Integridad Mecanica de tuberias y equipo estatico CNC PEMEX-EST-IC-274-2018 Rev 0

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E para la Emisión
Grupo
que
FITécnicos de los Bienes y Servicios
COde Estándares
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I
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M
D y sus Empresas Productivas
OPetróleos Mexicanos
U contraten
IO
IVSubsidiarias
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MA DA MANTENIMIENTO
INSPECCIÓN,
CONFIABILIDAD,
D
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ODE LA
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DO DE EVALUACIÓN
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SERVICIO
INTEGRIDAD
MECÁNICA
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I ESTÁTICOS
M YOEQUIPOS
DE TUBERÍAS
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PEMEX-EST-IC-274-2018N
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EN CO IFIC
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Revisión 0, marzo de 2018
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DMexicanos
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Petróleos
N CON FIC
Todos
los Derechos Reservados
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PEMEX-EST-IC-274-2018
Revisión: 0
Fecha: marzo 2018
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FO OLACONTENIDO
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CAPÍTULO
PÁGINA
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Prólogo
A
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I
D 1. OP ObjetivoER
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4
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2.
Alcance
y
campo
de
aplicación
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4
R AD
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Vigencia, actualización y resguardo
4
P3.
NF ROL O S
I
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Referencias
D
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5
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ID 4.
T
A
N
N
N
C
5.
Definiciones
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I
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8
E
C
IF
M
NT
SO
D
O
6.
Símbolos,
abreviaturas
y
acrónimos
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11 VI
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A
M
OC PIA
7.
Desarrollo
O
12
D
O
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V
I
I
T
V 18
8.
Requisitos
SE
E
COdocumentales
A
E
M DA
Dde servicios
PR
Anexo A
Especificación
21
R
E
N
O
A
I
U
F mecánica
L
S
Anexo B
Formato
integridad
22
P de dictamen de evaluación de laIN
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Anexo C IDBibliografía
26
TO
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PEMEX-EST-IC-274-2018
INSPECCIÓN, CONFIABILIDAD, MANTENIMIENTO
CONTRATACIÓN SERVICIO DE EVALUACIÓN DE LA INTEGRIDAD MECÁNICA DE
TUBERÍAS Y EQUIPOS ESTÁTICOS
Petróleos Mexicanos Todos los derechos reservados
Dirección Corporativa de Administración y Servicios
Dirección Operativa de Procura y Abastecimiento
Avenida Marina Nacional #329, Torre Ejecutiva Piso 36
Col. Verónica Anzures, Del. Miguel Hidalgo,
C.P. 11300, Ciudad de México
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Prohibida su reproducción parcial o total sin la autorización por escrito de Petróleos Mexicanos a través de las áreas
correspondientes
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U PrólogoNO
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IAlas actividades
DO OP
Entre
Productivas Subsidiarias, se encuentra
M Mexicanos,
R que realiza Petróleos
A y sus Empresas
PR industrial,
E
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D
la
extracción,
recolección,
procesamiento
primario,
transformación
almacenamiento, medición y
S
N
O
C transporte
A
I diseño, construcción, operación
F
E
L
S
de
hidrocarburos,
actividades
que
requieren
del
y mantenimiento de
D
O de equipos
IN
O
E
R
las instalaciones, así como
de
la
adquisición
y
materiales
para
cumplir
con
eficiencia
los objetivos de
PU la empresa. NTO ONT ICAD
C de IlaF infraestructura productiva, PEMEX ha implantado el SSistema
O de
DO
ME Onacional
Dada laUimportancia
D
I
O
N con
V
C Operacional
Confiabilidad
estrategias definidas para administrar la integridad mecánica
y la confiabilidad
A
M
A
O
O
I
operativa de
las instalaciones
mediante la detección oportuna
de mecanismos de Idaños
y su eliminación
D
O
R
V
P
I
E
O
V
sistemática,
administrando
los riesgos para el personal, lasT
instalaciones y el medio ambiente.
S
C
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M
A
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P
R
D contratación
Por lo tanto
de
E con el fin de satisfacer las necesidades
N de bienes y servicios para su
O
A
I
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L
infraestructura,
se
emite
el
presente
Estándar
Técnico
PEMEX-EST-IC-274-2018.
S
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DO
O
T
D
I
Este Estándar Técnico se realizó teniendo
como
sustento: A
T
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EN
EN CO IFIC
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M
Ley de Petróleos Mexicanos y su Reglamento.
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I
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Estatuto Orgánico de
Petróleos
Mexicanos.
A
M
A
OC P
O Productivas Subsidiarias.
DisposicionesD
Generales
deIContratación
para Petróleos Mexicanos y sus Empresas
O
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I
I
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T
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S
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A
En la elaboración C
del presente
Estándar Técnico, participó personal,
de
las
siguientes
áreas
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R de Petróleos
M DA
D
P
R
Mexicanos, sus Empresas
Productivas
subsidiarias:
O
A
IN
UE
F
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O
INy Desempeño,
•
DirecciónO
Corporativa de Planeación, Coordinación
O
R
D
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T
D
I
•
Dirección
Corporativa de Tecnología de Información,
T
A
N Operativa de Procura y Abastecimiento,
N CON FIC
•
EDirección
E
T
I
M
•
Pemex Etileno,
N
D
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V
C
C • Pemex Exploración y Producción,
A
M
A
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I
L
•
Pemex Fertilizantes, D
E
TIV
OP SER
VIO
•
Pemex Logística ,
E
C
A
•
Pemex Perforación y Servicios,
M DA
DE
PR
R
E
•
Pemex Transformación Industrial.
