INSPECCIÓN DE DUCTOS DE TRANSPORTE MEDIANTE

Número de documento
NRF-060-PEMEX-2012
14 de julio de 2012
COMITÉ DE NORMALIZACIÓN DE PETRÓLEOS MEXICANOS
Y ORGANISMOS SUBSIDIARIOS
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SUBCOMITÉ TÉCNICO DE NORMALIZACIÓN DE
PEMEX REFINACIÓN
INSPECCIÓN DE DUCTOS DE TRANSPORTE
MEDIANTE EQUIPOS INSTRUMENTADOS
Esta Norma cancela y sustituye a la NRF-060-PEMEX-2006 del 14 de septiembre del 2006
Comité de Normalización de
Petróleos Mexicanos y
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HOJA DE APROBACIÓN
Esta Norma de Referencia se aprobó en el Comité de Normalización
de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios en la Sesión
extraordinaria 01-12, celebrada el 27 de abril de 2012.
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CONTENIDO
CAPÍTULO
PÁGINA
0.
INTRODUCCIÓN ........................................................................................................................................ 5
1.
OBJETIVO .................................................................................................................................................. 5
2.
ALCANCE................................................................................................................................................... 6
3.
CAMPO DE APLICACIÓN ......................................................................................................................... 6
4.
ACTUALIZACIÓN ...................................................................................................................................... 6
5.
REFERENCIAS .......................................................................................................................................... 6
6.
DEFINICIONES .......................................................................................................................................... 7
7.
ABREVIATURAS ....................................................................................................................................... 8
8.
DESARROLLO .......................................................................................................................................... 9
8.1
Requerimientos generales del servicio de inspección ................................................................... 9
8.1.1
Tecnologías de inspección interna de ductos ................................................................. 10
8.1.2
Metodología para la inspección interna de ductos.......................................................... 10
8.1.3
Requerimientos para el desarrollo de las corridas de inspección .................................. 10
8.1.4
Requerimientos específicos del servicio ......................................................................... 11
8.1.5
Requerimientos previos a la inspección.......................................................................... 11
8.1.6
Requerimientos durante la inspección ............................................................................ 12
8.1.7
Requerimientos posteriores a la inspección ................................................................... 13
8.2
Información que debe entregar PEMEX ...................................................................................... 13
8.3
Información y documentación que debe entregar el licitante o contratista en idioma español ... 14
8.3.1
Información mínima que debe entregar el licitante en el proceso de licitación .............. 14
8.3.2
Información mínima que debe entregar el contratista antes de la inspección con equipo
instrumentado.................................................................................................................. 14
8.3.3
Información mínima que debe entregar el contratista después de la inspección con
equipo instrumentado ...................................................................................................... 14
8.3.4
Elaboración de informes.................................................................................................. 15
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CONTENIDO
CAPÍTULO
8.4
9.
PÁGINA
Verificación y validación ............................................................................................................... 16
8.4.1
Verificación de resultados ............................................................................................... 16
8.4.2
Validación de resultados ................................................................................................. 17
8.5
Criterios de aceptación ................................................................................................................ 17
8.6
Seguridad industrial y protección ambiental. ............................................................................... 17
8.7
Memoria de cálculo ...................................................................................................................... 17
RESPONSABILIDADES ............................................................................................................ 18
9.1
Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios ........................................................................ 18
9. 2
Licitante o contratista ................................................................................................................... 18
10. CONCORDANCIA CON NORMAS MEXICANAS O INTERNACIONALES ....................................... 18
11. BIBLIOGRAFÍA ........................................................................................................................................ 18
12. ANEXOS ................................................................................................................................................... 19
Anexo A
Información técnica para la inspección de ductos con equipo instrumentado ..................... 19
Anexo B
Precisión mínima requerida para los equipos de inspección ............................................... 22
Anexo C
Actividades para el pateo y recibo del equipo de inspección .............................................. 27
Anexo D
Datos para el reporte de indicaciones y características de una inspección con equipo
instrumentado ....................................................................................................................... 28
Anexo E
Criterios de interacción de indicaciones ............................................................................... 29
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0.
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INTRODUCCIÓN
La inspección interior de ductos de acero al carbono que se realiza en Petróleos Mexicanos y Organismos
Subsidiarios es por medio de equipo instrumentado, que constituye una herramienta para obtener la información
de su estado físico que permite conocer y administrar su integridad. Mediante las técnicas de fuga de flujo
magnético o ultrasonido se pueden detectar y dimensionar indicaciones internas, externas o en la pared de un
ducto en toda su longitud y circunferencia.
Esto contribuye a la confiabilidad y seguridad del sistema de transporte de hidrocarburos por ducto de Petróleos
Mexicanos y Organismos Subsidiarios
Este documento normativo se realizó en atención y cumplimiento a:
•
•
•
•
•
•
•
•
La Ley Federal sobre Metrología y Normalización.
La Ley de Petróleos Mexicanos y su Reglamento.
La Ley de Adquisiciones, Arrendamientos y Servicios del Sector Público y su Reglamento.
La Ley de Obras Públicas y Servicios Relacionados con las Mismas y su Reglamento.
Guía para la emisión de Normas de Referencia de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios.
Políticas, Bases y Lineamientos Generales de Suministros en Materia de Adquisiciones, Arrendamientos
y Servicios para Petróleos Mexicanos, Organismos Subsidiarios y Empresas Filiales.
Políticas, Bases y Lineamientos en Materia de Obras Públicas y Servicios Relacionados con las Mismas,
de Petróleos Mexicanos, Organismos Subsidiarios y Empresas Filiales.
Disposiciones Administrativas de Contratación en Materia de Adquisiciones, Arrendamientos, Obras y
Servicios de las Actividades Sustantivas de carácter productivo de Petróleos Mexicanos y Organismos
Subsidiarios.
Participaron en su elaboración:
PEMEX-Exploración y Producción
PEMEX-Gas y Petroquímica Básica
PEMEX-Petroquímica
PEMEX-Refinación
Petróleos Mexicanos
Instituto Mexicano del Petróleo
Instituto Politécnico Nacional
Pipeway International de México
Eutotec, S.A. de C.V.
Weatherford de México, S.A. de C.V.
PII de México, S.A. de C.V.
NDT Systems & Services de México, S. A. de C.V.
Compañía Mexicana de Exploraciones, S. A de C. V.
1.
OBJETIVO
Establecer los requisitos técnicos y documentales para la contratación del servicio de inspección de ductos,
mediante la utilización de equipos instrumentados.
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2.
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ALCANCE
Esta Norma de Referencia establece los requisitos para la contratación del servicio de inspección interior
mediante equipos instrumentados, en ductos de transporte y recolección de hidrocarburos líquidos y/o
gaseosos, fabricados de acero al carbono.
Esta Norma de Referencia cancela y sustituye a la NRF-060-PEMEX-2006.
3.
CAMPO DE APLICACIÓN
Esta Norma de Referencia es de aplicación general y observancia obligatoria en la contratación de los servicios
de inspección, que lleven a cabo los centros de trabajo de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios. Por
lo que debe ser incluida en los procedimientos de contratación: Licitación pública, invitación a cuando menos
tres personas o adjudicación directa, como parte de los requisitos que deben cumplir el contratista o licitante.
4.
ACTUALIZACIÓN
Esta Norma de Referencia se debe revisar y en su caso modificar al menos cada 5 años, o antes si las
sugerencias y recomendaciones de cambio lo ameritan.
