) 11. operación.8 ASME PCC-2-2011. Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios INSPECCIÓN.2 Lo anterior también es aplicable a los requerimientos que se señalan en los Documentos Técnicos de los Paquetes de Ingeniería Básica de los Licenciadores o Tecnólogos. está obligado a cumplir con el Documento extranjero establecido en la NRF o ET. 12. Industriales o Extranjeros. características operativas. especificaciones o exigencias menores a los que refiere y/o solicita PEMEX. que tengan requerimientos. 12.1. menores capacidades. “equivalentes”. menores niveles de aislamiento eléctrico. Internacionales. y se debe indicar si es o no autorizado el documento propuesto como equivalente. anexando los antecedentes y argumentación que justifique su solicitud.3 En todos los casos. cuando resulte aplicable. deben estar legalizados ante cónsul mexicano o. (por ejemplo: menores espesores. requerimientos y/o obligaciones que se indican en esta NRF.2 Los Documentos extranjeros. Proceso. 12.1. y efectos Legales. que considere que un documento es equivalente al Documento extranjero indicado en esta NRF y/o ET. igual al propuesto en esta NRF. en nivel cuantitativo. Contrato. Especificación Técnica. especificaciones. publicado en el Diario Oficial de la Federación del 14 de agosto de 1995. apostillados de conformidad con el “Decreto de Promulgación de la Convención por la que se suprime el requisito de Legalización de los Documentos Públicos Extranjeros”. 12. o Proveedor. Servicio o Método. 0 Página 35 de 109 12. después de los Documentos extranjeros. requerimientos. concepto por concepto. por un perito traductor certificado. “Esta traducción refleja fielmente el contenido e interpretación del documento original en su idioma de origen. La traducción debe ostentar la siguiente leyenda que debe estar signada por el representante legal del Licitante. Contratista y/o Proveedor. el Licitante. especificaciones. 12. Contratista o Proveedor.7 La respuesta de PEMEX al uso de un documento equivalente debe ser por escrito. reglas.1. así como una comparativa. significa lo siguiente: 12. 12. Contratistas y/o Proveedores de Bienes o Servicios. mayor emisión de humos y características constructivas de los conductores eléctricos.4 El Licitante. EVALUACIÓN Y MANTENIMIENTO DE DUCTOS MARINOS NRF-014-PEMEX-2013 Rev. menores factores de seguridad. menores presiones y/o temperaturas. y debe considerar la conversión de unidades conforme a la NOM-008-SCFI-2002. para los efectos de la Licitación y/o. deben cumplir con lo que se indica y/o exige por el Documento extranjero referido por esta NRF o ET. y demostrar que el documento que propone. y los que de esta se desprenden. entre otros). atributos.1 ANEXOS Requisitos que debe cumplir un documento “equivalente La indicación “o equivalente”. 12. . a que den lugar” 12. cualitativo. que propone el documento equivalente.6 Los documentos que se presenten en un idioma distinto al español se deben acompañar de una traducción de dicho idioma al español. debe solicitar por escrito a PEMEX la autorización para su uso. Actividad. o prescripciones aplicables a un Bien. Contratista. no son de origen Nacional. en el caso de que no se autorice el uso del documento equivalente. propiedades físicas. las características.1 Documento normativo que indica las características.5 Cuando los documentos que se señalan en el párrafo anterior. químicas y mecánicas. y las que se refieran a su cumplimento o aplicación. 12. menores propiedades a la temperatura. que se menciona en esta NRF. es igual que el que se indica o refiere en esta NRF o ET. eficiencias. directrices. son de cumplimiento obligatorio por Licitantes.3 No se aceptan como equivalentes documentos Normativos o Lineamientos Nacionales. a lo que PEMEX debe responder de forma explícita. 0 Página 36 de 109 Anexo A Formatos de información básica CLAVE : __________________ DIAMETRO (In) : _____________ LONGITUD (Km): _______________ ESPESOR NOMINAL (In):______ ESP. 3. REPORTARLO. CONDICIONES DE OPERACIÓN ACTUALES PRESIÓN DE OPERACIÓN*: ___ Kg/cm 2 2 PUNTO DE MEDICIÓN: PRESIÓN EN LA LLEGADA: O PRESIÓN DE DISPARO O DE BOMBEO EN LA SALIDA: Kg/cm 2 __ MMPCD Kg/cm 2 PRESIÓN DE PRUEBA HIDROSTÁTICA DEL DUCTO: Kg/cm TIEMPO DE LA PRUEBA HIDROSTÁTICA: HR PPRESIÓN MÁXIMA HISTÓRICA: Kg/cm 2 TEMPERATURA DE PRODUCTO: C 0GASTO: MBD TIPO DE PRODUCTO: __________________ GRAVEDAD ESPECIFICA: __________ TIPO DE FLUJO: (intermitente. REPORTE DE FALLAS ANTERIORES TIPO DE FALLA: CAUSA: ______________________ EXISTE REPORTE DE ANÁLISIS DE FALLA? RESPECTIVOS) NO SI (ANEXAR HISTORIAL DE FALLAS YREPORTE S _________ UBICACIÓN (Km): ____________ . MATERIAL: _______________ FORMATO DE INFORMACIÓN BÁSICA(FIB1) LOGO DE LA COMPAÑÍA NOMBRE DEL DUCTO: ________ UBICACIÓN TÉCNICA: _________ FECHA DE INSPECCIÓN: _______ SERVICIO: ___________________ INFORMACIÓN BÁSICA 1. entre otros) %H2O %MOL H2S %MOL CO2% NaCl0 *SI EL DUCTO PRESENTA PERFIL DE PRESIÓN O TRANSIENTE. EVALUACIÓN Y MANTENIMIENTO DE DUCTOS MARINOS NRF-014-PEMEX-2013 Rev. LOCALIZACIÓN DEL DUCTO POR TRAMOS DISTANCIA ABSOLUTA (Km) DEL AL FACTOR DE SEGURIDAD APLICABLE SEGÚN LA CSS COMENTARIOS 4. DATOS GENERALES DEL DUCTO FECHA DE CONSTRUCCIÓN: INICIO DE OPERACIÓN: FECHAS DE INSPECCIÓN CON EQUIPO INSTRUMENTADO: FECHA DE LAS ULTIMAS TRES CORRIDAS CON EQUIPO DE LIMPIEZA: ____________________ TIPO DE RECUBRIMIENTO EXTERNO:_______ESPESOR DEL LASTRE DE CONCRETO:_________ DENSIDAD DE LASTRE DE CONCRETO:_______ TIPO DE SOLDADURA DE FABRICA: _______________________ PROTECCIÓN CATÓDICA: INHIBIDOR SI NO TIPO: DOSIFICACIÓN: lt/mes 0 ____________________ ____________________ 0 SINO TIPO: PROFUNDIDAD PROMEDIO DEL LECHO MARINO : _______________________________________ 2. estático. continuo.Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios INSPECCIÓN. COHESIÓN. CAMAS ANÓDICAS Y ÁNODOS DE SACRIFICIO. CRUCES. DUCTOS ASCENDENTES. ENTRE OTROS.). ESFUERZO NORMAL DEL SUELO. 7. PARA TUBERÍA ENTERRADA SE REQUIERE LA MECÁNICA DE SUELOS DEL LUGAR EN DONDE SE ENCUENTRA EL DUCTO (CLASIFICACIÓN DEL SUELO DE ACUERDO AL SISTEMA UNIFICADO DE CLASIFICACIÓN DE SUELOS (SUCS). 6. EN CASO DE REPRESIONAMIENTO O CIERRE REPENTINO (VALVULAS DE ALIVIO. 5. PREVIOS AL ANALISIS DE INTEGRIDAD. TIPOS DE PROTECCIONES CONECTADAS DIRECTO AL DUCTO. EVALUACIÓN Y MANTENIMIENTO DE DUCTOS MARINOS NRF-014-PEMEX-2013 Rev. INTERCONEXIONES. ANÁLISIS CROMATOGRÁFICO O COMPOSICIÓN QUÍMICA DETALLADA DE LOS ELEMENTOS QUE INTEGRAN LA MEZCLA (ESPECIFICAR SI EL CONTENIDO DE H2O ES COMO HUMEDAD O COMO FASE LIQUIDA “CONDENSADO”). VALVULAS DE DISPARO. RESULTADOS DE ÚLTIMOS MONITOREOS DE CORROSIÓN INTERIOR Y PUNTOS DE INYECCIÓN DE INHIBIDORES. 4. 0 Página 37 de 109 ANEXAR LOS SIGUIENTES DOCUMENTOS: 1. TRAZO Y PERFIL TOPOGRAFICO DE TODO EL DUCTO.Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios INSPECCIÓN. ENTRE OTROS. COPIA DE REPORTES DE INSPECCIÓN Y REPARACIÓN DE TRAMOS EN EL DUCTO. PERFIL DE POTENCIALES Y LOCALIZACIÓN DE RECTIFICADORES. ÁNGULO DE FRICCIÓN INTERNA. CAMBIOS EN LAS CONDICIONES DE OPERACIÓN O TIPO DE SERVICIO DEL DUCTO DESDE SU INICIO DE OPERACIÓN. PESO VOLUMETRICO DEL SUELOS DE LA ZONA. CAPACIDAD DE CARGA DEL SUELO). 3. 8. 2. ESFUERZO CORTANTE DEL SUELO. FECHA DE ELABORACIÓN NOMBRE Y FIRMA REPONSABLE DEL MANTENIMIENTO DE PEMEX . EVALUACIÓN Y MANTENIMIENTO DE DUCTOS MARINOS NRF-014-PEMEX-2013 Rev. Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios INSPECCIÓN. 0 Página 38 de 109 CLAVE : ________________________ DIAMETRO : _____________ SERVICIO : ______________ LOGO DE LA COMPAÑÍA PLATAFORMA : ____________________________ PIERNA : __________________________________ FECHA DE INSPECCION : ____________________ COMPAÑIA : _______________________________ BARCO : __________________________________ Coordenadas Espesor [In] FORMATO DE INFORMACIÓN BÁSICA (FIB02) RESUMEN DE INFORMACIÓN BÁSICA DUCTO ASCENDENTE Y LÍNEA Especificación API-STD-5LX-GRADO Lastre de concreto Espesor [In] Densidad 3 [lb/ft ] Nº Clave del Ducto Ubicación Diámetro Longitud Origen Destino Localización Instalación Origen Destino Técnica [In] [km] X Y X Y Ducto Línea Ducto Línea Ascendente Regular Ascendente Regular 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 . Máx. EVALUACIÓN Y MANTENIMIENTO DE DUCTOS MARINOS NRF-014-PEMEX-2013 Rev. CONDICIONES MÁXIMAS HISTÓRICAS Presión Temperatura FlujoBPD/M 2 (Kg/cm ) (°C) MPCD . Nor. Servicio Producto Flujo (MBD / MMPCD) Mín. Máx. Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios INSPECCIÓN. 0 Página 39 de 109 Diseño Fecha deconstrucción Inicio Termina Edad del Ducto en Operación Presión 2 (Kg/cm ) Max PH Temp. 2 Temperatura (°C) Mín. (°C) CONDICIONES ACTUALES DE OPERACIÓN Presión (Kg/cm ) Mín. Nor. Nor. Máx. con las tolerancias especificadas para la técnica de inspección no destructiva empleada en su detección.Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios INSPECCIÓN. 0 Página 40 de 109 Anexo B Dimensiones significativas de indicaciones detectadas por pruebas no destructivas (PND) B.3 Reducción localizada de espesor B.2 Reducción generalizada de espesor: Espesor remanente mínimo de pared. que son necesarias para determinar su nivel de severidad.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. en la dirección perpendicular a la superficie (d). . Nomenclatura para el dimensionamiento de indicaciones: d A L t SC X Profundidad máxima Longitud circunferencial (Ancho) Longitud máxima en la dirección axial (longitudinal) Espesor mínimo adyacente a la indicación en zona sana Soldadura circunferencial Distancia a la soldadura circunferencial B. EVALUACIÓN Y MANTENIMIENTO DE DUCTOS MARINOS NRF-014-PEMEX-2013 Rev. magnitud de elevación de ampolla (a) y reportar la existencia de agrietamiento secundario. El Reporte de inspección debe contener estos datos. A continuación se listan las indicaciones más comunes en ductos y se indican sus dimensiones significativas.4 Ampolla: Profundidad en el espesor (t’). B. B. 0 Página 41 de 109 B.5 Daño caliente B.6 Grieta Longitudinal ó circunferencial: Longitud axial (2c) y profundidad máxima en la dirección radial (a).7 Zona esmerilada SCC SCC . EVALUACIÓN Y MANTENIMIENTO DE DUCTOS MARINOS NRF-014-PEMEX-2013 Rev. zona afectada por calor o metal base).Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios INSPECCIÓN. Se debe reportar la ubicación de la grieta (en soldadura. profundidad mínima en el espesor medido desde la pared externa en caso de escalonamiento (dmin). 0 Página 42 de 109 B. rayones y muescas sin abolladura: . Despliegue de carrete 2 1 Perfil de espesor 1 2 Donde: 1 2 X %e Representación de una laminación escalonada Representación de una laminación simple Distancia a la soldadura circunferencial Por ciento de escalonamiento calculado por: ⎛ d max − d min %e =⎜ ⎜ t ⎝ ⎞ ⎟ ⎟ 100 ⎠ B. 