Las sugerencias para la revisión y actualización de esta norma, deben enviarse al Secretario del Subcomité
Técnico de Normalización de PEMEX-Refinación, quien debe programar y realizar la actualización de acuerdo a
la procedencia de las mismas y en su caso, inscribirla dentro del Programa Anual de Normalización de
Petróleos Mexicanos, a través del Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios.
Las propuestas y sugerencias de cambio deben elaborarse en el formato CNPMOS-001-A01 de la Guía para la
Emisión de Normas de Referencia CNPMOS-001, Rev. 1 del 30 de septiembre de 2004 y dirigirse al:
Subcomité Técnico de Normalización de PEMEX-Refinación
Avenida Marina Nacional No. 329, Edificio B-2, 2° piso
Col. Petróleos Mexicanos, México D.F., C.P. 11311
Teléfono directo: 19 44 86 28 ó 19 44 80 41
Conmutador: 19 44 25 00 ext. 53 107 ó 53 108
Correo electrónico: [email protected]
5.
REFERENCIAS
5.1
NOM-027-SESH-2010 Administración de la integridad de ductos de recolección y transporte de
Hidrocarburos.
5.2
NRF-030-PEMEX-2009 Diseño, construcción, inspección y mantenimiento de ductos terrestres para
transporte y recolección de hidrocarburos.
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6.
DEFINICIONES
6.1
Abolladura: Depresión en la superficie del ducto.
6.2
Autopropulsado: Es el equipo instrumentado que se desplaza autónomamente sin necesidad de flujo o
presión, con cordón umbilical.
6.3
Anomalía: Una indicación detectada por los equipos instrumentados que a partir de esta NRF se le
asignará una clasificación.
6.4
Campo magnético: Campo de fuerzas de atracción ferromagnética creado por magnetos o imanes.
6.5
Característica: Cualquier descripción física del ducto (grado, espesor de pared, proceso de
manufactura) o de una anomalía (tipo, tamaño y forma).
6.6
Cordón umbilical: Componente mecánico electrónico de longitud limitada, que se utiliza para
inspección interior con equipos instrumentados autopropulsados y que sirve para proporcionar energía,
controlar el equipo, como medio de rescate en caso de atoramiento y la obtención de datos en tiempo
real.
6.7
Corrosión: Es el deterioro de un material metálico, que resulta de una reacción electroquímica en su
interacción con el medio ambiente.
6.8
Defecto: Una anomalía examinada físicamente con dimensiones o características que exceden los
límites de aceptación.
6.9
Deformación: Un cambio que afecta la redondez de la sección transversal o recta del ducto.
6.10
Encamisado: Cilindro que rodea la tubería, instalado con el fin de proteger el ducto de daños externos.
6.11
Equipo: Dispositivo mecánico con libertad de movimiento lineal que es insertado en el ducto en
operación para realizar funciones de limpieza e inspección, en forma autónoma a lo largo de su
trayectoria.
6.12
Equipo de limpieza: Dispositivo mecánico que se utiliza para la remoción de sedimentos y depósitos
de impurezas semisólidas adheridos a la superficie interior del ducto.
6.13
Equipo geómetra: Dispositivo mecánico electrónico que se utiliza para la medición de las variaciones
geométricas de la sección transversal a todo lo largo de la trayectoria del ducto.
6.14
Equipo geoposicionador: Dispositivo mecánico electrónico que nos permite conocer la ubicación de la
trayectoria del ducto en planta y perfil, mediante coordenadas geográficas, a través de un equipo de
navegación inercial.
6.15
Equipo instrumentado: Dispositivo mecánico electrónico que permite la colecta de datos en todo el
perímetro interno/externo y en la trayectoria total del ducto, inspecciona con procedimientos no
destructivos la pared de la tubería para determinar el estado físico del mismo.
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6.16
Flujo Magnético o Fuga de Flujo Magnético (MFL): Es un tipo de tecnología de inspección en línea
en el que un campo magnético es inducido en la pared del ducto entre dos polos de un magneto. Las
indicaciones afectan la distribución del flujo magnético en la pared. La dispersión de la fuga de flujo
magnético es usada para detectar y caracterizar las indicaciones.
6.17
Grieta: Discontinuidad que se presenta como una abertura en el material, que es detectada con
pruebas no destructivas.
6.18
Indicación: Discontinuidad o irregularidad detectada por la inspección no destructiva. Puede o no ser
un defecto.
6.19
Instalaciones superficiales: Porción del ducto no enterrado utilizado en válvulas troncales, válvulas de
seccionamiento entre otros. En ductos marinos es la porción del ducto que esta por arriba de la
superficie del mar.
6.20
Laminación: Separación interna del metal, que generalmente produce capas paralelas a la superficie.
6.21
Muesca: Ranura, entalladura, ralladura o talladura. Pérdida de material en la pared de la tubería
producida por el golpe o rozamiento de un objeto agudo.
6.22
Objeto metálico: Materiales metálicos en contacto con la pared exterior de la tubería.
6.23
Pateo: Maniobra operativa en la trampa de envío, para dar inicio a la corrida de los equipos.
6.24
Presión Máxima Permisible de Operación (PMPO): Es la presión máxima a la que un ducto o
segmento puede ser operado.
6.25
Probabilidad de Detección (POD): Es la probabilidad de que una indicación sea detecta por un
equipo de inspección interna.
6.26
Probabilidad de Identificación (POI): Es la probabilidad que el tipo de anomalía u otra indicación, una
vez detectada, sea identificada correctamente (por ejemplo, pérdida de metal, abolladura).
6.27
Tramo o segmento del ducto: Longitud del ducto por inspeccionar con equipo comprendida entre las
trampas de envío y recibo.
6.28
Trampa de envío y recibo: Dispositivo utilizado para fines de envío y recibo de equipos.
6.29
Ultrasonido: Tipo de tecnología cuyo principio es la emisión de pulsos u ondas de baja intensidad y
alta frecuencia. Estos pulsos se generan mediante accesorios electromecánicos (tales como cristales
piezoeléctricos).
6.30
Umbral de detección: Es una dimensión característica o dimensiones de una anomalía que debe ser
excedida para alcanzar una probabilidad de detección establecida.
7.
ABREVIATURAS
API
American Petroleum Institute (Instituto Americano del Petróleo)
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ASME
American Society of Mechanical Engineers (Sociedad Americana de Ingenieros Mecánicos)
ASNT
American Society for Nondestructive Testing (Sociedad Americana de Pruebas no Destructivas)
MBPD
Miles de Barriles de Petróleo Diario
MFL
Magnetic Flux Leakage (Fuga de Flujo Magnético)
MMPCD
Millones de Pies Cúbicos Diarios
mph
Millas por Hora
NACE
National Association of Corrosion Engineers (Asociación Nacional de Ingenieros en Corrosión)
NAD27
North American Datum of 1927 (Datum Norteamericano de 1927)
NOM
Norma Oficial Mexicana
NRF
Norma de Referencia
PEMEX
Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios
PMPO
Presión Máxima Permisible de Operación
POD
Probability of Detection (Probabilidad de Detección)
POI
Probability of Identification (Probabilidad de Identificación)
SSPA
Seguridad, Salud y Protección Ambiental
TDE
Trampa de envío
TDR
Trampa de recibo
UTM
Universal Transverse Mercator (Universal Transversal de Mercator)
WGS84
World Geodetic System of 1984 (Sistema Geodésico Mundial de 1984).
8.
DESARROLLO
8.1
Requerimientos generales del servicio de inspección
Se debe cumplir con los siguientes requisitos:
a)
b)
c)
Los objetivos y precisiones requeridas de la inspección.
Las características físicas, operacionales del ducto y su infraestructura.