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).Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios INSPECCIÓN.9 Tallones. EVALUACIÓN Y MANTENIMIENTO DE DUCTOS MARINOS NRF-014-PEMEX-2013 Rev.8 Laminación: Por ciento de escalonamiento en caso de existir (%e). máx. A A A L L Poro o Túnel t Poros agru upados L Poro o aislado . lo ongitud circun nferencial e la entalla. 0 Págin na 43 de 109 B. horario técnico t y al metal m deposita ado o línea de e fusión.Comité de Normalizac ción de eos Mexican nos y Petróle Organis smos Subsid diarios INSPECCIÓ ÓN.mín. mínimo adyacente en zona sana (t). (Lcirc) y profundidad (d) de B. ) del defec cto. En E caso de existir e entalla a: longitud ax xial (Laxial). ancho a circunf ferencial (A). EVALUACIÓN Y MANTENIM MIENTO DE DUCTOS D M MARINOS NRF-014 4-PEMEX-20 013 Rev. Poros Agrupados y Poros P aislad dos. profundidad mí m dmáx. espesor ínima (d. Longitud d axial (L).mín) y máxima (d. Poros Túnel. d.10 Abolladura en metal m base.11 ctos en sold dadura Defec En adición a las dimensiones significat tivas se debe reportar la ubicación de lo os defectos con c relación a la pared e externa o inte erna. Longitud axial (L). espesor mínimo adyacente en zona sana (t). 0 Página 44 de 109 Falta de Penetración.mín.) A d. espesor mínimo adyacente en zona sana (t).Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios INSPECCIÓN. profundidad máxima (d). profundidad mínima (d.mín.máx.máx. d. ancho circunferencial (A). . A d L t Falta de Fusión. ancho circunferencial (A). Longitud axial (L). EVALUACIÓN Y MANTENIMIENTO DE DUCTOS MARINOS NRF-014-PEMEX-2013 Rev. d. A L t L d.mín) y máxima (d.máx. Inclusiones No Metálicas. Laxial tmín. d. A .). Longitud axial (L). Líneas de Escoria.mín) y máxima (d.mín. Dobles Líneas de Escoria. A d.mín.máx. A L L tmín.Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios INSPECCIÓN. 0 Página 45 de 109 Inclusiones de Escoria.máx. EVALUACIÓN Y MANTENIMIENTO DE DUCTOS MARINOS NRF-014-PEMEX-2013 Rev. espesor mínimo adyacente en zona sana (t).máx. profundidad mínima (d. d. ancho circunferencial (A). d. ancho o circunferenc cial (A). Lo ongitud axial (L). espeso or mínimo ady yacente en zo ona sana dad máxima (d). Longitud axial (L). profundida A d L t Socavado. ancho circunferencial (A). espesor r mínimo adya acente a la zo ona sana ad máxima (d d). A d L t Penetración excesiva. ancho circunferencial (A).Comité de Normalizac ción de eos Mexican nos y Petróle Organis smos Subsid diarios INSPECCIÓ ÓN. 0 Págin na 46 de 109 Concavidad en la raíz. Longitud S L axia al (L). (t). EVALUACIÓN Y MANTENIM MIENTO DE DUCTOS D M MARINOS NRF-014 4-PEMEX-20 013 Rev. ( (t) y profundid A d L t . espe esor mínimo adyacente a la zona sa ana (t) y profundidad máxima m (d). es spesor mínim mo adyacente e en zona sa ana (t) y profundidad máxima m (d). así co omo. Longitud axial a (L). los espe esores y anch ho de las sold daduras medid das a cada hora h técnica de d ambos e elementos qu ue forman la unión u soldada a. Longitud del desalinea amiento (c) Altura del des salineamiento (d) diámetro Soldadura Vista V frontal Vista de perfil . anc cho circunfere encial (A).12 Desa alineamientos en unione es soldadas. 0 Págin na 47 de 109 Corona baja a. A d L t B. EVALUACIÓN Y MANTENIM MIENTO DE DUCTOS D M MARINOS NRF-014 4-PEMEX-20 013 Rev.Comité de Normalizac ción de eos Mexican nos y Petróle Organis smos Subsid diarios INSPECCIÓ ÓN. Altura del de esalineamiento (d) a cada a hora técnica y en la máxima detectada. Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios INSPECCIÓN. B. Profundidad del ovalamiento (d) a cada hora técnica y el máximo detectado (dmáx). Cadenamiento (C) y horario técnico (hr).máx. Horario Técnico d t2 D Elemento 1 Elemento 2 t1 B. Cadenamiento inicial (C1) y cadenamiento final (C2).13 Ovalamiento en unión soldada.15 Azolvamiento en curva de expansión. longitud axial (La). ancho circunferencial (Lc). d.14 Desprendimiento de concreto. así como los espesores medidos a cada hora técnica de ambos elementos que forman la unión soldada. C1 C2 . EVALUACIÓN Y MANTENIMIENTO DE DUCTOS MARINOS NRF-014-PEMEX-2013 Rev. 0 Página 48 de 109 B. conforme e a la Tabla C. • Rada ar. Puente de d mando con n controles vista a proa y controles c vista a a popa. 0 Págin na 49 de 109 B. • Ecosonda ula • Brúju Sala de Posicionamie ento. • Propu ulsor lateral de d proa 200 H. Cade enamiento (C C) y descripció ón. • Radio os de corto y largo alcance e. EVALUACIÓN Y MANTENIM MIENTO DE DUCTOS D M MARINOS NRF-014 4-PEMEX-20 013 Rev.1 Caracterís sticas de la embarcación e n y equipo Espe ecificaciones s mínimas de e la embarcación y del eq quipo La inspección inicial se debe d realizar con embarcaciones cons struidas espe ecialmente pa ara ello o pueden ser e embarcacion es adaptadas s para efectua ar este tipo de e trabajos. qu uedando defin nidas las área as correspond dientes al e equipo. Cadenamiento inicial (C1).17 Esco ombros.P. H Equipo de d navegación. cad denamiento final (C2) y altu ura máxima (h h 0) . • Poten ncia 1800 H. • Gene erador (mínim mo 2) 333 kw. B. b) c) c d d) .1 C de esta NRF. (características) • Veloc cidad de cruc cero 12 nudos s.16 Soca avación. especialmente a la a fuente de poder más pro opia. e con lo os que debe contar c la emb barcación s citan a con se ntinuación: a a) Maquina aria y equipo de d la embarcación.Comité de Normalizac ción de eos Mexican nos y Petróle Organis smos Subsid diarios INSPECCIÓ ÓN.P P. Cadenamie ento A Anexo C C. N Las caracterí ísticas y requ uerimientos mínimos m de maquinaria y equipo. Motor fuera de borda de 50 HP. Hidrófonos de perfilador somero. Cuarto de fuentes de energía. los afloramientos y depresiones. • Cocina. Almacén de refacciones. para localizar naufragios. EVALUACIÓN Y MANTENIMIENTO DE DUCTOS MARINOS NRF-014-PEMEX-2013 Rev.2 Embarcación para inspección en arribos playeros La lancha que se utilice en los trabajos de inspección en aguas someras. • Baños (mínimo 2) Adicionalmente a las instalaciones anteriores.Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios INSPECCIÓN. Vista en planta del fondo. perfiladores. Hidrófonos en canal doble. magnetómetro. Fuente acústica de perfilador somero. generalmente 1 Medir tirante de agua. Transductor de perfilador profundo. Tabla C. sonar y ecosonda.3 . Sala de graficadoras. Área de pruebas no destructivas y almacén. a 150 m de profundidad.1 Características mínimas del Equipo . Sistema de posicionamiento. pero depende de su proporciona perfil del suelo que puede variar de 60 aplicación. y detectar burbujas de gas. debe contar con el equipo que se relaciona a continuación y el necesario para realizar los trabajos satisfactoriamente. para determinar la topografía del fondo. Malacate para magnetómetro y sonar.5. Área de servicios. 0 Página 50 de 109 e) f) g) h) i) j) k) l) m) n) o) p) q) r) s) Cuarto de máquinas. del perfilador profundo. Oficina de trabajo. • Comedor. • Dormitorios (mínimo 20). es recomendable. Sonar de Exploración Lateral 105 KHz 1–2m Perfilador electromecánico o somero 0. a) b c) d) Ecosonda. Sistema Emisor Ecosonda Frecuencia de Emisión 210 KHz Resolución Máxima Operacional 2 – 1 cm Objetivos Medir tirante de agua y trazar mapas batimétricos. m. pero no indispensable. Sistema de radio. Intercomunicaciones entre puente-posicionamiento Antena. ductos. Que el barco tenga una sala de descanso y un área de lavandería. Grúa o torre y malacate para muestreador. desechos. detecta burbujas de gas. C.0 KHz Variable. b) Sonda multielectrodos c) Digitalizador d) Computadora y periféricos e) Consola de superficie C.Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios INSPECCIÓN. 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.00 m.4 Características mínimas del equipo de operación remota (ROV) El vehículo operado a control remoto debe cumplir como mínimo con las siguientes características: a) b) c) d) Sistema de rastreo acústico Alta maniobrabilidad Capacidad de interfase con varios sensores de inspección Velocidad de desplazamiento que permita un alto factor de confiabilidad y seguridad .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). zonas de anclaje. c) Alta confiabilidad de enlace. válvulas. El equipo de orientación geográfica para la navegación y posicionamiento debe cumplir como mínimo con lo siguiente: a) b) c) d) e) f) Portabilidad Despliegue digital del rumbo y velocidad Mantenimiento electrónico Entrada de datos de corrección para velocidad y latitud Resolución estándar IMO A424(XI) 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. plataformas. h) Entrega de señal a la estación de enlace terrestre. entre otros. rutas marítimas.99% embebida en un electrolito gelificado de pureza espectral. j) Utilizar cartas electrónicas del área de trabajo con datos como profundidades. b) Área de cobertura amplia. Zona 15. el cual se basa en la transmisión de datos vía satélite. e) Rápida transmisión de datos. i) Mostrar gráficamente el perfil del lecho marino en tiempo real. ductos. d) Disponibilidad de la estación. f) Control de calidad integrado en tiempo real. EVALUACIÓN Y MANTENIMIENTO DE DUCTOS MARINOS NRF-014-PEMEX-2013 Rev. NAD27. g) Enlace de datos desde la estación de referencia hasta el sistema central. El equipo para la recepción e interpretación de la señal debe tener una precisión en las coordenadas geográficas de ± 1. 0 Página 51 de 109 C. Información general de todas las corridas de diablos efectuadas incluyendo un Reporte fotográfico de cada corrida en cada ducto. d) La salida de corriente reportada debe ser precisa dentro de ± 20% con un nivel de confianza del 95%. Determinación de FOCET X. c) Sistema batimétrico para medición profundidad. Z a la posición del hidrófobo para determinar posiciones absolutas de los blancos. Debe incluir el ducto en caso de que éste se encuentre descubierto. cabeceo y balanceo. dos montadas en la sonda y una como celda remota en el barco y sonda multi-electrodos montadas en el brazo manipulador para medir potenciales y gradiente del campo aproximadamente a cada 10 cm a una velocidad de navegación aproximada de 1 km/h. Y. medición de ingreso al agua. monitoreo de la línea. profundidad y tiempo de respuesta. 2. temperatura. ductos y objetos por medio de campos magnéticos.Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios INSPECCIÓN. se debe incluir en el Reporte como mínimo la siguiente información para cada ducto inspeccionado: 1. f) Prueba automática de sistema para control de calidad de señales. salinidad y temperatura del agua. 