Las capacidades, precisiones y limitaciones del equipo de inspección.
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8.1.1
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Tecnologías de inspección interna de ductos
El siguiente listado de tecnologías permite la realización de los trabajos de inspección interna, la cual no limita
la utilización de nuevas tecnologías. Su selección y empleo depende de las indicaciones a detectarse (Ver
Tabla 4 de la NOM-027-SESH-2010).
a)
b)
c)
d)
e)
f)
g)
h)
Flujo magnético: Equipo de resolución estándar.
Flujo magnético: Equipo de alta resolución.
Flujo magnético: Equipo de flujo transversal.
Ultrasonido: Haz recto.
Ultrasonido: Haz angular.
Equipo geómetra.
Equipo de geoposicionamiento o geoposicionador.
Equipo de inspección autopropulsado con cordón umbilical.
Los equipos asociados a estas tecnologías deben cumplir con:
1)
2)
3)
8.1.2
Los parámetros establecidos en el anexo B.
Las Probabilidades de Detección (POD) con un Umbral de profundidad del 90%, y una tolerancia en
profundidad, ancho y longitud del 80% de certidumbre para metal base, soldaduras circunferenciales y
soldaduras longitudinales, las cuales deben ser establecidas en las bases de licitación conforme a la
tecnología de inspección y condiciones operativas a las que se llevan a cabo.
Las Probabilidades de Identificación (POI), con los siguientes rangos: POI > 90%, 50% ≤ POI ≤ 90% o
POI < 50%, las cuales deben ser establecidas en las bases de licitación conforme a la tecnología de
inspección y condiciones operativas a las que se llevan a cabo.
Metodología para la inspección interna de ductos
La metodología de inspección interna a la que se refiere esta NRF, está en función a las necesidades de
detección requeridas por PEMEX, para localizar y caracterizar las siguientes indicaciones en toda la longitud
del ducto:
a)
b)
c)
d)
e)
f)
g)
h)
Pérdida de metal interna.
Pérdida de metal externa.
Grietas.
Abolladuras.
Laminaciones.
Defectos de fabricación en el ducto.
Instalaciones superficiales y sus accesorios.
Presencia o contacto con objetos metálicos.
La detección de estas indicaciones está en función de la tecnología a emplear y de las limitaciones de la
misma.
8.1.3
Requerimientos para el desarrollo de las corridas de inspección
El personal asignado por PEMEX, debe verificar que el técnico responsable de la corrida de inspección, cumpla
con los procedimientos y especificaciones de los equipos propuestos por el licitante.
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Requerimientos específicos del servicio
Previo a la ejecución de los trabajos de inspección interna, PEMEX y el contratista deben verificar el
cumplimiento de lo siguiente:
a)
b)
c)
d)
8.1.5
Las condiciones físicas y operacionales del ducto deben ser las establecidas en el anexo A.
El equipo debe corresponder al especificado en la ficha técnica al que se refiere el inciso a) del numeral
8.3.1.
El personal encargado de la corrida de inspección por parte del contratista, debe cumplir con los
requisitos establecidos en ANSI/ASNT ILI-PQ-2005 o equivalente.
El equipo, herramientas y personal del contratista, debe corresponder al que presentó durante el
proceso licitatorio.
Requerimientos previos a la inspección
8.1.5.1 Corridas de limpieza. El contratista debe realizar corridas con equipos de limpieza mecánica ó con
productos químicos, conforme a lo que se establezca en las bases de licitación.
Las corridas de limpieza deben cumplir con los requisitos siguientes:
a)
b)
c)
Los equipos a utilizar para llevar a cabo la limpieza interna de los ductos, deben cumplir con las
especificaciones establecidas de acuerdo al tipo de producto que transporta el ducto.
El contratista debe proporcionar el equipo de limpieza mecánica y/o química, que incluya los accesorios
y materiales necesarios, tales como: producto químico, sistema de separación, filtrado y
almacenamiento de residuos (en caso de requerirse), copas y/o discos, cepillos, magnetos, placas
calibradoras, entre otros. Así como, la instrumentación para su localización de acuerdo a las
condiciones operativas, longitud del tramo o segmento del ducto, mismos que deben tener la
aprobación técnica por parte de PEMEX, como se establece en las bases de licitación.
El contratista debe ser el responsable de determinar las corridas de limpieza necesarias, para asegurar
una buena resolución del equipo instrumentado. Cada una de estas corridas debe ser solicitada por el
contratista y autorizadas para su ejecución por PEMEX.
8.1.5.2 Corrida de equipo geómetra. Debe detectar y dimensionar indicaciones geométricas en la
circunferencia de la tubería, restricciones de diámetro interno y radios de curvatura. Cuando se utilice previo a la
corrida de un equipo instrumentado debe determinar la factibilidad del paso de otros equipos, de acuerdo a lo
establecido en las bases de licitación.
8.1.5.3 Corridas para determinar la ubicación de los ductos. Cuando sea especificado en las bases de
licitación, el contratista debe ubicar la trayectoria del ducto por medio de un sistema de navegación inercial
para el posicionamiento global GPS, así como, giroscopios y acelerómetros que permitan la obtención del
cambio angular X, Y, Z, y el registro de los cambios de velocidad, normalmente es una sección independiente
que se corre junto con el equipo instrumentado. El “Datum” debe estar dado en coordenadas UTM WGS84 o
NAD27.
8.1.5.4 Pruebas de funcionamiento del equipo. El contratista de acuerdo con su procedimiento, debe
definir y documentar las medidas necesarias para preparar y validar el correcto funcionamiento del equipo de
inspección antes de realizar la corrida. El contratista debe confirmar lo siguiente:
a)
b)
c)
Que la fuente de alimentación esté disponible y en condiciones de operación.
Que todos los sensores, almacenamiento de datos, odómetros y otros sistemas mecánicos estén
funcionando correctamente.
Que el almacenamiento de datos esté disponible.
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d)
e)
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Que todos los componentes del equipo de inspección sean inicializados correctamente.
Que los dispositivos de protección del equipo estén funcionando correctamente.
El contratista debe entregar a PEMEX los registros documentados de las pruebas anteriores.
8.1.5.5 Inspección visual de los componentes mecánicos y electrónicos del equipo. El contratista debe
verificar visualmente que el equipo de inspección este seguro mecánicamente. Así mismo, debe revisar los
dispositivos electrónicos para asegurar que están sellados y funcionen correctamente.
8.1.5.6 Localización del equipo mediante referencias. En forma conjunta PEMEX y el contratista deben
establecer los lugares donde se deben colocar las referencias para poder detectar el paso del equipo.
Para ductos terrestres, el contratista debe proporcionar y colocar en puntos conocidos sobre la superficie y
trayectoria del ducto los indicadores superficiales.
En ductos marinos y terrestres se deben identificar las referencias que PEMEX indique.
8.1.6
Requerimientos durante la inspección
Se deben realizar conforme a procedimiento específico y protocolo establecido en el SSPA, todas las
actividades necesarias desde el momento en que se coloca el equipo de inspección en la trampa de envío,
hasta que se haya retirado de la trampa de recibo.
Las corridas de inspección se deben realizar posteriores a los trabajos de limpieza del ducto. El anexo C
describe las actividades genéricas para realizar el pateo y recibo del equipo de inspección.
8.1.6.1 Manejo y colocación del equipo en la trampa de envío. Las actividades para el manejo y
colocación del equipo son responsabilidad del contratista, estas deben ser realizadas de acuerdo a su
procedimiento particular, con el personal, equipos y herramientas propuestos en la licitación.