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. 0 Página 52 de 109 e) Sensores para lectura de rumbo. así como la altura del ROV sobre el lecho marino. e) Cámaras a colores con zoom f) Cámara de baja iluminación para la inspección de líneas en condiciones de poca iluminación o aguas turbias. Compensación automática del hidrófobo por temperatura. Se debe incluir la siguiente información de cada anomalía: .0 mV con un nivel de confianza del 95%. El sistema de rastreo acústico debe cumplir como mínimo con lo siguiente: a) b) c) d) Rastrear hasta 6 objetos simultáneamente con telemetría. d) Sonar de barrido acústico para localizar objetos a distancias hasta de 150 m. tasa de transmisión y elección de seis formatos de salida. b) Perfiladores de cabeza doble para la topografía submarina del lecho. Información de inspección con equipo instrumentado Cuando se inspeccione con equipo instrumentado. c) El potencial de contacto anódico reportado debe ser preciso dentro de ± 3. alarma de bajo nivel de aceite y giro de vehículo. e) Alarmas individuales de objetivos para rango. profundidad.005 mV entre las celdas. EVALUACIÓN Y MANTENIMIENTO DE DUCTOS MARINOS NRF-014-PEMEX-2013 Rev. presión. rumbo. Anexo D.5 mV con un nivel de confianza del 95%. Control de interfaces seriales RS-232C. altitud. b) El perfil de gradiente de campo reportado debe ser preciso dentro de ± 0. No debe existir una diferencia mayor de 0. g) Equipo para recibir las señales acústicas emitidas por el transductor para definir la posición del ROV con respecto al barco Para la medición de la protección catódica se debe cumplir con lo siguiente: a) Tres celdas de referencia de plata/cloruro de plata. Localización. − Internas − Externas Resumen de anomalías clasificándolas de acuerdo al siguiente criterio. Entre otros. Si son internas o externas. 0 Página 53 de 109 3. 6. defectos de fabricación. − Longitud axial y circunferencial de la anomalía. 4. Sus 3 dimensiones (largo. Gráficas de anomalías detectadas. − Comentarios. ancho y profundidad) Orientación de las fallas en el sentido horario técnico Posición y tipo de soldaduras de fabrica (longitudinal o helicoidal) Número consecutivo de cada soldadura circunferencial Desalineamiento de juntas circunferenciales Espesores en cada segmento Distancia relativa de cada indicación desde la soldadura aguas arriba Distancia absoluta de las anomalías desde el origen (Válvula de seccionamiento de la trampa de lanzamiento) − Tipo de registro (pérdida de metal. válvulas. envolventes. 7. cambios de espesor.) − Porcentaje de pérdida de metal (internas y externas) mayores al 18 % del espesor nominal del tubo. − Clasificadas por diagnóstico de presión. − Máxima Presión de Operación de acuerdo al espesor remanente de la falla o factor estimado de reparación. − Clasificadas por profundidad de pérdida de metal. EVALUACIÓN Y MANTENIMIENTO DE DUCTOS MARINOS NRF-014-PEMEX-2013 Rev. objetos metálicos. asimismo − − − − − − − − − − . − Defectos mayores o iguales al 18% pero menores al 40% − Defectos mayores o iguales al 40% pero menores al 60% − Defectos mayores o iguales al 60% pero menores al 80% − Defectos mayores o iguales al 80% Resumen de la siguiente información: − Abolladuras − Cambios de espesores en toda la línea − Desalineamientos − Ubicación horaria de la soldadura longitudinal − Ubicación horaria del inicio y terminación de soldadura helicoidal − Defectos en soldaduras circunferenciales − Envolvente de protección − Envolventes soldadas − Objetos metálicos cercanos o en contacto con el ducto − Parches soldados − Puntos de referencia y ubicación − Reparaciones − Ánodos de sacrificio − Envolventes o camisas de acero no soldadas Observaciones y recomendaciones de acuerdo a los resultados obtenidos cuando haya una indicación relevante que represente un alto riesgo para el ducto en cuestión. así como el porcentaje de los desalineamientos detectados. tomas reparaciones.Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios INSPECCIÓN. dependiendo de la profundidad de cada una de ellas con respecto al espesor de pared del tramo del ducto que la contiene. 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). 5. Incluir en el software. Debe incluir como mínimo la siguiente información: − Identificación consecutiva de soldadura aguas arriba − Distancia relativa entre soldaduras − Distancia absoluta a partir del lanzamiento. 10. FER mayor o igual a 80 pero menor a 90.Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios INSPECCIÓN. así como las anomalías referenciadas al sistema de coordenadas UTM. junta. soldadura de referencia aguas abajo. profundidad máxima. espesor nominal en milésimas de pulgada. soldadura de referencia aguas arriba. debeestar integrada con un sistema de información geográfica que despliegue el trazo y perfil del ducto a cada 50 m. dirección del flujo. mayor o igual a 60% pero menor de 80%. entre otros . 12. factor estimado de reparación basado en ASME B31G o equivalente. 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. ancho circunferencial. − 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. EVALUACIÓN Y MANTENIMIENTO DE DUCTOS MARINOS NRF-014-PEMEX-2013 Rev. 0 Página 54 de 109 8. longitud de cada carrete. mayor o igual a 40% pero menor a 60%. distancia de la anomalía a la soldadura más cercana aguas arriba. pérdida de metal externa. FER mayor o igual a 90 pero menor a 1. − Gráfica de densidad de orientación de fallas indicando en eje y la posición horaria y en eje x la distancia absoluta. pérdida de metal interna. orientación. − Histogramas de factores estimados de reparación (FER) en base a ASME B31G o equivalente(FER mayor o igual a 1. − Localización de la anomalía indicando: referencias aguas arriba. 11. − Histogramas basados en profundidad o perdida de espesor de pared (mayor o igual a 80%. distancia absoluta desde el lanzamiento. Reporte resumido del ducto basado en la presión de operación y debe incluir: − Histograma de máxima presión de operación permitida basado en ASME B31G o equivalente. indicando en eje “x” la longitud y en eje “y” la profundidad de las anomalías. referencias aguas abajo. mayor o igual a 18% pero menor de 30%) en eje y el número o cantidad de anomalías “y” en eje “x” distancia absoluta. distancia de la anomalía a la soldadura más cercana aguas abajo. − Histograma de velocidad del equipo de inspección indicando en eje “y” la velocidad en m/s y en eje “x” la distancia absoluta − Listado de objetos metálicos próximos al ducto − Listado de abolladuras − Listado de anomalías en soldaduras circunferenciales − Listado de localización de puntos de referencia − Listado de cambios de espesor Listado de ducto. expresada en metros − Descripción de la indicación: lanzamiento. posicionando las anomalías de acuerdo a su profundidad y discriminándolas por colores. válvula. longitud axial. y FER menor a 80) en eje y el numero o cantidad de anomalías y en eje x la distancia absoluta. 9. 13. Información general incluyendo fotos de referencia por cada ducto de las corridas desglosando comentarios sobre: − Limpieza interior − Calibración geométrica − Inspección interior − Pérdidas de metal − Anomalías en el ducto − Calidad de la inspección Tablas de las 15 anomalías más significativas ordenadas por: − Distancia progresiva − Severidad Representación gráfica de las 15 anomalías más significativas incluyendo: − Descripción de la anomalía indicando: tipo. Los formatos mínimos que el contratista debe proporcionar son los estipulados en el punto 13. La precisión para localizar mediante GPS las anomalías identificadas con equipo instrumentado debe ser: • Axial +/-0. número de falla. discriminación interna o externa. − Descripción general del equipo utilizado. orientación. − El software suministrado debe ser capaz de desplegar toda la información especificada para el reporte final.0 14. número de referencia. Este listado de tubería. . comentarios y un espacio de observaciones para anotaciones posteriores a la inspección. esta gráfica incluirá también texto con todos los datos relevantes de la pérdida de metal. dimensiones de la falla (axial. distancia de la falla a la referencia más cercana. longitud de la falla. distancia de la falla a las soldaduras circunferenciales más cercanas. − Los reportes producto del resultado de la inspección se deben presentar por computadora en diferentes formatos. El reporte debe ser entregado a Pemex en idioma español. porcentaje de profundidad. − En forma adicional a la información del reporte final impreso. incluyendo el software y su protocolo.0. 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. defectos e información mencionada en el punto 9. conforme al tipo de anomalías anteriormente descritas. y los espesores de pared de tubo deben ser referenciados en milésimas de pulgada. − Orientación. − Tres reportes digitalizados en disco compacto. EVALUACIÓN Y MANTENIMIENTO DE DUCTOS MARINOS NRF-014-PEMEX-2013 Rev. En el mismo. desde la anomalía hasta la soldadura.Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios INSPECCIÓN. debe ser entregado en Excel 5. 15.0.5 m desde la referencia más cercana al cordón de soldadura cercano a la anomalía. distancia del punto de lanzamiento. indicando número de falla.5 hora (considerando la circunferencia del ducto como la carátula de un reloj). debe describirse el procedimiento para localizar las fallas sobre la tubería respecto a las manecillas del reloj. 16. referencias para ubicación de la falla. Este listado también debe ser entregado en Excel 5. 0 Página 55 de 109 − Profundidad máxima − Longitud de falla − Ancho circunferencial de falla − Factor estimado de reparación de acuerdo a ASME B31G o equivalente. deben contemplar todos los daños que en la fecha de los trabajos tenga la tubería inspeccionada. distancia de la falla a la instalación más cercana y referencias GPS. porcentaje de profundidad). localización. descripción de la falla. 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. independientemente del formato que use la compañía de inspección para su integración al software. Los resultados que entregará el contratista. Además el contratista proporcionará en el Reporte final lo siguiente: − Indicación e identificación de las anomalías. orientación. y de +/0.2 m. longitudinal. Descripción de la terminología y abreviaciones utilizadas en el Reporte. de la inspección del equipo instrumentado. comentarios. • Circunferencial +/. como el reporte final de la inspección. − Las indicaciones referidas a distancias deben ser en el sistema métrico decimal. lo cual facilitará las labores en campo para la excavación y evaluación de la falla. − Información del listado de pérdidas de metal. 