Cuando aplique, el personal de PEMEX, debe realizar las maniobras necesarias para la apertura de la cubeta
de acuerdo con los procedimientos de cada Organismo Subsidiario.
El personal que PEMEX designe, debe verificar que las condiciones de seguridad sean observadas.
8.1.6.2 Pateo del equipo. PEMEX debe efectuar las maniobras para el pateo del equipo de acuerdo al
procedimiento específico y protocolo establecido en el SSPA.
El contratista debe confirmar mediante equipos electrónicos de localización de equipos instrumentados la salida
del equipo de la trampa de envío hacia la línea regular.
PEMEX debe monitorear y dar seguimiento a las condiciones operativas del ducto durante el desarrollo de la
corrida, así como la manipulación de válvulas y maniobras operativas.
8.1.6.3 Seguimiento, detección y ubicación del equipo. El seguimiento, detección y ubicación de los
equipos por medio de sus localizadores y las referencias instaladas y/o existentes durante la ejecución de la
corrida, se debe efectuar conforme a los procedimientos del contratista, para lo cual debe proporcionar el
personal, equipos y herramientas establecidos en la licitación.
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8.1.6.4 Recepción, manejo y retiro del equipo en la trampa de recibo. En forma conjunta PEMEX y el
contratista deben efectuar las actividades para el recibo del equipo de acuerdo al procedimiento específico y
protocolo establecido en el SSPA.
Todas las actividades para el manejo y retiro del equipo son responsabilidad del contratista, éstas deben ser
realizadas de acuerdo a su procedimiento, con el personal, equipos y herramientas propuestos en la licitación.
La manipulación de válvulas y maniobras operativas deben estar a cargo de personal de PEMEX.
El personal que PEMEX designe, debe verificar que las condiciones de seguridad sean observadas.
8.1.7
Requerimientos posteriores a la inspección
Se deben realizar actividades posteriores a la corrida de inspección, para validar la misma.
Al término de la corrida y una vez que el equipo esté fuera de la cubeta de la trampa de recibo, el contratista
debe verificar en campo:
a)
b)
c)
El estado de los sensores.
El estado de accesorios electrónicos.
Que el equipo llegue funcionando.
8.1.7.1 Información documental del funcionamiento del equipo. El contratista debe entregar a PEMEX la
información documental para validar el funcionamiento del equipo y aceptabilidad de la corrida de inspección, el
cual debe incluir como mínimo:
a)
b)
c)
d)
e)
f)
g)
Número y nombre del contrato.
Fecha de corrida.
Tipo de corrida efectuada.
Ducto inspeccionado.
Descripción y datos generales de la corrida de inspección.
Evidencia fotográfica del envío y recibo.
Conclusiones.
En caso de que los datos recolectados en la corrida sean deficientes, el contratista debe informar como mínimo
lo siguiente:
a)
b)
c)
d)
Pérdida de datos en canales del sensor.
Ruido del sensor.
Inexactitud de la distancia.
Variaciones en la velocidad.
En base a la información anterior PEMEX tiene la facultad de dictaminar si se acepta o se rechaza la corrida de
inspección, la que en caso de no ser aceptada, debe ser realizada nuevamente por el contratista.
8.2
Información que debe entregar PEMEX
PEMEX debe proporcionar al contratista la información sobre las características físicas y condiciones de
operación del ducto establecidas en el anexo A. Esta información se debe entregar durante el proceso de
licitación, misma que debe ser cotejada con las especificaciones técnicas de los equipos propuestos.
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8.3
Información y documentación que debe entregar el licitante o contratista en idioma español
8.3.1
Información mínima que debe entregar el licitante en el proceso de licitación
a)
b)
c)
d)
e)
f)
g)
h)
i)
j)
k)
8.3.1.1
a)
b)
c)
d)
e)
f)
Ficha técnica de los equipos propuestos para cada diámetro, la cual debe incluir como mínimo: tipo,
dimensiones, peso, rangos de operación.
Especificación técnica. Debe cumplir con el numeral 8.3.1.1.
Historial de utilización del equipo.
Procedimientos de pateo y recepción de cada uno de sus equipos.
Procedimientos de validación de corridas.
Procedimiento de elaboración de reportes finales de corridas de equipo.
Procedimiento de elaboración de planos topográficos.
Procedimiento de correlación de levantamiento topográfico contra información del equipo
geoposicionador.
Procedimiento de seguimiento de los equipos utilizando las referencias instaladas y/o existentes.
Procedimiento para verificación de indicaciones.
Documentos que avalen o respalden los requisitos que debe cumplir el personal, de acuerdo con el
numeral 8.1.4.
Especificación técnica del equipo de inspección propuesto. Esta debe incluir como mínimo:
Tipos de indicaciones, componentes y características que el equipo debe detectar, identificar y
dimensionar
Umbral (es) y Probabilidad de Detección (POD) del equipo.
Probabilidad de Identificación (POI) para cada tipo de indicación, componente, o características a
detectar con el equipo.
Precisión del dimensionamiento o caracterización para cada tipo y rango de indicaciones cubiertas por
la especificación.
Factores físicos y operacionales que limitan el Umbral de detección (POD y POI).
Limitaciones geométricas del equipo para línea recta, codos y accesorios.
8.3.2 Información mínima que debe entregar el contratista antes de la inspección con equipo
instrumentado.
a)
b)
c)
Informe de la corrida con equipo geómetra cuando aplique.
Informe de visita a sitio de trampas e instalaciones.
Información documental del funcionamiento del equipo establecida en el numeral 8.1.5.4.
8.3.3 Información mínima que debe entregar el contratista después de la inspección con equipo
instrumentado.
a)
b)
c)
d)
Reporte de aceptabilidad de la corrida con equipo instrumentado.
Reporte preliminar de la inspección con equipo instrumentado.
Reporte final de la inspección con equipo instrumentado.
Informe de calibración vigente de los equipos a utilizar en la verificación de indicaciones.
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8.3.4
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Elaboración de informes
8.3.4.1 Generalidades. El contratista debe presentar a PEMEX informes de los resultados de las corridas de
limpieza, geómetra e instrumentado, entregando un informe preliminar y un informe final de los resultados
obtenidos de la inspección con equipo geómetra e instrumentado que incluya la memoria descriptiva de la
corrida de inspección, los cuales deben ser por escrito, en archivo electrónico y en idioma español.
El contratista debe proporcionar el software para la visualización, utilización e interpretación de la base de datos
del reporte generado por las corridas del equipo geómetra e instrumentado, estos datos deben ser exportables
y compatibles con los sistemas informáticos de PEMEX. Éste software debe tener la capacidad de filtrar la
información para generar gráficas de distribución de indicaciones, de PMPO, hojas de excavación, entre otros y
debe ser instalado en los equipos de cómputo que designe PEMEX. Cuando sea especificado en las bases de
licitación, el personal especialista del contratista debe capacitar al personal de PEMEX en el uso de este
software.
Para efectos de estandarización, el contratista debe establecer para cada ducto, como punto de inicio la válvula
de seccionamiento de la trampa de envío (km 0+000) y como punto final la válvula de seccionamiento de la
trampa de recibo.
8.3.4.2 Informe de corridas de equipos de limpieza. El contratista debe elaborar un informe de cada una de
las corridas de equipos de limpieza (discos, copas, imanes, cepillos y placas calibradoras) que se efectúen en el
ducto, el cual debe incluir como mínimo lo siguiente:
a)
b)
c)
d)
e)
f)
g)
h)
i)
Número y nombre del contrato.
Fecha de corrida.
Tipo de corrida efectuada.
Ducto inspeccionado.