0 Página 56 de 109 Anexo E Resumen de resultados de inspección CLAVE : _________________ DIAMETRO : ______________ SERVICIO : ________________________________________ FORMATO DE RESUMEN DE INSPECCIÓN (FRI01) RESUMEN DE HALLAZGOS PARA INSPECCIÓN EXTERNA (T0 Y T1) LOGO DE LA COMPAÑÍA PLATAFORMA : __________ PIERNA : ______________ FECHA DE INSPECCION : ____________________________ COMPAÑIA : ____________________ BARCO : __________ No. EVALUACIÓN Y MANTENIMIENTO DE DUCTOS MARINOS NRF-014-PEMEX-2013 Rev. TIPO DE HALLAZGO COORDENADAS DE INICIO COORDENADAS DE TERMINO LONGITUD OBSERVACIONES REALIZÓ REVISÓ APROBÓ ACEPTÓ Nombre y Firma Encargado de la Cuadrilla Coordinador / Representante Técnico Supervisor de PEP .Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios INSPECCIÓN. Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios INSPECCIÓN. EVALUACIÓN Y MANTENIMIENTO DE DUCTOS MARINOS NRF-014-PEMEX-2013 Rev. Contador video COORDENADAS UTM X Y Kilometraje Tirante de agua (metros) Enterrado (%) Potenciales directos (V) Descripción de Eventos Fecha Hora Referencia REALIZÓ REVISÓ APROBÓ ACEPTÓ Nombre y Firma Nivel (SNT-TC-1A) Encargado de la Cuadrilla Coordinador / Representante Técnico Supervisor de PEP . 0 Página 57 de 109 CLAVE : ________________________ DIAMETRO : _____________ SERVICIO : ______________ FORMATO DE INSPECCIÓN (FRI02) RESUMEN DE INSPECCION HALLAZGOS EN LÍNEA REGULAR LOGO DE LA COMPAÑÍA PLATAFORMA : ____________________________ PIERNA : __________________________________ FECHA DE INSPECCION : ____________________ COMPAÑIA : _______________________________ BARCO : __________________________________ EQUIPO UTILIZADO: Video No. 0 Página 58 de 109 CLAVE : ________________________ DIAMETRO : _____________ SERVICIO : ______________ LOGO DE LA COMPAÑÍA PLATAFORMA : ____________________________ PIERNA : __________________________________ FECHA DE INSPECCION : ____________________ COMPAÑIA : _______________________________ BARCO : __________________________________ FORMATO DE INSPECCIÓN (FRI03) RESUMEN DE INSPECCION INSPECCIÓN CON PRUEBAS NO DESTRUCTIVAS (PND) Página ___ de ___ Isométrico de Referencia: CARACTERÍSTICAS DEL ELEMENTO ELEMENTO DIÁMETRO LONGITUD ESPESORES DETECTADOS EN ZONA SANA (in) MÍNIMO MÁXIMO DIFERENCIA EN ESPESORES DETECTADOS PRUEBA NO DESTRUCTIVA APLICADA Reporte No. TIPO (in) (m) (in) (%) (in) (in) (mm) (mm) (h:min) LE = Longitud Exterior del codo REALIZÓ LI = Longitud Interior del codo REVISÓ APROBÓ ACEPTÓ Nombre y Firma Nivel (SNT-TC-1A) Encargado de la Cuadrilla Coordinador / Representante Técnico Supervisor de PEP . CARACTERÍSTICAS DE LA INDICACIÓN ESPESOR MÍNIMO EN ZONA SANA (in) ESPESOR REMANENTE PÉRDIDA DE METAL (%) TIPO DE INDICACIÓN PROFUNDIDAD LOCALIZACIÓN LONGITUD AXIAL LONGITUD CIRCUNFERENCIAL HORARIO TÉCNICO COMENTARIOS No. Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios INSPECCIÓN. EVALUACIÓN Y MANTENIMIENTO DE DUCTOS MARINOS NRF-014-PEMEX-2013 Rev. Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios INSPECCIÓN. EVALUACIÓN Y MANTENIMIENTO DE DUCTOS MARINOS NRF-014-PEMEX-2013 Rev. Sentido horario Distancia soldadura aguas arriba PMPO Espesor del segmento Desalineamiento No. 0 Página 59 de 109 CLAVE : ________________________ DIAMETRO : _____________ SERVICIO : ______________ LOGO DE LA COMPAÑÍA PLATAFORMA : ____________________________ PIERNA : __________________________________ FECHA DE INSPECCION : ____________________ COMPAÑIA : _______________________________ BARCO : __________________________________ FORMATO DE INSPECCIÓN (FRI04) RESUMEN DE INSPECCION INSPECCIÓN CON EQUIPO INSTRUMENTADO Página ____ de ___ Porcentaje perdida de metal Dimensiones Interna o externa Tipo Longitud Ancho Prof. soldadura circunferencial Localización Comentarios REALIZÓ REVISÓ APROBÓ ACEPTÓ Nombre y Firma Nivel (SNT-TC-1A) Encargado de la Cuadrilla Coordinador / Representante Técnico Supervisor de PEP . EN EL ISOMETRICO SE DEBERAN INTEGRAR TODAS LAS ZONAS DEL DUCTO..Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios INSPECCIÓN. EVALUACIÓN Y MANTENIMIENTO DE DUCTOS MARINOS NRF-014-PEMEX-2013 Rev. 0 Página 60 de 109 Anexo F Formatos de inspección CLAVE : _________________ DIAMETRO : ______________ SERVICIO : ________________________________________ FORMATO DE INSPECCIÓN (FI01) ISOMÉTRICO GENERAL Página __ de ___ LOGO DE LA COMPAÑÍA PLATAFORMA : __________ PIERNA : ______________ FECHA DE INSPECCION : ____________________________ COMPAÑIA : ____________________ BARCO : __________ Isométrico No: Reporte No. REALIZÓ REVISÓ APROBÓ ACEPTÓ Nombre y Firma Nivel (SNT-TC-1A) Encargado de la Cuadrilla Coordinador / Representante Técnico Supervisor de PEP . ISOME T R I C O NOTAS: 1. .EN EL ISOMETRICO SE DEBERAN NUMERAR LOS ELEMENTOS. FI04 Y FI05. 2.Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios INSPECCIÓN. 0 Página 61 de 109 CLAVE : _________________ DIAMETRO : ______________ SERVICIO : ________________________________________ LOGO DE LA COMPAÑIA PLATAFORMA : __________ PIERNA : ______________ FECHA DE INSPECCION : ____________________________ COMPAÑIA : ____________________ BARCO : __________ FORMATO DE INSPECCIÓN (FI02) ISOMÉTRICO ESPECÍFICO Página __ de ___ Isométrico No: Reporte No. ISOME T R I C O NOTAS: 1. REALIZÓ REVISÓ APROBÓ ACEPTÓ Nombre y Firma Nivel (SNT-TC-1A) Encargado de la Cuadrilla Coordinador / Representante Técnico Supervisor de PEP . EVALUACIÓN Y MANTENIMIENTO DE DUCTOS MARINOS NRF-014-PEMEX-2013 Rev. SOPORTES.DEBE INDICAR LA UBICACIÓN DE LOS SOPORTES CON RESPACTO A LA SOLDADURA CIRCUNFERENCIAL AGUAS ARRIBA.. VALVULAS Y BRIDAS PARA SU IDENTIFICACION DE ACUERDO AL FI03. = Diámetro Nominal REALIZÓ Ang.N. Longitud (m) Horario Técnico (H:min) Dist. = Angulo de inclinación de los elementos codo REVISÓ LE = Longitud Exterior del codo APROBÓ LI = Longitud Interior del ACEPTÓ Técnico Encargado de la Cuadrilla Coordinador / Representante Técnico Supervisor de PEP . 0 Página 62 de 109 CLAVE : ________________________ DIAMETRO : _____________ SERVICIO : ______________ LOGO DE LA COMPAÑÍA PLATAFORMA : ____________________________ PIERNA : __________________________________ FORMATO DE INSPECCIÓN (FI03) ELEMENTOS Página __ de__ FECHA DE INSPECCION : ____________________ COMPAÑIA : _______________________________ BARCO : __________________________________ Isométrico de Referencia: Descripción No. (°) Reporte No. Tipo Mayor D. (in) Menor Costura Ang. EVALUACIÓN Y MANTENIMIENTO DE DUCTOS MARINOS NRF-014-PEMEX-2013 Rev.N. Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios INSPECCIÓN. a soldadura de referencia (m) Estado del recubrimiento Observaciones: D. a soldadura de referencia (m) Reporte No. Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios INSPECCIÓN. Funcional Unión Soporte / Plataforma Observaciones: REALIZÓ REVISÓ APROBÓ ACEPTÓ Técnico Encargado de la Cuadrilla Coordinador / Representante Técnico Supervisor de PEP . EVALUACIÓN Y MANTENIMIENTO DE DUCTOS MARINOS NRF-014-PEMEX-2013 Rev. 0 Página 63 de 109 CLAVE : ________________________ DIAMETRO : _____________ SERVICIO : ______________ LOGO DE LA COMPAÑÍA PLATAFORMA : ____________________________ PIERNA : __________________________________ FORMATO DE INSPECCIÓN (FI04) SOPORTES Página __ de__ Soldado al ducto Con / Sin Neopreno Corrosión Interfase Ducto / Soporte FECHA DE INSPECCION : ____________________ COMPAÑIA : _______________________________ BARCO : __________________________________ Isométrico de Referencia: No. Tipo Horario Técnico (H:min) Dist. (in) Clase Material L (cm) Reporte No. Tipo D. N. EVALUACIÓN Y MANTENIMIENTO DE DUCTOS MARINOS NRF-014-PEMEX-2013 Rev. Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios INSPECCIÓN. Espárragos Número Diámetro (in) Longitud (cm) Estado L = Longitud REALIZÓ REVISÓ APROBÓ ACEPTÓ Técnico Encargado de la Cuadrilla Coordinador / Representante Técnico Supervisor de PEP . 0 Página 64 de 109 CLAVE : ________________________ DIAMETRO : _____________ SERVICIO : ______________ LOGO DE LA COMPAÑÍA PLATAFORMA : ____________________________ PIERNA : __________________________________ FORMATO DE INSPECCIÓN (FI05) VÁLVULAS Y BRIDAS Página __ de__ Comentarios FECHA DE INSPECCION : ____________________ COMPAÑIA : _______________________________ BARCO : __________________________________ Isométrico de Referencia: No. EVALUACIÓN Y MANTENIMIENTO DE DUCTOS MARINOS NRF-014-PEMEX-2013 Rev. Página _____ de _____ INFORMACIÓN GENERAL No. Isométrico de referencia BARCO : __________ Revisión Procedimiento No. No.N. Referencia Tipo D. Observaciones REALIZÓ REVISÓ APROBÓ ACEPTÓ Nombre y Firma Nivel (SNT-TC-1A) Encargado de la Cuadrilla Coordinador / Representante Técnico Supervisor de PEP .Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios INSPECCIÓN. (in) Presenta Indicaciones Relevante (Si / No) Reporte Esp. 0 Página 65 de 109 CLAVE : _________________ DIAMETRO : ______________ SERVICIO : ________________________________________ FORMATO DE INSPECCIÓN (FI06) VISUAL GENERAL LOGO DE LA COMPAÑÍA PLATAFORMA : __________ PIERNA : ______________ FECHA DE INSPECCION : ____________________________ COMPAÑIA : ____________________ Reporte No. Características del elemento: No. Indicación Tipo Horario (h : min) Distancia relativa (m) Longitud axial (cm) Longitud circunferencial (cm) * Profundidad (in) ** Espesor Adyacente (in) Observaciones NOMENCLATURA: * Referido a la profundidad máxima de la indicación ** Espesor mínimo de las 5 lecturas tomadas en la periferia de la indicación en zona sana . EVALUACIÓN Y MANTENIMIENTO DE DUCTOS MARINOS NRF-014-PEMEX-2013 Rev. 0 Página 66 de 109 CLAVE : ________________________ DIÁMETRO : _____________ SERVICIO : ______________ LOGO DE LA COMPAÑÍA PLATAFORMA : ____________________________ PIERNA : __________________________________ FORMATO DE INSPECCIÓN (FI07) VISUAL ESPECÍFICO Página de FECHA DE INSPECCIÓN : ____________________ COMPAÑÍA : _______________________________ BARCO : __________________________________ Isométrico de Referencia Reporte No. Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios INSPECCIÓN.Indicar la posición del cordón de soldadura longitudinal y circunferencial. No. de Referencia Tipo Espesor detectado en el elemento (in) Mínimo: Máximo: Horario técnico 12:00 11:00 10:00 9:00 8:00 7:00 6:00 5:00 4:00 3:00 2:00 1:00 Cota (m) FLUJO NOTA 1:. Se deben incluir las hojas necesarias para el registro fotográfico de todas las indicaciones detectadas.Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios INSPECCIÓN.. 