Reseña y datos generales de la corrida de limpieza.
Cantidad de sedimentos y tipo.
Análisis físico-químico de los sedimentos cuando aplique.
Evidencia fotográfica del envío y recibo.
Conclusiones.
8.3.4.3 Informe de corrida de equipo geómetra. El contratista debe elaborar dos informes, uno preliminar y
uno final de la inspección, los cuales deben incluir como mínimo lo siguiente:
a)
b)
c)
d)
e)
f)
g)
h)
i)
Número y nombre del contrato.
Fecha de corrida.
Tipo de corrida efectuada.
Ducto inspeccionado.
Restricciones, cuando aplique.
Perfil de velocidad.
Reseña y datos generales de la corrida.
Evidencia fotográfica del envío y recibo.
Conclusiones.
El informe de la corrida con equipo geómetra debe establecer la aceptabilidad de la corrida, para continuar con
la corrida del equipo instrumentado.
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8.3.4.4 Informes de la inspección con equipo instrumentado. El contratista debe entregar a PEMEX un
informe preliminar y un informe final de la corrida del equipo instrumentado, los tiempos de entrega deben
establecerse en las bases de licitación.
8.3.4.4.1 Informe preliminar de la corrida del equipo instrumentado. El informe preliminar de la corrida del
equipo de inspección, se debe elaborar en función del tipo de tecnología utilizada e incluir como mínimo lo
siguiente:
a)
b)
c)
Información general de la corrida del equipo instrumentado.
Gráficas individuales de: velocidad, magnetización y rotación con sus parámetros, según aplique.
Listado de indicaciones más significativas de acuerdo a lo establecido en las bases de licitación, que
incluyan: gráfico de localización de la indicación y de soldaduras de referencia.
8.3.4.4.2 Informe final de la corrida del equipo instrumentado. El informe final de la corrida del equipo
instrumentado debe cumplir con el tipo de tecnología utilizada e incluir como mínimo lo siguiente:
a)
b)
c)
d)
e)
f)
g)
h)
Información detallada de la corrida de inspección.
Resumen de indicaciones detectadas y clasificadas en la corrida de inspección.
Resumen de las restricciones más relevantes: Abolladuras, ovalidades, aplastamientos, exceso de
penetración, entre otros, incluye: gráfico de localización de restricción y soldaduras de referencia.
Resumen de indicaciones más significativas, tales como: Pérdidas de metal externas o internas,
laminaciones, grietas, entre otros, incluye: gráfico de localización de la indicación y soldaduras de
referencia.
Gráficas de: Profundidad por pérdida de metal, horario técnico por pérdida de metal, PMPO por pérdida
de metal, histograma basado en profundidad, histograma basado en PMPO, velocidad del equipo, nivel
de magnetización del equipo, rotación del equipo, entre otros.
Listado de indicaciones y características (válvulas, derivaciones, interconexiones, curvas, envolventes,
encamisados, abrazaderas, objetos metálicos, reparaciones, soldaduras, marcadores, entre otros). Los
datos a utilizar para estas indicaciones y características deben ser los listados en el anexo D.
Para los tipos de indicaciones a reportar, referirse a la Tabla 4. (Equipo utilizado en inspección interna y
detección de indicaciones) de la NOM-027-SESH-2010 y a los requerimientos adicionales establecidos
en las bases de licitación.
Los criterios de interacción de indicaciones deben ser los establecidos en al anexo E.
8.3.4.4.3 Planos de trazo y perfil del ducto. Cuando sea especificado en las bases de licitación el contratista
debe entregar por cada ducto inspeccionado, los juegos de planos impresos y en archivo electrónico.
8.4
Verificación y validación
8.4.1
Verificación de resultados
Las verificaciones de las indicaciones se deben hacer con una medición directa, en presencia del personal que
designe PEMEX, de conformidad con el informe de la inspección.
PEMEX debe definir las indicaciones a verificar de cuando menos tres o las establecidas en las bases de
licitación de acuerdo con su criticidad, disponibilidad de acceso y logística, entre otros. Asimismo, se deben
realizar según la última edición autorizada del procedimiento aplicable.
El formato para el reporte de verificación de indicaciones debe ser aprobado por PEMEX, el cual debe contener
un croquis y tabla donde se observe el comparativo entre el reporte de resultados de la inspección y la
verificación de la indicación.
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El personal del contratista que realice las verificaciones debe estar calificado y avalado en su especialidad de
acuerdo a ASNT SNT-TC-1A o equivalente.
La etapa del proceso para realizar la verificación de las indicaciones, debe ser establecida en las bases de
licitación.
El contratista debe documentar cualquier inconsistencia entre los resultados reportados de la inspección y las
correlaciones de campo que se encuentren fuera de la especificación de inspección. Deben identificarse las
fuentes de las inconsistencias entre PEMEX y el contratista y realizar el reproceso de análisis de datos.
8.4.2
Validación de resultados
8.4.2.1 Proceso de validación. Se debe llevar a cabo un proceso de validación para todas las inspecciones,
el cual debe ser realizado por el contratista, de acuerdo a lo establecido en el numeral 8.4.1 y 8.5.
8.5
Criterios de aceptación
PEMEX debe aplicar los criterios de acepción establecidos en las bases de licitación y el contrato para
validación de la inspección con equipo instrumentado, los cuales deben incluir como mínimo lo siguiente:
a)
b)
Los resultados reportados deben ser verificados por comparaciones con los resultados de campo, y
para ser aceptados, deben cumplir con las tolerancias, confiabilidad y Umbrales de detección del equipo
instrumentado, en caso de no ser factible la verificación, se puede recurrir a las mediciones de campo
históricas, previa autorización de PEMEX.
Cualquier discrepancia entre el reporte de resultados de la inspección y la verificación de indicaciones
que estén fuera de las especificaciones de desempeño del equipo instrumentado, debe documentarse
para cualquier aclaración entre PEMEX y el contratista.
Basado en la fuente y el alcance de las discrepancias identificadas y analizadas se debe tomar la siguiente
acción:
Los datos de la inspección deben ser rechazados y reprocesados teniendo en cuenta los resultados de las
verificaciones de campo.
8.6
Seguridad industrial y protección ambiental
El residente de obra de PEMEX y el superintendente del contratista responsable de la inspección de ductos
mediante equipos instrumentados, deben cumplir con las medidas de Seguridad Industrial y Protección al
Ambiente correspondientes al procedimiento de “trabajos con riesgo” que establece PEMEX.
Se debe realizar la disposición final de los líquidos, sedimentos y demás residuos removidos durante las
corridas de equipos, de acuerdo a los procedimientos operativos de cada organismo subsidiario de PEMEX y
conforme a lo establecido en las bases de licitación.
8.7
Memoria de cálculo
No aplica
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9.
RESPONSABILIDADES
9.1
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Verificar el cumplimiento de los requisitos establecidos en esta Norma de Referencia, para la inspección interior
de ductos de transporte mediante equipos instrumentados de ductos terrestres y marinos.
9.2
Licitante o Contratista.
Debe cumplir con los requisitos establecidos en esta Norma de Referencia para la inspección interior de ductos
de transporte mediante equipos instrumentados de ductos terrestres y marinos.
10.
CONCORDANCIA CON NORMAS MEXICANAS O INTERNACIONALES
No tiene concordancia.
11.
BIBLIOGRAFÍA
11.1
ANSI/ASNT ILI-PQ-2005 In-line Inspection Personnel Qualification and Certification (Calificación y
certificación de personal de inspección interna).
11.2
API STD 1163-2005 In-line Inspection Systems Qualification Standard (Estándar de calificación para los
sistemas de inspección interna).
11.3
ASME B31.4-2009 Pipeline Transportation Systems for Liquid Hydrocarbons and Other Liquids
(Sistemas de transporte por ductos para hidrocarburos líquidos y otros líquidos).
11.4
ASME B31.8-2010 Gas Transmission and Distribution Piping Systems (Sistemas de ductos de
transporte y distribución de gas).
11.5
ASME B31G-2009 Manual for Determining the Remaining Strength of Corroded Pipelines (Manual para
determinar los esfuerzos remanentes en ductos corroídos).
11.6
ASNT SNT-TC-1A-2011 Recommended Practice for Personnel Qualification and Certification in
Nondestructive Testing (Práctica recomendada para calificación y certificación de personal en pruebas
no destructivas).
11.7
NACE IP 35100-2000 In-line Nondestructive Inspection of Pipelines (Inspección interna no destructiva
de ductos).
11.8
NACE SP0102-2010 Standard Practice In-line Inspection of Pipelines (Práctica estándar para
inspección interna de ductos).
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12.
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ANEXOS
Anexo A. Información técnica para la inspección de ductos con equipo instrumentado
Referencias PEMEX
Nombre del Organismo Subsidiario
Activo/Sector responsable del ducto
Nombre del contacto en PEMEX
Correo electrónico
Teléfono oficina
Condiciones del ducto
Descripción y clave SAP de la ubicación técnica (ducto)
Longitud del ducto de la válvula de TDE a la válvula de TDR (km)
Especificación y grado de la tubería
Espesor nominal
(in)
Diámetro nominal
(in)
Presión Máxima Permisible de Operación (kg/cm2)
Presión de diseño
(kg/cm2)
2
Presión para el cálculo del Factor Estimado de Reparación (FER) (kg/cm )
Ubicación física de la TDE
Ubicación física de la TDR
Tipo de costura:
Longitudinal _____
Helicoidal ______
Sin costura ____
Características del ducto y accesorios
Fecha de construcción
Fecha de inicio de operación
Año de inspección interior con equipo instrumentado
Frecuencia de corridas de limpieza
Tipo de equipo de limpieza
Técnica de inspección:
Flujo magnético _____
Ultrasonido_______
Juntas aislantes:
Si Especificar y describir ubicación
Tes de estoples:
Si Especificar y describir ubicación
Accesorios mitrados:
Si Especificar y describir ubicación
Testigos de corrosión:
Si Especificar y describir ubicación
Puntos de inyección de inhibidor:
Si Especificar y describir ubicación
Tes rectas en trampas a las 3:00 o 9:00 HT:
Si Especificar y describir ubicación
Con barras guías
Si Especificar y describir ubicación
Daños conocidos en la trayectoria del ducto
Si Especificar y describir ubicación
Detalles del producto
Tipo de producto:
Crudo____
Gas ____
¿Vaporización parcial en puntos altos?:
Volumen de parafinas, ceras u otros residuos sólidos (kg)
Contenido de CO2
(% Mol)
Contenido de H2S
(% Mol)
Tipo de flujo:
Turbulento ______
Mínima
Presión de operación:
(kg/cm2)
Mínima
Temperatura de operación:
(°C)
Mínima
Flujo de líquido:
(MBPD)
Mínima
Flujo de gas
(MMPCD)
Multifásico ____
Si ____
Otro ____
No ___
No ___
No ___
No ___
No ___
No ___
No ___
No ___
Otro ____
No ____
Laminar ______
Normal
Normal
Normal
Normal
Intermitente ______
Máxima
Máxima
Máxima
Máxima
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Anexo A. Información técnica para la inspección de ductos con equipo instrumentado (continuación)
¿Se puede regular el flujo?:
¿Se puede regular la presión?:
Sí ____
Sí ____
No _____
No _____
Sí _____
¿Existen cambios de espesor en el ducto?:
Espesor Nominal
(in)
Del km al km
Longitud
(km)
Tipo de costura
Especificación y
Grado
No ______
Comentarios
Longitud total
(km)
¿Existen cambios de diámetro nominal (D.N.) en la trayectoria del ducto?:
Sí _____
No ______
Longitud Tramo
(km)
Tipo de reducción
Comentarios
¿Existen en el ducto codos de radio menor a 1,5D o codos de retorno?:
Sí _____
Ubicación
Espesor máximo
Radio (1D, 1,5D o 3D) Ángulo (45°, 90° o 180°)
(km)
(in)
No _____
D.N. inicio
Km inicio
D.N. termina
km termina
Accesorios en el ducto
¿Existen ramales de entrada o salida en la trayectoria del ducto?:
Tipo
Ubicación
Horario técnico
D.N. ramal
(Te, Injerto)
(km)
(HT)
(in)
Sí ____
Barras guías:
Sí____ No___
Válvulas de seccionamiento o bloqueo a lo largo de la trayectoria regular del ducto
Ubicación
Bore mínimo
Tipo (Compuerta, Bola, Check)
(km)
(mm)
Comentarios
No ____
Comentarios
Comentarios
¿Existen instalaciones superficiales con referencias a lo largo de la trayectoria del ducto?
Ubicación
Referencia (Te, Válvula, Brida, Accesorio, Carrete, Reparación)
Comentarios
(km)
Si ____
No ___
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Anexo A. Información técnica para la inspección de ductos con equipo instrumentado (continuación)
L
A
A’
C
E
D
C’
D’
F
Válvula de
seccionamiento
Área de
maniobras
H
Válvula de
derivación
Línea igualadora
G
Línea de pateo
B
Detalles de la trampa
A
A’
B
C
C’
D
D’
E
F
G
H
L
Unidad
Longitud de la cubeta
Espesor de la cubeta
Distancia a centro de línea de pateo
Diámetro. mayor x diámetro menor x longitud de
reducción
Espesor de la reducción
Longitud del carrete de transición
Espesor del carrete de transición
Diámetro exterior de la cubeta
Diámetro exterior del carrete de transición
Diámetro exterior de la línea de pateo
Ancho del área de maniobras
Largo del área de maniobras
Condiciones de la trampa
Tipo/bore de válvula de seccionamiento
Altura del nivel del piso a la línea de centro de la TDE/ TDR
¿Existe indicador de paso de diablos?:
¿Si la Te es recta, tiene barras guías?:
¿Existen termopozos en la TDE/TDR?:
Tipo de cierre de la tapa (cierre rápido, roscada, atornillada)
Tipo de reducción (concéntrica, excéntrica)
Ángulo de la trampa con respecto a la horizontal
Medidas de
trampa de envío
Medidas de
trampa de recibo
Trampa de envío
Trampa de recibo
Sí ____ No ____
Sí ____ No ____
Sí ____ No ____
Sí ____ No ____
Sí ____ No ____
Sí ____ No ____
(m)
(in)
(m)
(in)
(in)
(m)
(in)
(in)
(in)
(in)
(m)
(m)
(mm)
(mm)
Autorizado por:
Nombre
Firma
Fecha
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Anexo B. Precisión mínima requerida para los equipos de inspección
Distancia axial de la muestra:
Espaciamiento del sensor circunferencial:
Limitaciones de detección:
Profundidad mínima de la indicación:
Requisitos de velocidad mínima de inspección:
Requisitos de velocidad máxima de inspección:
Precisión en el tamaño de la profundidad:
Precisión en el tamaño de la longitud:
Precisión en la localización:
Nivel de confiabilidad:
Tipo de equipo:
Grabación análoga
40 a 150 mm (1,6 a 6,0 in)
- No discrimina entre indicaciones internas y externas
- Proporciona una aproximación estimada de la gravedad de la corrosión
- Capacidad limitada en la detección de soldaduras circunferenciales aguas arriba y
aguas abajo
- Indicaciones agrupadas que no pueden ser identificadas individualmente
20% del espesor de pared
0,34 m/s (0,75 mph)
4,00 m/s (9,00 mph)
± 15% del espesor de pared
± 13 mm (0,50 in)
Axial (en relación a la soldadura circunferencial más cercana): ± 0,1 m (4,0 in)
Circunferencial:
± 30°
80%
Autopropulsado o propulsado con fluido
Tabla B1. Especificación para equipo de flujo magnético longitudinal de resolución estándar
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Distancia axial de la muestra:
De 2,0 mm (0,08 in) Si el equipo funciona con una frecuencia de muestreo fija, el
muestreo axial aumenta la distancia con la velocidad de inspección.