0 Página 67 de 109 CLAVE : _________________ DIAMETRO : ______________ SERVICIO : ________________________________________ FORMATO DE INSPECCIÓN (FI07) VISUAL ESPECÍFICO Página de LOGO DE LA COMPAÑÍA PLATAFORMA : __________ PIERNA : ______________ FECHA DE INSPECCION : ____________________________ COMPAÑIA : ____________________ BARCO : __________ Isométrico de Referencia: Reporte No. 2 NOTA. Observaciones: REALIZÓ REVISÓ APROBÓ ACEPTÓ Nombre y Firma Nivel (SNT-TC-1A) Encargado de la Cuadrilla Coordinador / Representante Técnico Supervisor de PEP . EVALUACIÓN Y MANTENIMIENTO DE DUCTOS MARINOS NRF-014-PEMEX-2013 Rev. 1 D) VISTA A DETALLE DE LA INDICACIÓN No. REGISTRO FOTOGRÁFICO DEL TRAMO INSPECCIONADO: A) VISTA GENERAL DEL ÁREA REGISTRO FOTOGRÁFICO DE LAS INDICACIONES: B) VISTA A DETALLE DEL ELEMENTO C) VISTA A DETALLE DE LA INDICACIÓN No. TIPO DE ELEMENTO Isométrico de Referencia LONGITUD (m) DIÁMETRO MAYOR (in) MENOR (in) ESPESOR MÁXIMO (in) NIVEL HORARIO (h:min) (in) ESPESOR MÍNIMO NIVEL HORARIO (h:min) ZONA REFERENCIA REALIZÓ REVISÓ APROBÓ ACEPTÓ Nombre y Firma Nivel (SNT-TC-1A) Encargado de la Cuadrilla Coordinador / Representante Técnico Supervisor de PEP . 0 Página 68 de 109 CLAVE : _________________ LOGO DE LA COMPAÑÍA DIAMETRO : ______________ SERVICIO : ________________________________________ PLATAFORMA : __________ PIERNA : ______________ FORMATO DE INSPECCIÓN (FI08) MEDICIÓN DE ESPESORES GENERAL Página de FECHA DE INSPECCION : ____________________________ COMPAÑIA : ____________________ BARCO : __________ Reporte Esp. No. EVALUACIÓN Y MANTENIMIENTO DE DUCTOS MARINOS NRF-014-PEMEX-2013 Rev.Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios INSPECCIÓN. Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios INSPECCIÓN. el porcentaje se obtendrá dividiendo la diferencia (en pulgadas) entre el espesor mayor medido en el elemento y después multiplicado por 100. 0 Página 69 de 109 CLAVE : ________________________ DIÁMETRO : _____________ SERVICIO : ______________ LOGO DE LA COMPAÑÍA PLATAFORMA : ____________________________ PIERNA : __________________________________ FORMATO DE INSPECCIÓN (FI09) FECHA DE INSPECCIÓN : ____________________ COMPAÑÍA : _______________________________ BARCO : __________________________________ MEDICIÓN DE ESPESORES ESPECÍFICO Página ___ de ____ Isométrico de Referencia: Reporte No. De Serie Frecuencia (MHz) ∅(in) MEDICIÓN (in) 12:00 3:00 6:00 9:00 DIFERENCIA In % TIPO ELEMENTO COSTURA LONGITUD ∅ MAY (in) ∅ MEN (in) OBSERVACIONES 1 2 3 1 2 3 1 2 3 1 2 3 Nota: El dato de diferencia se obtendrá entre el espesor menor respecto al mayor en cada nivel y se reportará sólo la diferencia mayor. EQUIPO Y ACCESORIOS DE INSPECCIÓN Descripción Medidor de espesores Transductor medidor de espesores Block de calibración REFERENCIA RELOJ Marca Modelo No. Marcar el espesor máximo y mínimo detectado por elemento REALIZÓ REVISÓ APROBÓ ACEPTÓ Técnico Encargado de Cuadrilla Coordinador / Representante Técnico Supervisor PEP . EVALUACIÓN Y MANTENIMIENTO DE DUCTOS MARINOS NRF-014-PEMEX-2013 Rev. INFORMACIÓN GENERAL Referencia D.Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios INSPECCIÓN. REALIZÓ REVISÓ APROBÓ ACEPTÓ Nombre y Firma Nivel (SNT-TC-1A) Encargado de la Cuadrilla Coordinador / Representante Técnico Supervisor de PEP . Las grietas localizadas por esta técnica se deben complementar con inspección mediante UT-HA para su dimensionamiento. Isométrico de referencia Procedimiento No. N. Observaciones NOTA: (-) Indica que no se realizó la inspección por la configuración del elemento. No. (in) Soldadura Elemento No. Soldadura Elemento “A” Elemento “B” Presenta Indicaciones Relevante (Si / No) Localización de la indicación (metal base / SC / SL) Reporte Esp. EVALUACIÓN Y MANTENIMIENTO DE DUCTOS MARINOS NRF-014-PEMEX-2013 Rev. 0 Página 70 de 109 CLAVE : _________________ LOGO DE LA COMPAÑÍA DIÁMETRO : ______________ SERVICIO : ________________________________________ PLATAFORMA : __________ PIERNA : ______________ FORMATO DE INSPECCIÓN (FI10) PARTÍCULAS MAGNÉTICAS GENERAL Revisión Página de FECHA DE INSPECCIÓN : ____________________________ COMPAÑÍA : ____________________ BARCO : __________ Reporte General No. Distancia SC–Indicación (m) Características de la Indicación Longitud (in) Ancho (in) Espesor zona sana Profundidad (in) Minima Máxima NOMENCLATURA: No. Ind. (in) Estado de la superficie PARÁMETROS DE INSPECCIÓN Fuente magnetizante: Técnica de magnetización: Tipo de partículas: Marca: Tipo de iluminación: Color: Modelo: Corriente magnetizante: Forma de aplicación: Amperaje: No. 0 Página 71 de 109 CLAVE : _________________ LOGO DE LA COMPAÑÍA DIAMETRO : ______________ SERVICIO : ________________________________________ PLATAFORMA : __________ PIERNA : ______________ FORMATO DE INSPECCIÓN (FI11) PARTÍCULAS MAGNÉTICAS ESPECÍFICO Página de FECHA DE INSPECCION : ____________________________ COMPAÑIA : ____________________ BARCO : __________ Reporte Esp. N. SL In = = = Número de indicación Soldadura Circunferencial Soldadura Longitudinal Pulgada Observaciones: Nota: Las grietas localizadas por esta técnica se deben complementar con inspección mediante UT-HA para su dimensionamiento.Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios INSPECCIÓN. No. Isométrico de Referencia Referencia Soldadura Elemento No. REALIZÓ REVISÓ APROBÓ ACEPTÓ Nombre y Firma Nivel (SNT-TC-1A) Encargado de la Cuadrilla Coordinador / Representante Técnico Supervisor de PEP . EVALUACIÓN Y MANTENIMIENTO DE DUCTOS MARINOS NRF-014-PEMEX-2013 Rev. de Serie: Secuencia de operación: Vehículo: RESULTADOS DE INSPECCIÓN Tipo Horario (hrs : min) No. Soldadura Elemento“A” Elemento“B” D. Ind. SC. Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios INSPECCIÓN. 0 Página 72 de 109 CLAVE : _________________ LOGO DE LA COMPAÑÍA DIÁMETRO : ______________ SERVICIO : ________________________________________ PLATAFORMA : __________ PIERNA : ______________ FORMATO DE INSPECCIÓN (FI11) PARTÍCULAS MAGNÉTICAS ESPECÍFICO FECHA DE INSPECCIÓN : ____________________________ COMPAÑÍA : ____________________ BARCO : __________ Reporte General No. Isométrico de referencia Procedimiento No. Revisión Página de LOCALIZACIÓN DE LA INDICACIÓN Elemento “A” Indicación 1 Zona en material base Indicación 2 Zona afectada por el calor Elemento “B” Indicación 3 En soldadura SC Indicación 4 En soldadura SL Longuitudinal REALIZÓ REVISÓ APROBÓ ACEPTÓ Nombre y Firma Nivel (SNT-TC-1A) Encargado de la Cuadrilla Coordinador / Representante Técnico Supervisor de PEP . EVALUACIÓN Y MANTENIMIENTO DE DUCTOS MARINOS NRF-014-PEMEX-2013 Rev. 0 Página 73 de 109 CLAVE : _________________ LOGO DE LA COMPAÑÍA DIÁMETRO : ______________ SERVICIO : ________________________________________ PLATAFORMA : __________ PIERNA : ______________ FORMATO DE INSPECCIÓN (FI11) PARTÍCULAS MAGNÉTICAS ESPECÍFICO Página de FECHA DE INSPECCIÓN : ____________________________ COMPAÑÍA : ____________________ BARCO : __________ Reporte Esp. No. 2 NOTA.Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios INSPECCIÓN. Isométrico de Referencia REGISTRO FOTOGRÁFICO DEL TRAMO INSPECCIONADO: A) VISTA A GENERAL DEL ÀREA B) VISTA A DETALLE DEL ELEMENTO REGISTRO FOTOGRÁFICO DE LAS INDICACIONES: C) VISTA A DETALLE DE LA INDICACIÓN No.Se deben incluir las hojas necesarias para el registro fotográfico de todas las indicaciones detectadas. 1 D) VISTA A DETALLE DE LA INDICACIÓN No.. EVALUACIÓN Y MANTENIMIENTO DE DUCTOS MARINOS NRF-014-PEMEX-2013 Rev. Observaciones: REALIZÓ REVISÓ APROBÓ ACEPTÓ Nombre y Firma Nivel (SNT-TC-1A) Encargado de la Cuadrilla Coordinador / Representante Técnico Supervisor de PEP . N. No. Isométrico de referencia Procedimiento No.N. 0 Página 74 de 109 CLAVE : _________________ LOGO DE LA COMPAÑÍA DIÁMETRO : ______________ SERVICIO : ________________________________________ PLATAFORMA : __________ PIERNA : ______________ FORMATO DE INSPECCIÓN (FI12) ULTRASONIDO (HAZ RECTO) GENERAL Revisión Página de FECHA DE INSPECCIÓN : ____________________________ COMPAÑÍA : ____________________ BARCO : __________ Reporte General No.Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios INSPECCIÓN. EVALUACIÓN Y MANTENIMIENTO DE DUCTOS MARINOS NRF-014-PEMEX-2013 Rev. Observaciones Notas: D. (-) NRPI Diámetro nominal en pulgadas Indica que no se realizó la inspección en este elemento No presenta indicaciones relevantes REALIZÓ REVISÓ APROBÓ ACEPTÓ Nombre y Firma Nivel (SNT-TC-1A) Encargado de la Cuadrilla Coordinador / Representante Técnico Supervisor de PEP . (in) Presenta Indicaciones Relevante (Si / No) Tipo de Indicaciones Reporte Esp. INFORMACIÓN GENERAL No. Zona Referencia Tipo D. N. De Serie Frecuencia (MHz) ∅(in) BLOCK DE REFERENCIA Y ACOPLANTE Descripción Marca Modelo No. de Referencia Tipo D.: Zona Isométrico de Referencia: Características del elemento: No. De Serie Tipo de Acoplante Croquis de indicación Indicación No. Inclusiones. HIC. Tipo ** Referido al espesor mínimo de la indicación PM: Perdida de metal = ((Espesor máximo del elemento –Espesor remanente) / Espesor máximo del elemento) * 100).Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios INSPECCIÓN. Pmáx: Profundidad máxima de la indicación. Observaciones: REALIZÓ REVISÓ APROBÓ ACEPTÓ Nombre y Firma Nivel (SNT-TC-1A) Encargado de la Cuadrilla Coordinador / Representante Técnico Supervisor de PEP . (in) Estado de la superficie del elemento EQUIPO DE INSPECCIÓN Descripción Equipo de ultrasonido Marca Modelo No. E: Escalonamiento = (profundidad máxima – profundidad mínima / espesor adyacente a la indicación en zona sana). Para indicaciones tipo Laminaciones. 0 Página 75 de 109 CLAVE : _________________ LOGO DE LA COMPAÑÍA DIÁMETRO : ______________ SERVICIO : ________________________________________ PLATAFORMA : __________ PIERNA : ______________ FORMATO DE INSPECCIÓN (FI13) ULTRASONIDO (HAZ RECTO) ESPECÍFICO Página: de FECHA DE INSPECCIÓN : ____________________________ COMPAÑÍA : ____________________ BARCO : __________ Reporte Esp. No. De Serie TRANSDUCTOR UTILIZADO EN INSPECCIÓN Descripción Transductor de un cristal Transductor de dos cristal Transductor de fases Marca Modelo No. Tipo Horario (h:min) Distancia Relativa (m) Longitud axial (cm) Longitud Circunferencial (cm) Espesor adyacente en zona sana (in) Espesor remanente **(in) Pmáx (in) Pmín (in) PM / E (%) Observaciones No. Pmín: Profundidad mínima de la indicación. EVALUACIÓN Y MANTENIMIENTO DE DUCTOS MARINOS NRF-014-PEMEX-2013 Rev. 2 . 0 Página 76 de 109 CLAVE : _________________ LOGO DE LA COMPAÑÍA DIÁMETRO : ______________ SERVICIO : ________________________________________ PLATAFORMA : __________ PIERNA : ______________ FORMATO DE INSPECCIÓN (FI13) ULTRASONIDO (HAZ RECTO) ESPECÍFICO Página: de FECHA DE INSPECCIÓN : ____________________________ COMPAÑÍA : ____________________ BARCO : __________ Reporte Esp. 1 D) VISTA A DETALLE DE LA INDICACIÓN No. No.Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios INSPECCIÓN.: Isométrico de Referencia: REGISTRO FOTOGRÁFICO DEL TRAMO INSPECCIONADO: A) VISTA A GENERAL DEL ÀREA B) VISTA A DETALLE DEL ELEMENTO REGISTRO FOTOGRÁFICO DE LAS INDICACIONES: C) VISTA A DETALLE DE LA INDICACIÓN No. EVALUACIÓN Y MANTENIMIENTO DE DUCTOS MARINOS NRF-014-PEMEX-2013 Rev. EVALUACIÓN Y MANTENIMIENTO DE DUCTOS MARINOS NRF-014-PEMEX-2013 Rev. Observaciones: .Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios INSPECCIÓN. 0 Página 77 de 109 OSCILOGRAMAS DE INDICACIONES DETECTADAS CON PÉRDIDA DE METAL EN EL ELEMENTO: OSCILOGRAMA DEL ESPESOR MÁXIMO DEL ELEMENTO OSCILOGRAMA DEL ESPESOR MÍNIMO REMANENTE DETECTADO OSCILOGRAMAS DE INDICACIONES CONTENIDAS EN EL ESPESOR DEL ELEMENTO: OSCILOGRAMA DEL ESPESOR ADYACENTE EN LA ZONA SANA OSCILOGRAMA DEL DONDE CONVERGEN EL ESPESOR ADYACENTE EN LA ZONA SANA Y EL INICIO DE LA INDICACIÓN OSCILOGRAMA DE LA PROFUNDIDAD MÁXIMA DE LA INDICACIÓN OSCILOGRAMA DE LA PROFUNDIDAD MÍNIMA DE LA INDICACIÓN NOTA.-Se deben incluir las hojas necesarias para el registro fotográfico y oscilogramas de todas las indicaciones detectadas. (in) Presenta Indicaciones Relevante (Si / No) Localización de la indicación (metal base / SC / SL) Reporte Esp. Isométrico de referencia Procedimiento No. Elemento Soldadura “A” Elemento “B” D. 0 Página 78 de 109 CLAVE : _________________ LOGO DE LA COMPAÑÍA DIÁMETRO : ______________ SERVICIO : ________________________________________ PLATAFORMA : __________ PIERNA : ______________ FORMATO DE INSPECCIÓN (FI14) ULTRASONIDO (HAZ ANGULAR) GENERAL FECHA DE INSPECCIÓN : ____________________________ COMPAÑÍA : ____________________ BARCO : __________ Reporte General No. Revisión Página de INFORMACIÓN GENERAL Referencia Soldadura Elemento No. N. Observaciones NOTA: (-) Indica que no se realizó la inspección por la configuración del elemento. EVALUACIÓN Y MANTENIMIENTO DE DUCTOS MARINOS NRF-014-PEMEX-2013 Rev. REALIZÓ REVISÓ APROBÓ ACEPTÓ Nombre y Firma Nivel (SNT-TC-1A) Encargado de la Cuadrilla Coordinador / Representante Técnico Supervisor de PEP .Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios INSPECCIÓN. No. N. N. De Serie Frecuencia (MHz) ∅(in) ZAPATAS ANGULARES 70° 60° 45° Angulo corregido D. : Isométrico de Referencia: Referencia Soldadura Elemento “A” de Elemento Estado de la superficie No. Soldadura Elemento “B” EQUIPO DE INSPECCIÓN Descripción Equipo de ultrasonido Marca Modelo No. EVALUACIÓN Y MANTENIMIENTO DE DUCTOS MARINOS NRF-014-PEMEX-2013 Rev. No. (in) FECHA DE INSPECCIÓN : ____________________________ COMPAÑÍA : ____________________ BARCO : __________ Reporte Esp. 0 Página 79 de 109 CLAVE : _________________ LOGO DE LA COMPAÑÍA DIÁMETRO : ______________ SERVICIO : ________________________________________ PLATAFORMA : __________ PIERNA : ______________ FORMATO DE INSPECCIÓN (FI15) ULTRASONIDO (HAZ ANGULAR) ESPECÍFICO Página: D. / Espesor (1) BLOCK DE REFERENCIA Y ACOPLANTE Descripción Marca Modelo No. De Serie TRANSDUCTOR UTILIZADO EN INSPECCIÓN Descripción Transductor de un cristal Transductor de dos cristales Transductor de fases Marca Modelo No. De Serie Barreno sensibilidad (in) Tipo de Acoplante (1): Aplicable solo para inspección en barrido de sanidad a soldaduras longitudinales. Observaciones: REVISÓ APROBÓ ACEPTÓ REALIZÓ Nombre y Firma Nivel (SNT-TC-1A) Encargado de la Cuadrilla Coordinador / Representante Técnico Supervisor de PEP .Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios INSPECCIÓN. = Distancia Ref. (m) Tipo de indicación Parámetros de la indicación en el equipo Angulo (grados) EVP de indicación (%) Db de ind.Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios INSPECCIÓN. Dist. = Longitud Sup. partículas magnéticas o líquidos penetrantes. (m) Ancho de ind. deind. = Superficie de inspección Prof. Ind. 0 Página 80 de 109 CLAVE : _________________ LOGO DE LA COMPAÑÍA DIÁMETRO : ______________ SERVICIO : ________________________________________ PLATAFORMA : __________ PIERNA : ______________ FORMATO DE INSPECCIÓN (FI15) ULTRASONIDO (HAZ ANGULAR) ESPECÍFICO Página: Sensibilidad Barreno de sensibilidad (in) Ganancia (DB) EVP (%) FECHA DE INSPECCIÓN : ____________________________ COMPAÑÍA : ____________________ BARCO : __________ Reporte Esp. “X” (in) Dist. “H” (in) Dist. “Z” (m) Características de indicación Long. = Número de indicación Long. EVALUACIÓN Y MANTENIMIENTO DE DUCTOS MARINOS NRF-014-PEMEX-2013 Rev. : Angulo de barrido (Grados) Isométrico de Referencia: REFERENCIA DE CALIBRACIÓN DE EQUIPO Rango de pantalla (in) Espesor de referencia (in) de SD SD/2 Horario técnico 06:00 09:00 12:00 03:00 06:00 B A Y Y X H B Flujo A Z REFERENCIAS DE INDICACIONES Localización de la indicación No. Horario téc. estas debenser complementadas mediante inspección con ultrasonido haz angular empleando el formato FI15 REALIZÓ REVISÓ APROBÓ ACEPTÓ Nombre y Firma Nivel (SNT-TC-1A) Encargado de la Cuadrilla Coordinador / Representante Técnico Supervisor de PEP Flujo . No. Ind. = Indicación EVP = Amplitud Z = Distancia Relativa Nota: De detectar indicaciones mediante técnicas cualitativas tales como inspección visual.de insp. = Referencia In = Pulgada Ind. = Profundidad Db = Decibeles Dist. “Y” (in) Observaciones NOMENCLATURA: No. Observaciones: .-Se deben incluir las hojas necesarias para el registro fotográfico y oscilogramas de todas las indicaciones detectadas.Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios INSPECCIÓN. : Isométrico de Referencia: REGISTRO FOTOGRÁFICO DEL TRAMO INSPECCIONADO A) VISTA GENERAL DEL ÁREA B) VISTA A DETALLE DEL ELEMENTO OSCILOGRAMA DE LA INDICACIÓN 1 OSCILOGRAMA DE LA INDICACIÓN 2 NOTA. 0 Página 81 de 109 CLAVE : _________________ LOGO DE LA COMPAÑÍA DIÁMETRO : ______________ SERVICIO : ________________________________________ PLATAFORMA : __________ PIERNA : ______________ FORMATO DE INSPECCIÓN (FI15) ULTRASONIDO (HAZ ANGULAR) ESPECÍFICO Página : de FECHA DE INSPECCIÓN : ____________________________ COMPAÑÍA : ____________________ BARCO : __________ Reporte Esp. EVALUACIÓN Y MANTENIMIENTO DE DUCTOS MARINOS NRF-014-PEMEX-2013 Rev. No. Observaciones: REALIZÓ REVISÓ APROBÓ ACEPTÓ Nombre y Firma Nivel (SNT-TC-1A) Encargado de la Cuadrilla Coordinador / Representante Técnico Supervisor de PEP . EVALUACIÓN Y MANTENIMIENTO DE DUCTOS MARINOS NRF-014-PEMEX-2013 Rev. 2 NOTA. 0 Página 82 de 109 CLAVE : _________________ LOGO DE LA COMPAÑÍA DIÁMETRO : ______________ SERVICIO : ________________________________________ PLATAFORMA : __________ PIERNA : ______________ FORMATO DE INSPECCIÓN (FI15) ULTRASONIDO (HAZ ANGULAR) ESPECÍFICO Página: de FECHA DE INSPECCIÓN : ____________________________ COMPAÑÍA : ____________________ BARCO : __________ Reporte Esp. No.-Se deben incluir las hojas necesarias para el registro fotográfico y oscilogramas de todas las indicaciones detectadas. 1 B) VISTA A DETALLE DE LA INDICACIÓN No. : Isométrico de Referencia: REGISTRO FOTOGRÁFICO DE LAS INDICACIONES DETECTADAS: A) VISTA A DETALLE DE LA INDICACIÓN No.Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios INSPECCIÓN. ANCLA JUNTA AISLANTE ELEV.M. 0. GUIA GUIA ELEV. GUIA ELEV. 0 Página 83 de 109 CLAVE : _________________ DIAMETRO : ______________ SERVICIO : ________________________________________ FORMATO DE INSPECCIÓN (FI16) ABRAZADERAS (1) LOGO DE LA COMPAÑÍA PLATAFORMA : __________ PIERNA : ______________ FECHA DE INSPECCION : ____________________________ COMPAÑIA : ____________________ BARCO : __________ LOCALIZACIÓN TIPO ZONA DISTANCIA DE LA PIERNA (m) CRECIMIENTO MARINO DURO * ESPESOR (cm) EXTENSIÓN (%) ESTADO Y/O ANOMALÍA * EL CRECIMIENTO MARINO SE DIMENSIONARA SOBRE LAS CONCHAS DE LAS ABRAZADERAS ELEV. GUIA ELEV. ELEV. EVALUACIÓN Y MANTENIMIENTO DE DUCTOS MARINOS NRF-014-PEMEX-2013 Rev. GUIA CONECTOR DUCTO ASCENDENTE CURVA DE EXPANSIÓN GUIA CODO ELEV. ELEV. ELEV.M.00 (ZONA AEREA) (ZONA SUMERGIDA) N. ELEV. LINEA DE LODOS REALIZÓ REVISÓ APROBÓ ACEPTÓ Técnico Encargado de la Cuadrilla Coordinador / Representante Técnico Supervisor de PEP .Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios INSPECCIÓN. (in) LONG. (in) ELEMENTO PIERNA ESPARRAGOS CANT. EVALUACIÓN Y MANTENIMIENTO DE DUCTOS MARINOS NRF-014-PEMEX-2013 Rev. DIAM. (in) FLOJO FALTA TRABAJA ESTRUCTURALMENTE ABRAZADERA SOBRE CON NEOP. (in) ESPÁRRAGOS LONG. FLOJO FALTA TRABAJA ESTRUCTURALMENTE ABRAZADERA SOBRE OBSERVACIONES: REALIZÓ REVISÓ APROBÓ ACEPTÓ Nombre y Firma Nivel (SNT-TC-1A) Encargado de la Cuadrilla Coordinador / Representante Técnico Supervisor de PEP . DIAM. Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios INSPECCIÓN. 0 Página 84 de 109 CLAVE : ________________________ DIAMETRO : _____________ SERVICIO : ______________ LOGO DE LA COMPAÑÍA PLATAFORMA : ____________________________ PIERNA : __________________________________ FORMATO DE INSPECCIÓN (FI16) ABRAZADERAS (2) Página ___ de ___ FECHA DE INSPECCION : ____________________ COMPAÑIA : _______________________________ BARCO : __________________________________ HOLGURAS DE ABRAZADERAS LOCALIZACIÓN TIPO ZONA ELEMENTO DUCTO ASCENDENTE 12:00 3:00 6:00 9:00 12:00 ELEMENTO PIERNA 3:00 6:00 9:00 OBSERVACIONES: ESPÁRRAGOS DE ABRAZADERAS ELEMENTO DUCTO ASCENDENTE LOCALIZACIÓN TIPO ZONA CANT. EVALUACIÓN Y MANTENIMIENTO DE DUCTOS MARINOS NRF-014-PEMEX-2013 Rev. 0 Página 85 de 109 CLAVE : _________________ DIAMETRO : ______________ SERVICIO : ________________________________________ FORMATO DE INSPECCIÓN (FI16) ABRAZADERAS (3) Página __ de __ LOGO DE LA COMPAÑÍA PLATAFORMA : __________ PIERNA : ______________ FECHA DE INSPECCION : ____________________________ COMPAÑIA : ____________________ BARCO : __________ ORIENTACIÓN DE LA ABRAZADERA ANCLA ELEVACIÓN ABRAZADERA DISEÑO ACTUAL DISTANCIA d DISEÑO ACTUAL L1 DISTANCIA L1 Y L2 DISEÑO L1 L2 ACTUAL L2 OBSERVACIONES: REALIZÓ REVISÓ APROBÓ ACEPTÓ Nombre y Firma Nivel (SNT-TC-1A) Encargado de la Cuadrilla Coordinador / Representante Técnico Supervisor de PEP .Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios INSPECCIÓN. OBSERVACIONES: REALIZÓ REVISÓ APROBÓ ACEPTÓ Técnico Encargado de la Cuadrilla Coordinador / Representante Técnico Supervisor de PEP .Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios INSPECCIÓN. 