Espaciamiento del sensor circunferencial:
8 a 17 mm (0,3 a 0,7 in)
Limitaciones de detección:
Profundidad mínima de la indicación:
10% del esp. de pared
Precisión en la medición de la profundidad de la indicación:
10% del esp. de pared
Requisitos de velocidad mínima de inspección:
0,50 m/s (~1 mph) (bobinas inductivas); ninguno (sensores de alta sensibilidad)
Requisitos de velocidad máxima de inspección:
3,00 a 5,00 m/s (6,71 a 11,18 mph)
Nivel mínimo de magnetización:
Intensidad mínima de campo magnético:
Densidad mínima de flujo magnético:
7 a 12 kA/m (2,1 a 3,7 kA/ft)
1,7 T
(Este requisito debe eliminar la sensibilidad a la velocidad y a la magnetización remanente)
Para indicaciones especificas:
Precisión en el tamaño de la profundidad:
 Pérdida del metal general:
 Pérdida del metal localizada:
 Pérdida del metal por ranura axial:
 Pérdida del metal por ranura circunferencial:
 Pérdida del metal por muesca axial:
 Pérdida del metal por muesca circunferencial:
 Corrosión en soldaduras circunferenciales:
- Adyacentes a la soldadura:
- Sobre o a través de la soldadura:
Profundidad mínima:
Precisión en el tamaño de la profundidad:
Precisión en el tamaño de la longitud:
Profundidad mínima:
Precisión en el tamaño de la profundidad:
Precisión en el tamaño de la longitud:
Profundidad mínima:
Precisión en el tamaño de la profundidad:
Precisión en el tamaño de la longitud:
Profundidad mínima:
Precisión en el tamaño de la profundidad:
Precisión en el tamaño de la longitud:
Profundidad mínima:
Profundidad mínima:
Precisión en el tamaño de la profundidad:
Precisión en el tamaño de la longitud:
10% del espesor de pared
± 10% del espesor de pared
± 20 mm (0,8 in)
10 a 20% del espesor de pared
± 10% del espesor de pared
± 10 mm (0,4 in)
20% del espesor de pared
-15 / +10% del espesor de pared
± 20 mm (0,8 in)
10% del espesor de pared
-10 / +15% del espesor de pared
± 15 mm (0,6 in)
Detectable pero no reportada
10% del espesor de pared
-15 / +20% del espesor de pared
± 15 mm (0,6 in)
Profundidad mínima:
Precisión en el tamaño de la profundidad:
Profundidad mínima:
Precisión en el tamaño de la profundidad:
10% del espesor de pared
±10 a 20% del espesor de pared
10 a 20% del espesor de pared
±10 a 20% del espesor de pared
Para indicaciones generales:
Precisión en el tamaño de la longitud (axial):
10 mm (0,40 in)
Precisión en el tamaño del ancho (circunferencial):
± 10 a 17 mm (0,4 a 0,7 in)
Precisión en la localización:
Axial (en relación a la soldadura circunferencial más cercana): ± 0,1 m (4,0 in)
Circunferencial:
± 5°
80%
Autopropulsado o propulsado con fluido
Nivel de confiabilidad:
Tipo de equipo:
Tabla B2. Especificación para equipo de flujo magnético longitudinal de alta resolución
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Distancia axial de la muestra:
Espaciamiento del sensor circunferencial:
3,0 mm (0,12 in)
8,0 mm (0,30 in)
Requisitos de velocidad máxima de inspección:
2 m/s (4,5 mph) (Para lograr la resolución axial máxima)
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Capacidades de detección:
Precisión básica de la medición de la profundidad:
Para superficies planas y espesor de pared:
Resolución longitudinal:
Resolución circunferencial:
Profundidad de corrosión mínima detectable
Precisión en la localización:
Nivel de confiabilidad:
Tipo de equipo:
Tamaño mínimo de corrosión localizada a ser detectada:
- Indicación y extensión de área, sin medición de profundidad:
Diámetro:
Profundidad:
- Con medición de profundidad completa:
Diámetro:
Profundidad:
Axial (en relación a la soldadura circunferencial más cercana):
Circunferencial:
80%
Autopropulsado o propulsado con fluido
± 0,5 mm (0,02 in)
± 0,2 mm (0,008 in)
3 mm (0,12 in)
8 mm (0,3 in)
0,2 mm (0,008 in)
10 mm (0,4 in)
1,5 mm (0,06 in)
20 mm (0,8 in)
1,0 mm (0,04 in)
± 0,1 m (4,0 in)
± 5°
Tabla B3. Especificación para equipos de ultrasonido de Haz Recto
Distancia axial de la muestra:
Espaciamiento del sensor circunferencial:
Limitaciones de detección:
- Indicaciones detectables:
- Alineación de la indicación:
- Localización de la indicación:
Velocidad de inspección:
3,0 mm (0,12 in)
10,0 mm (0,40 in)
Longitud mínima:
Profundidad mínima:
30 mm (1,2 in)
1 mm (0,04 in)
± 15° del eje de la tubería
Interior a la mitad de la pared, exterior, material base, soldadura longitudinal
Hasta 1,0 m/s (2,3 mph) (Para lograr la resolución axial máxima)
Precisión en el tamaño:
- Longitud:
± 10% del espesor de pared
para características > 100 mm (4 in)
± 10 mm
para características < 100 mm (4 in)
- Ancho (para grietas en campo):
± 50 mm (2,0 in)
- Profundidad: clasificación en categorías: < 12,5% del espesor de pared
12,5 a 25% del espesor de pared
25 a 40% del espesor de pared
> 40% del espesor de pared
Precisión en la localización:
Axial (en relación a la soldadura circunferencial más cercana):
± 0,1 m (4,0 in)
Circunferencial:
± 5°
Nivel de confiabilidad:
80%
Tipo de equipo:
Autopropulsado o propulsado con fluido
Tabla B4. Especificación para equipos de detección de grietas con ultrasonido de Haz angular
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Distancia axial de la muestra:
Espaciamiento del sensor circunferencial:
Limitaciones de detección:
- Indicaciones detectables:
- Alineación de la indicación:
- Localización de la indicación:
Velocidad de inspección:
Precisión en la localización:
Nivel de confiabilidad:
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5,0 mm (0,2 in)
210 a 285 mm (8,3 a 11,0 in) dependiendo del tamaño del equipo
Longitud mínima:
Profundidad mínima:
50 mm (2,0 in)
25% del espesor de pared
± 10° del eje de la tubería
Material base con exclusión de 50 mm (2 in) aguas arriba y aguas abajo de la soldadura
circunferencial.
Sin discriminación de indicaciones internas / externas
0,5 a 3,0 m/s (1,1 a 6,7 mph) en líquidos
1,0 a 3,0 m/s (2,2 a 6,7 mph) en gas
Axial (en relación a la soldadura circunferencial más cercana):
± 0,1 m (4,0 in)
Circunferencial:
± 5°
80%
Tabla B5. Especificación para equipos de ultrasonido para detección de grietas
con acoplamiento en ruedas
Distancia axial de la muestra:
Espaciamiento del sensor circunferencial:
Limitaciones de detección:
- Indicaciones detectables:
- Alineación de la indicación:
- Localización de la indicación:
Velocidad de inspección:
Precisión en el tamaño:
- Longitud:
- Profundidad:
Precisión en la localización:
Nivel de confiabilidad:
Tipo de equipo:
3,3 mm (0,13 in)
4 mm (0,16 in)
Longitud mínima:
ancho mínimo:
Profundidad mínima:
25 mm (1,0 in)
0,1 mm (0,004 in)
25% del espesor de pared
± 15° del eje de la tubería
A menos de 50 mm (2 in) a cada lado de la soldadura longitudinal
Sin discriminación de indicaciones internas / externas
0,2 m/s (0,45 mph) a 4 m/s (9 mph)
± 25 mm (1,0 in)
± 20% del espesor de pared
Axial (en relación a la soldadura circunferencial más cercana):
Circunferencial:
80%
Autopropulsado o propulsado con fluido
Tabla B6. Especificación para equipos de flujo magnético transversal
± 0,2 m (8,0 in)
± 7,5°
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Restricción máxima
20% del diámetro nominal
Radio de curvatura mínimo
1,5D a 3D
Abolladura mínima (profundidad) POD 90%
2% del diámetro nominal
Sensibilidad de medición o precisión del dimensionamiento
Nivel de confianza 80%
Longitud de abolladuras: ± 2% del diámetro nominal
Ovalidad mínima (profundidad) POD 90%
2% del diámetro nominal
Soldadura circunferencial: ± 2% del diámetro nominal
Clasificación de radios de curvatura
1,5D, 3D, 5D, > 5D
Clasificación de grados de curvatura
15°, 30°, 45°, 60°, 75°, 90°
Rango de Velocidad
1 a 3 m/s (3,3 a 9,9 ft/seg)
Fluido de operación
Líquidos o gaseosos
Orientación mínima de abolladuras y rasgos
Precisión de ubicación longitudinal
± 20° (para diámetros de 4 a 12 in)
± 15° (para diámetros de 14 a 48 in)
± 1%
Tabla B7. Especificación para equipos Geómetra
Exactitud de la investigación
± 1,0 m
Radio de curvatura mínimo
1,5D a 3D
Rango de Velocidad
1 a 3 m/s (3,3 a 9,9 ft/seg)
Nota: Esta especificación aplica cuando el equipo sea utilizado de forma independiente.
Tabla B8. Especificación para equipos de Geoposicionamiento
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Anexo C. Actividades para el pateo y recibo del equipo de inspección
Las siguientes actividades describen la forma de realizar el pateo y recibo de los equipos de inspección interna
en ductos.
Actividades para el pateo del equipo.
1.
2.
3.
4.
5.
6.
7.
8.
9.
Abrir válvula de desfogue y cerciorarse de que no exista presión.
Cerrar válvula de desfogue y abrir tapa de cubeta.
Encubetar equipo y cerrar tapa de la cubeta.
Abrir válvula de pateo para represionar la cubeta.
Abrir válvula de seccionamiento al 100%.
Cerrar válvula de derivación (flujo normal).
Asegurar la salida del equipo, abrir válvula de derivación (flujo normal).
Cerrar válvula de seccionamiento y válvula de pateo.
Abrir válvula de desfogue, desfogar y cerrar válvula de desfogue.
Actividades para el recibo del equipo.
1.
2.
3.
4.
5.
6.
7.
8.
9.
10.
Abrir válvula de seccionamiento al 100%.
Abrir válvula igualadora.
Válvula de derivación (flujo normal) continúa abierta.
Monitorear y verificar llegada de equipo.
Cerrar válvula de derivación (flujo normal), para encubetar el equipo.
Abrir válvula de derivación (flujo normal).
Cerrar válvula de seccionamiento y válvula igualadora.
Abrir válvula de desfogue y cerciorarse de que no exista presión.
Cerrar válvula de desfogue y abrir tapa de la cubeta.
Retirar equipo y cerrar tapa de la cubeta.
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Anexo D.
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Datos para el reporte de indicaciones y características de una inspección con equipo
instrumentado
Datos
Descripción
Distancia absoluta (m)
Distancia a partir de la válvula seccionamiento de envío (km 0+000)
Distancia relativa (m)
Distancia a la soldadura circunferencial aguas arriba
No. SC
Número de identificación de la soldadura circunferencial (SC)
Espesor de pared obtenido por medición directa o comparación, en el tubo donde se
localiza la indicación
Longitud del tubo donde se localiza la indicación
Espesor de pared (mm)
Longitud del tramo (m)
Tipo de Indicación
Para los tipos de indicaciones a reportar, referirse a la tabla Tabla 4. (Equipo utilizado
en inspección interna y detección de indicaciones) de la NOM-027-SESH-2010.
Comentario
Para cualquier complemento de información del tipo de indicación
Profundidad Máxima (% PM)
Profundidad máxima detectada en por ciento de pérdida de metal de la indicación
individual o del agrupamiento.
Agrupamiento
Referida a corrosión o grietas agrupadas.
Longitud (mm)
Dimensión de la indicación en sentido longitudinal
Ancho (mm)
Dimensión de la indicación en sentido circunferencial
Posición Horaria (h:min)
Horario técnico de la indicación
PMPO (kg/cm²)
Presión Máxima Permisible de Operación de acuerdo al Numeral 8.4.2.3 (Corrosión
generalizada y localizada) de la NRF-030-PEMEX-2009.
TVR (Años)
Tiempo de vida remanente (TVR) de acuerdo al numeral 8.3.2.1.1 (Medición de
espesores de pared) Párrafo Frecuencia de la NRF-030-PEMEX-2009.
FER
Factor estimado de reparación
Longitud (grados, minutos, segundos)
En “Datum” WGS 84 ó NAD 27, plano X.
Latitud (grados, minutos, segundos)
En “Datum” WGS 84 ó NAD 27, plano Y.
Elevación (m)
Plano Z.
Otro tipo de características detectadas
Marcador, válvula seccionamiento envío, válvula seccionamiento recibo, válvula
seccionamiento intermedia, codo, curva, te, camisa metálica soldada, encamisado en
cruce, parche, soldadura longitudinal, inicia soldadura helicoidal, termina soldadura
helicoidal, conexión ramal, cambio de espesor, desalineamiento, objeto metálico
tocando, objeto metálico cercano, aditamento circunferencial, entre otros.
Tabla D1. Indicaciones y características de una inspección con equipo instrumentado
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Anexo E. Criterios de interacción de indicaciones
Orientación de
la interacción
Perdida de metal
Grietas
Figura
Axial
L3 < 3t
L3 ≤ L1/2 + L2/2
1
Circunferencial
C3 < 3t
C3 ≤ C1/2 + C2/2
2
Criterios de interacción de indicaciones conectadas a la superficie
Longitud y profundidad total después de la interacción
Figura
Longitud axial y/o circunferencial (Caso 1)
L = A1 + A2 – A3
3
Longitud axial y/o circunferencial (Caso 2)
L = L1 + L2 + L3
4
Profundidad
A = max (a1, a2)
4
Longitud y profundidad total después de la interacción
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Figura 1
Figura 2
Figura 3
Figura 4