0 Página 86 de 109 CLAVE : _________________ DIAMETRO : ______________ LOGO DE LA COMPAÑÍA SERVICIO : ________________________________________ PLATAFORMA : __________ PIERNA : ______________ FORMATO DE INSPECCIÓN (FI17) ZONA DE MAREAS Y OLEAJE Página __ de __ FECHA DE INSPECCION : ____________________________ COMPAÑIA : ____________________ BARCO : __________ ENVOLVENTE OCAMISA METÁLICA Temp 1 TIPO Temp 2 Temp 3 ELEVACIÓN NIVEL SUPERIOR (m) NIVEL INFERIOR (m) TIPO DE RECUBRIMIENTO ESTADO DEL RECUBRIMIENTO Temp 4 Temp 5 Temp 6 Temp 7 Temp 8 Temp 9 REFERENCIA MEDICIÓN DE TEMPERATURA NIVEL (m) TEMPERATURA EN DUCTO (°C) TEMPERATURA EN ENVOLVENTE O CAMISA (°C) Temp1 Temp2 Temp3 Temp4 Temp5 Temp6 Temp7 Temp8 Temp9 Temp10 TEMPERATURA PROMEDIO EN LA ENVOLVENTE O CAMISA (°C) N. M. Temp 10 ELEVACIÓN TEMPERA PROMEDIO DEL DUCTO (°C) DIFERENCIA DE TEMPERATURA * (°C) * LA DIFERENCIA SERÁ LA TEMPERATURA PROMEDIO DEL DUCTO MENOS LA TEMPERATURA PROMEDIO EN LA ENVOLVENTE O CAMISA. EVALUACIÓN Y MANTENIMIENTO DE DUCTOS MARINOS NRF-014-PEMEX-2013 Rev. Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios INSPECCIÓN. 0 Página 87 de 109 CLAVE : _________________ DIAMETRO : ______________ SERVICIO : ________________________________________ FORMATO DE INSPECCIÓN (FI18) INSPECCIÓN DE JUNTA AISLANTE LOGO DE LA COMPAÑÍA PLATAFORMA : __________ PIERNA : ______________ FECHA DE INSPECCION : ____________________________ COMPAÑIA : ____________________ BARCO : __________ JUNTA AISLANTE: ELEVACION TIPO ESTADO DEL RECUBRIMIENTO FUGAS EXISTE CONTINUIDAD ELECTRICA OBSERVACIONES NOTA: LA EXISTENCIA O NO DE CONTINUIDAD ELECTRICA SERA RESULTADO DE LA APLICACIÓN DE LA PRUEBA DE CONTINUIDAD JUNTA AISLANTE ELECTRICA. EVALUACIÓN Y MANTENIMIENTO DE DUCTOS MARINOS NRF-014-PEMEX-2013 Rev. REALIZÓ REVISÓ APROBÓ ACEPTÓ Técnico Encargado de la Cuadrilla Coordinador / Representante Técnico Supervisor de PEP . REALIZÓ REVISÓ APROBÓ ACEPTÓ Nombre y Firma Nivel (SNT-TC-1A) Encargado de la Cuadrilla Coordinador / Representante Técnico Supervisor de PEP . 0 Página 88 de 109 CLAVE : ________________________ DIAMETRO : _____________ SERVICIO : ______________ LOGO DE LA COMPAÑÍA PLATAFORMA : ____________________________ PIERNA : __________________________________ FORMATO DE INSPECCIÓN (FI19) ÁNODOS DE SACRIFICIO Página ___ de ___ FECHA DE INSPECCION : ____________________ COMPAÑIA : _______________________________ BARCO : __________________________________ ÁNODOS DE SACRIFICIO ZONA NIVEL O CADENAMIENT O TIPO DIMENSIONES POTENCIAL CATÓDICO SUJECIÓN TIPO ESTADO OBSERVACIONES * NOTA: TOMAR FOTOGRAFÍA DE LOS ÁNODOS. EVALUACIÓN Y MANTENIMIENTO DE DUCTOS MARINOS NRF-014-PEMEX-2013 Rev. Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios INSPECCIÓN. Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios INSPECCIÓN. 0 Página 89 de 109 CLAVE : _________________ DIAMETRO : ______________ SERVICIO : ________________________________________ FORMATO DE INSPECCIÓN (FI20) CONECTOR DUCTO ASCENDENTE CURVA DE EXPANSIÓN Página __ de __ LOGO DE LA COMPAÑÍA PLATAFORMA : __________ PIERNA : ______________ FECHA DE INSPECCION : ____________________________ COMPAÑIA : ____________________ BARCO : __________ CURVA DE EXPANSIÓN NIVEL TIPO DISTANCIA MÍNIMA A LA PIERNA FUGAS POTENCIAL CATÓDICO BRIDAS DISTANCIA ENTRE CARAS 12:00 3:00 6:00 9:00 ESPÁRRAGOS CANTIDAD DIÁMETRO LONGITUD FLOJOS TUERCAS (DIÁMETRO) DAÑOS O ANOMALÍAS EN EL CONECTOR REALIZÓ REVISÓ APROBÓ ACEPTÓ Técnico Encargado de la Cuadrilla Coordinador / Representante Técnico Supervisor de PEP . EVALUACIÓN Y MANTENIMIENTO DE DUCTOS MARINOS NRF-014-PEMEX-2013 Rev. Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios INSPECCIÓN. 0 Página 90 de 109 CLAVE : _________________ DIAMETRO : ______________ SERVICIO : ________________________________________ FORMATO DE INSPECCIÓN (FI21) CURVA DE EXPANSIÓN LOGO DE LA COMPAÑÍA PLATAFORMA : __________ PIERNA : ______________ FECHA DE INSPECCION : ____________________________ COMPAÑIA : ____________________ BARCO : __________ Página __ de __ CURVA DE EXPANSIÓN LECTURAS No. COORDENADAS UTM X Y OBSERVACIONES CROQUIS EQUIPO UTILIZADO OBSERVACIONES: REALIZÓ REVISÓ APROBÓ ACEPTÓ Técnico Encargado de la Cuadrilla Coordinador / Representante Técnico Supervisor de PEP . EVALUACIÓN Y MANTENIMIENTO DE DUCTOS MARINOS NRF-014-PEMEX-2013 Rev. EVALUACIÓN Y MANTENIMIENTO DE DUCTOS MARINOS NRF-014-PEMEX-2013 Rev.DEFENSA 12:00 3:00 6:00 9:00 CORROSIÓN DAÑOS MECÁNICOS SE REQUIERE CAMBIO DE DEFENSA OBSERVACIONES ABRAZADERA DEL SOPORTE SUPERIOR MEDIO INFERIOR REALIZÓ REVISÓ APROBÓ ACEPTÓ TIPO NIVEL (m) ESPÁRRAGOS DIÁMETRO LONGITUD CANTIDAD (in) (in) FLOJOS FALTAN TRABAJA ESTRUCTURA ABRAZADERA SOBRE OBSERVACIONES Nombre y Firma Nivel (SNT-TC-1A) Encargado de la Cuadrilla Coordinador / Representante Técnico Supervisor de PEP . Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios INSPECCIÓN. 0 Página 91 de 109 CLAVE : ________________________ DIAMETRO : _____________ SERVICIO : ______________ LOGO DE LA COMPAÑÍA PLATAFORMA : ____________________________ PIERNA : __________________________________ FORMATO DE INSPECCIÓN (FI22) DEFENSA DEL DUCTO ASCENDENTE Página ___ de ___ FECHA DE INSPECCION : ____________________ COMPAÑIA : _______________________________ BARCO : __________________________________ DEFENSA DEL DUCTO ZONA DEL SOPORTE SUPERIOR MEDIO INFERIOR SEPARACIÓN DEFENSA-PIERNA SEPARACIÓN DUCTO . EVALUACIÓN Y MANTENIMIENTO DE DUCTOS MARINOS NRF-014-PEMEX-2013 Rev. Isométrico de Referencia INFORMACIÓN GENERAL No. No. REPORTE ESPECÍFICO OBSERVACIONES REALIZÓ REVISÓ APROBÓ ACEPTÓ Nombre y Firma Nivel (SNT-TC-1A) Encargado de la Cuadrilla Coordinador / Representante Técnico Supervisor de PEP .Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios INSPECCIÓN. 0 Página 92 de 109 CLAVE : _________________ DIAMETRO : ______________ SERVICIO : ________________________________________ FORMATO DE INSPECCIÓN (FI23) LÍQUIDOS PENETRANTES GENERAL Página de LOGO DE LA COMPAÑÍA PLATAFORMA : __________ PIERNA : ______________ FECHA DE INSPECCION : ____________________________ COMPAÑIA : ____________________ BARCO : __________ Reporte Esp. DEL ELEMENTO INDICACIONES (SI / NO) No. Sup. N. Tipo de anomalía Ubicación (hora técnica) Distancia SC – anomalía (in) Longitud (in) Características de la anomalía Ancho (in) Diámetro (in) NOMENCLATURA: No. Soldadura Soldadura Elemento“A” Elemento“B” de Estado de la superficie INFORMACIÓN GENERAL Proceso de soldadura de fabricación: Tipo de recubrimiento: Espesor mínimo en zona sana (in): Proceso de soldadura de campo: Estado del recubrimiento: Espesor máximo en zona sana (in): Especificación del material del ducto: Estado de la superficie del ducto: Tipo de ranura: PARÁMETROS DE INSPECCIÓN Tiempo de: Secado (min) Penetración (min) Tipo de revelador: Secado (min) Revelado (min) Tipo de iluminación: Tipo de penetrante: CONSUMIBLES LÍQUIDO Penetrante Revelador Removedor Marca Código No. No. = Número de indicación = Soldadura de campo = Superficie de inspección = Pulgada = Proceso Observaciones: . Isométrico de Referencia Referencia Elemento No. SC. 0 Página 93 de 109 CLAVE : _________________ DIAMETRO : ______________ SERVICIO : ________________________________________ FORMATO DE INSPECCIÓN (FI24) LÍQUIDOS PENETRANTES ESPECÍFICO Página D. in Proc. EVALUACIÓN Y MANTENIMIENTO DE DUCTOS MARINOS NRF-014-PEMEX-2013 Rev. de lote Croquis No. de insp. Ind. Ind. (in) LOGO DE LA COMPAÑÍA PLATAFORMA : __________ PIERNA : ______________ FECHA DE INSPECCION : ____________________________ COMPAÑIA : ____________________ BARCO : __________ Reporte Esp.Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios INSPECCIÓN. -Se deben incluir las hojas necesarias para el registro fotográfico de todas las indicaciones detectadas. REGISTRO FOTOGRÁFICO DEL TRAMO INSPECCIONADO: A) VISTA GENERAL DEL ÁREA REGISTRO FOTOGRÁFICO DE LAS INDICACIONES: B) VISTA A DETALLE DEL ELEMENTO A) VISTA A DETALLE DE LA INDICACIÓN No. 1 B) VISTA A DETALLE DE LA INDICACIÓN No. 0 Página 94 de 109 CLAVE : _________________ DIAMETRO : ______________ SERVICIO : ________________________________________ FORMATO DE INSPECCIÓN (FI24) LÍQUIDOS PENETRANTES ESPECÍFICO Página de LOGO DE LA COMPAÑÍA PLATAFORMA : __________ PIERNA : ______________ FECHA DE INSPECCION : ____________________________ COMPAÑIA : ____________________ BARCO : __________ Reporte Esp. 2 NOTA. EVALUACIÓN Y MANTENIMIENTO DE DUCTOS MARINOS NRF-014-PEMEX-2013 Rev.Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios INSPECCIÓN. No. Observaciones: REALIZÓ REVISÓ APROBÓ ACEPTÓ Nombre y Firma Nivel (SNT-TC-1A) Encargado de la Cuadrilla Coordinador / Representante Técnico Supervisor de PEP . Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios INSPECCIÓN. 0 Página 95 de 109 CLAVE : _________________ DIAMETRO : ______________ SERVICIO : ________________________________________ LOGO DE LA COMPAÑÍA PLATAFORMA : __________ PIERNA : ______________ FECHA DE INSPECCION : ____________________________ COMPAÑIA : ____________________ BARCO : __________ FORMATO DE INSPECCIÓN (FI25) INSPECCIÓN CON EQUIPO DE OPERACIÓN REMOTA (ROV) ALINEAMIENTO DE LÍNEA Condiciones de operación al momento de la inspección: Presión_______kg/cm2 Temperatura_______°C Longitud total del ducto % del enterrado ducto Longitud inspeccionada % del ducto expuesto total o parcialmente Longitud inspeccionar sin % del ducto en zonas con claros libres EQUIPO UTILIZADO: COORDENADAS UTM KILOMETRAJE X Y T. (metros) ENTERRADO (metros) AZIMUTH (grados) REALIZÓ REVISÓ APROBÓ ACEPTÓ Nombre y Firma Nivel (SNT-TC-1A) Encargado de la Cuadrilla Coordinador / Representante Técnico Supervisor de PEP .A. EVALUACIÓN Y MANTENIMIENTO DE DUCTOS MARINOS NRF-014-PEMEX-2013 Rev. EVALUACIÓN Y MANTENIMIENTO DE DUCTOS MARINOS NRF-014-PEMEX-2013 Rev.Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios INSPECCIÓN. 0 Página 96 de 109 CLAVE : _________________ DIAMETRO : ______________ SERVICIO : ________________________________________ LOGO DE LA COMPAÑÍA PLATAFORMA : __________ PIERNA : ______________ FECHA DE INSPECCION : ____________________________ COMPAÑIA : ____________________ BARCO : __________ FORMATO DE INSPECCIÓN (FI26) INSPECCIÓN CON EQUIPO DE OPERACIÓN REMOTA (ROV) POTENCIALES EN LÍNEA REGULAR EQUIPO UTILIZADO: COORDENADAS UTM KILOMETRAJE X Y RAW CP RAW FG POTENCIAL DE INICIO GRADIENTE DE CAMPO REALIZÓ REVISÓ APROBÓ ACEPTÓ Nombre y Firma Nivel (SNT-TC-1A) Encargado de la Cuadrilla Coordinador / Representante Técnico Supervisor de PEP . Bo. PEMEX . DE EVALUACION: ____________________________________ FORMATO DE RESUMEN DE EVALUACIÓN (FRE01) INDICACIONES PARA SEGUIMIENTOO REPARACION No. EVALUACIÓN Y MANTENIMIENTO DE DUCTOS MARINOS NRF-014-PEMEX-2013 Rev.Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios INSPECCIÓN. 0 Página 97 de 109 Anexo G Formatos de evaluación CLAVE : _________________ DIAMETRO : ______________ LOGO DE LA COMPAÑÍA SERVICIO : ___________________________________________ PLATAFORMA : __________ PIERNA : __________________ CIA. TIPO DE INDICACIÓN UBICACION No. DE REFERENCIA DE EVALUACIÓN RECOMENDACIÓN Fecha de Evaluación EVALUÓ REVISO Vo. TIRANTE TRAMO (m) LONG. EVALUACIÓN Y MANTENIMIENTO DE DUCTOS MARINOS NRF-014-PEMEX-2013 Rev. 1/1000 DICTAMEN RECOMENDACION FLOTABILIDAD DE DUCTO ENTERRADO No.E. PEMEX . COORDENADAS UTM X Y % DE DESENTERRADO F. Bo. DE EVALUACION : ______________ No. TIRANTE TRAMO (m) LONG. COORDENADAS UTM X Y % DE ENTERRADO F R DICTAMEN RECOMENDACION Fecha de Evaluación EVALUÓ REVISO Vo.Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios INSPECCIÓN. 0 Página 98 de 109 CLAVE : DIAMETRO : PIERNA : PLATAFORMA : LOGO DE LA COMPAÑÍA SERVICIO : REFERENCIA DE INSPECCION : CIA. DE REPORTE : __________ FORMATO DE EVALUACIÓN (FE02) ESTABILIDAD HIDRODINAMICA HORIZONTAL Y FACTOR DE SEGURIDAD SEGÚN LA CSS: ESPESOR : in NOMINAL: ( ) MEDIDO: ( ) Lb/ft3 ESPESOR CONCRETO : in Densidad ESTABILIDAD HORIZONTAL No.E. 1/100 F. Bo.Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios INSPECCIÓN. DE EVALUACION : ___________ FORMATO DE EVALUACIÓN (FE03) ANALISIS DE FLEXIBILIDAD __________ No. DE REPORTE : TIPO DE INSTALACIÓN: DUCTO ASCENDENTE LINEA REGULAR ARRRIBO PLAYERO :( :( :( ) ) ) FACTOR DE SEGURIDAD SEGÚN LA CSS: ESPESOR: in NOMINAL: ( ) MEDIDO: ( ) COORDENADA S X Y EC EL EV D MAX DICTAMEN EC EL EV DMAX ESFUERZO CIRCUNFERENCIAL/ESFUERZO CIRCUNFERENCIAL PERMISIBLE ESFUERZO LONGITUDINAL MÁXIMO/ ESFUERZO LONGITUDINAL PERMISIBLE ESFUERZO DE VON MISES/ESFUERZO PERMISIBLE DESPLAZAMIENTO MAXIMO RECOMENDACIONES Fecha de Evaluación EVALUÓ REVISO Vo. EVALUACIÓN Y MANTENIMIENTO DE DUCTOS MARINOS NRF-014-PEMEX-2013 Rev. 0 Página 99 de 109 CLAVE : DIAMETRO : PIERNA : PLATAFORMA : LOGO DE LA COMPAÑÍA SERVICIO : REFERENCIA DE INSPECCION : CIA. PEMEX . MEDIDO: ( ) Ctrl. DE REPORTE : __________ FACTOR DE SEGURIDAD SEGÚN LA CSS: ESPESOR : KM P. PEMEX .T. EVALUACIÓN Y MANTENIMIENTO DE DUCTOS MARINOS NRF-014-PEMEX-2013 Rev. 0 Página 100 de 109 CLAVE : DIAMETRO : PIERNA : PLATAFORMA : LOGO DE LA COMPAÑÍA SERVICIO : REFERENCIA DE INSPECCION : CIA. ANGULO DE INFLEXION Rc ESFUERZO ESFUERZO ACTUANTE PERMISIBLE RELACIÓN DICTAMEN RECOMENDACIONES Fecha de Evaluación EVALUÓ REVISO Vo. ) KM P.I. in NOMINAL: ( COORDENADAS UTM X Y KM P.C. Bo.Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios INSPECCIÓN. DE EVALUACION : ______________ FORMATO DE EVALUACIÓN (FE04) ANALISIS DE ESFUERZOS POR CURVATURA No. PEMEX .Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios INSPECCIÓN. EVALUACIÓN Y MANTENIMIENTO DE DUCTOS MARINOS NRF-014-PEMEX-2013 Rev. 0 Página 101 de 109 CLAVE : _________________ DIAMETRO : ______________ SERVICIO : ________________________________________ FORMATO DE EVALUACIÓN (FE06) ANALISIS DE VORTICIDAD LOGO DE LA COMPAÑÍA PLATAFORMA : __________ PIERNA : ______________ FECHA DE INSPECCIÓN : ____________________________ COMPAÑIA : ____________________ BARCO : __________ TIPO DE INSTALACIÓN: DUCTO ASCENDENTE CRUCE DE LINEA INTERCONEXION ARRIBO PLAYERO LINEA REGULAR :( :( :( :( :( ) ) ) ) ) CLAVE CLAVE REPORTE DE INSPECCIÓN: FACTOR DE SEGURIDAD SEGÚN LA CSS: ESPESOR : in NOMINAL: ( ) MEDIDO: ( ) FACTOR DE SEGURIDAD SEGÚN LA CSS: ESPESOR DEL LASTRE: in UBICACIÓN DEL TRAMO O COORDENADAS LONGITUD DEL CLARO SEPARACION DEL DUCTO DEL LECHO O PIERNA ESPESOR DE CRECIMIENTO MARINO : in Ctrl. Bo. fV fn Vr KS DICTAMEN RECOMENDACION Fecha de Evaluación EVALUÓ REVISO Vo. No. Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios INSPECCIÓN. DE EVALUACION: _________________ No. Bo. EVALUACIÓN Y MANTENIMIENTO DE DUCTOS MARINOS NRF-014-PEMEX-2013 Rev. DE REPORTE : _____________________ Presión máxima histórica de 2 operación (kg/cm ) Presión de diseño(kg/cm2) Temperatura máxima histórica de operación (°C) Temperatura de diseño(°C) Pérdida de metal (d/t) o Escalonamiento (%) o Profundidad de abolladura (in) Esfuerzo de cedencia(ksi) Flujo (MBD/MMPCD) Elemento (Tipo .) Distancia Relativa (m) Tipo de Indicación Longitud axial (mm) Longitud Circunferencial (mm) Horario (h:min) PMPO (kg/cm2) TVR (Años) Recomendación Comentario Fecha de Evaluación EVALUÓ REVISÓ Vo. PEMEX . 0 Página 102 de 109 LOGO DE LA COMPAÑÍA CLAVE : ____________________________ DIAMETRO : __________________________ PLATAFORMA : ______________________ PIERNA : ____________________________ SERVICIO : __________________________ REFERENCIA DE INSPECCION : _________ FORMATO DE EVALUACION (FE07) EVALUACIÓN DE INDICACIONES CONTENIDAS EN EL ESPESOR Factor de seguridad de evaluación Tiempo de servicio (años) CIA. EVALUACIÓN Y MANTENIMIENTO DE DUCTOS MARINOS NRF-014-PEMEX-2013 Rev. Bo. Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios INSPECCIÓN. DE REPORTE : _____________________ FORMATO DE EVALUACION (FE08) PROTECCIÓN CATÓDICA Página ___ de ___ CIA. PEMEX . 0 Página 103 de 109 LOGO DE LA COMPAÑÍA CLAVE : ____________________________ DIAMETRO : __________________________ PLATAFORMA : ______________________ PIERNA : ____________________________ SERVICIO : __________________________ REFERENCIA DE INSPECCION : _________ No. DE EVALUACION: _________________ ANODO DE SACRIFICIO ZONA NIVEL O CADENAMIENT O TIPO DIMENSIONES POTENCIAL CATÓDICO EN EL ANODO DE SACRIFICIO POTENCIAL CATÓDICO EN EL DUCTO OBSERVACIONES Fecha de Evaluación EVALUÓ REVISÓ Vo. Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios INSPECCIÓN. DE REPORTE : _____________________ FORMATO DE EVALUACION (FE09) FATIGA CIA. 0 Página 104 de 109 LOGO DE LA COMPAÑÍA CLAVE : ____________________________ DIAMETRO : __________________________ PLATAFORMA : ______________________ PIERNA : ____________________________ SERVICIO : __________________________ REFERENCIA DE INSPECCION : _________ No. Bo. EVALUACIÓN Y MANTENIMIENTO DE DUCTOS MARINOS NRF-014-PEMEX-2013 Rev. DE EVALUACION: _________________ Esfuerzo de cedencia(KSI) Presión de operación (kg/cm2) Temperatura de operación (°C) DUCTO ASCENDENTE O LINEA REGULAR ZONA NIVEL O CADENAMIENT O INICIAL NIVEL O CADENAMIENT O FINAL LONGITUD VIDA DE DISEÑO POR FATIGA DAÑO ACUMULADO POR FATIGA OBSERVACIONES Fecha de Evaluación EVALUÓ REVISÓ Vo. PEMEX . 0 Página 105 de 109 Anexo H Formatos de mantenimiento CLAVE : _________________ DIAMETRO : ______________ SERVICIO : ________________________________________ LOGO DE LA COMPAÑÍA PLATAFORMA : __________ PIERNA : ______________ FECHA DE INSPECCION : ____________________________ COMPAÑIA : ____________________ TIPO DE HALLAZGO DOCUMENTO DE REFERENCIA BARCO : __________ FORMATO DE MANTENIMIENTO (FM01) MANTENIMIENTO PREVENTIVO No. EVALUACIÓN Y MANTENIMIENTO DE DUCTOS MARINOS NRF-014-PEMEX-2013 Rev. MANTENIMIENTO PREVENTIVO EFECTUADO FECHA OBSERVACIONES REALIZÓ REVISÓ APROBÓ ACEPTÓ Nombre y Firma Encargado de la Cuadrilla Coordinador / Representante Técnico Supervisor de PEP .Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios INSPECCIÓN. MANTENIMIENTO CORRECTIVO EFECTUADO FECHA OBSERVACIONES REALIZÓ REVISÓ APROBÓ ACEPTÓ Nombre y Firma Encargado de la Cuadrilla Coordinador / Representante Técnico Supervisor de PEP .Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios INSPECCIÓN. EVALUACIÓN Y MANTENIMIENTO DE DUCTOS MARINOS NRF-014-PEMEX-2013 Rev. 0 Página 106 de 109 CLAVE : _________________ DIAMETRO : ______________ SERVICIO : ________________________________________ LOGO DE LA COMPAÑÍA PLATAFORMA : __________ PIERNA : ______________ FECHA DE INSPECCION : ____________________________ COMPAÑIA : ____________________ TIPO DE HALLAZGO DOCUMENTO DE REFERENCIA BARCO : __________ FORMATO DE MANTENIMIENTO (FM02) MANTENIMIENTO CORRECTIVO No. 5(Dt)½ No ASME B31G ó equivalente RSTRENG-1 PCORRC RSTRENG-2 LPC-2 . EVALUACIÓN Y MANTENIMIENTO DE DUCTOS MARINOS NRF-014-PEMEX-2013 Rev. 0 Página 107 de 109 Anexo I Determinación del esfuerzo remanente en ducto corroído Información requerida No ¿Perfil de corrosión? Si Si ¿Baja tenacidad o TTDF≥Toó constricción? No Si ¿Baja tenacidad ó TTDF >Toó constricción No ¿Defecto largo? Si L>4. Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios INSPECCIÓN. 85 M ⎟ t ⎝ ⎠ ⎛ ⎞ L ⎟ M = 1 − exp⎜ − 0.31⎜ ⎜ ⎟ ⎝ Dt ⎠ LPC-1 ⎛ ⎞ ⎜ 1− d ⎟ 2tSMTS ⎜ ⎟ t Pf = D−t ⎜ ⎛ d ⎞ −1 ⎟ ⎜ ⎜ 1 − ⎜ t ⎟M ⎟ ⎟ ⎝ ⎠ ⎝ ⎠ .95MPa )t ⎜ t ⎟ ⎜ Pf = d −1 ⎟ ⎜ D ⎜ 1 − 0.85 ⎟ 2(SMYS + 68.3 + 0.11 2d −1 ⎟ D ⎜ M ⎟ ⎜1− 3t ⎠ ⎝ Pf = 1. 0 Página 108 de 109 Método Formulaciones A = 0. EVALUACIÓN Y MANTENIMIENTO DE DUCTOS MARINOS NRF-014-PEMEX-2013 Rev.11 2tSMYS ⎛ d ⎞ ⎜1 − ⎟ t⎠ D ⎝ 2 para A ≤ 4 para A > 4 4 ⎛ L ⎞ ⎛ L ⎞ ⎟ ⎟ M = 1 + 0.222 ⎜ ⎟ ( ) D t − d ⎝ ⎠ PCORRC Pf = 2tSMTS ⎛ d ⎞ ⎜ 1 − M⎟ D t ⎠ ⎝ 2 ⎛ L ⎞ ⎟ M = 1 + 0.6275⎜ ⎜ ⎟ − 0.032⎜ ⎜ ⎟ ⎝ Dt ⎠ 2 para L2 > 50 Dt d ⎞ ⎛ 1 − 0.Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios INSPECCIÓN.79745 L2 Dt ASME B-31Gó equivalente 2d ⎞ ⎛ 1− ⎟ ⎜ 2tSMYS ⎜ 3 t ⎟ Pf = 1.003375 ⎜ ⎜ ⎟ ⎝ Dt ⎠ ⎝ Dt ⎠ para L2 ≤ 50 Dt RSTRENG-1 (ASME B-31G ó equivalente) ⎛ L ⎞ ⎟ M = 3.893 L Dt M = 1 + 0. Área original (L*t) en mm2 ó in2.31⎜ ⎜ ⎟ ⎝ Dt ⎠ 2 LPC-2 Área efectiva ⎛ ⎞ ⎜ 1− A ⎟ ⎟ 2tSMTS ⎜ A0 Pf = ⎜ ⎟ D−t ⎜ ⎛ A ⎞ −1 ⎟ ⎟ 1− ⎜ M ⎜A ⎟ ⎜ ⎟ ⎝ 0⎠ ⎝ ⎠ Terminología: A A0 D d G L M Pf Área exacta de pérdida de material debido a corrosión en la dirección axial en mm2 ó in2. en mm (in) Factor adimensional Longitud axial del defecto por corrosión.6275⎜ ⎜ ⎟ − 0. t = Espesor mínimo de pared medido en campo en zona sana del ducto aledaño a la indicación. en mm (in).003375 ⎜ ⎜ ⎟ ⎝ Dt ⎠ ⎝ Dt ⎠ 4 para L2 ≤ 50 Dt RSTRENG-2 (ASME B-31G ó equivalente) Área efectiva ⎛ L ⎞ ⎟ M = 3. EVALUACIÓN Y MANTENIMIENTO DE DUCTOS MARINOS NRF-014-PEMEX-2013 Rev.95MPa )t ⎜ Pf = ⎜ A −1 ⎟ D M ⎟ ⎜ 1− Ao ⎠ ⎝ ⎛ L ⎞ ⎟ M = 1 + 0. SMUTS = Esfuerzo de Tensión Ultimo Mínimo Especificado del tubo (Specified Minimum Ultimate Tensile Strength). en mm (in) Profundidad máxima del área corroída.032⎜ ⎟ ⎜ ⎝ Dt ⎠ 2 para L2 > 50 Dt A ⎞ ⎛ ⎟ ⎜ 1− Ao ⎟ 2(SMYS + 68. en MPa(lb/in2). SMYS = Esfuerzo de cedencia Mínimo Especificado de la tubería (Specified Minimum Yield Strength). en MPa (lb/in2).3 + 0. Diámetro exterior nominal del ducto. 0 Página 109 de 109 Método 2 Formulaciones ⎛ L ⎞ ⎛ L ⎞ ⎟ ⎟ M = 1 + 0. en mm (in) Factor de Folias Presión interna de falla (deformación plástica del material) prevista para el defecto por corrosión. = = = = = = = = .Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios INSPECCIÓN. en MPa (lb/in2).
Report "NRF-014-PEMEX-2013 Inspección, evaluación y mantenimiento de ductos submarinos"