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PEMEX-EST-IC-274-2018
INSPECCIÓN, CONFIABILIDAD, MANTENIMIENTO
CONTRATACIÓN SERVICIO DE EVALUACIÓN DE LA INTEGRIDAD MECÁNICA DE
TUBERÍAS Y EQUIPOS ESTÁTICOS
Petróleos Mexicanos Todos los derechos reservados
Dirección Corporativa de Administración y Servicios
Dirección Operativa de Procura y Abastecimiento
Avenida Marina Nacional #329, Torre Ejecutiva Piso 36
Col. Verónica Anzures, Del. Miguel Hidalgo,
C.P. 11300, Ciudad de México
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Prohibida su reproducción parcial o total sin la autorización por escrito de Petróleos Mexicanos a través de las áreas
correspondientes
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U 1 Objetivo
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A
M
IA losR requisitos técnicos y M
DO OP
Establecer
documentales
los servicios de evaluación de la
A que deben
PRcumplir
E
R
D
integridad
mecánica
de
sistemas
de
tuberías
y/o
equipo
estático
que
contrate
Petróleos Mexicanos y sus
S
N
O
C Empresas
A
I
F
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L
S
Productivas
Subsidiarias.
D
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RO DO
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NT CO
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2
AlcanceE
y campo de
aplicaciónFI
I
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M
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I
U
Otécnicos y documentales de los servicios de evaluaciónAV
N requisitos
2.1 C
Establecer los
de la integridad
M
A
O
O
I
mecánica de
sistemas de
las tuberías y/o equipo estático que
contrate
Petróleos Mexicanos
y sus Empresas
D
O
R
V
P
I
I
E
T
O
V
Productivas
Subsidiarias.
S
C
A
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M
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D
P
R
D
2.2 EsteE
Estándar Técnico no es aplicable para:
O
A
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S
P
N
O
I
O
O Sistemas de transporte por ductos,
a)
R
D
O
T
D
I
T
A
N
dinámicos, eléctricos,
O IFIy,C
EN b)c) Equipos
EN de C
Tuberías y equipo submarino,
embarcaciones
T
M
N
SO
D
O
I
U
d)
Sistemas e instrumentos
de
control
de procesos.
O
N
V
A
M
OC PIA
O
D
O
R
V
I
I
2.3 El presente Estándar
Técnico,
establece
los
requerimientos
para
la
verificación
de
los
servicios
T
V de lay
SE documentales y hojas de especificaciones
E
CO asíEcomo
A
recepción de los mismos;
para la Conformidad
Mde tuberías
Ay/o equipos
Dde evaluación de la integridad mecánica
PRestáticos.
contratación de los servicios
R
D
E
N
FO
LA obligatoria
SI en los procedimientos
PU Técnico es de aplicación general
N
2.4 El presente Estándar
y de observancia
O
I
R establecidos
DO en los artículos 9 y 11 de
de contratación
de T
contratos;
O tipos N
DOy en la formalización de los diferentes
I
T
A
las “Disposiciones
Generales de Contratación
para O
Petróleos Mexicanos
y sus Empresas Productivas
IC Subsidiarias,
EN que realice
EN y sus
F
C
T
Subsidiarias”,
Petróleos Mexicanos
Empresas Productivas
para la contratación
I
M
N
D
O
de los servicios de evaluación de la U
integridad mecánica
de O
sistemas
de las tuberías y/o equipo estático alcance
O
N
C
C del mismo.
AV
M
A
O
O
I
L
D OP
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ER
TIV
VIO
S
E
C
A
M DA
3
Vigencia, actualización y resguardo
DE
PR
R
E
A
I28Nde marzo
FO 01/2018
L
S
PUse emite por acuerdo del GEBYS
3.1 El presente Estándar Técnico
número
de
fecha
N
O
I Este Estándar
O
Odía siguiente de su fecha de emisión.
R Técnico
de 2018 y entrará en vigor
al
se debe actualizar
D
O
T
D
I
T
A
N
cada 5 años o antes N
en casos justificados, si las sugerencias
y comentarios
de modificación
lo ameritan, como
N
C
O
I
E
E
es el caso de la actualización
del
Marco
Normativo
de
Referencia
empleado
para
su
elaboración.
F
C
I
M
NT
D
O
U
O
O personal de Petróleos Mexicanos,
N Mdel
C
3.2 ElC
presente Estándar Técnico, estará
disponible
para consulta
A
O
O
I
L
Empresas
Productivas Subsidiarias y enD
su caso, Empresas
Filiales,
en el Portal Electrónico de la Dirección
R
V
P
E
I
E
Operativa
de
Procura
y CO Abastecimiento
(intranet
de AT PEMEX:
S
E
http://colaboracion.pemex.com/sitios/procura/acerca/instrumentos/Paginas/Marco-T%C3%A9cnico-Vigente.aspx
M D)A en PRE
D
R
E PEMEX. La versión original, estará
el repositorio del Sistema de Control Normativo de
A de laSIN
FO a resguardo
Gerencia de Alianzas Contractuales y Estándares
yL
Relación con
PUTécnicos, de la Coordinación IdeNDesarrollo
RO DO
Proveedores y Contratistas, de la DirecciónO
O
T
D Operativa de Procura y Abastecimiento.
I
A
N
Npara la actualización del presenteEEstándar
NT C
C
O
I
E
3.3 Las sugerencias y comentarios
Técnico,
se
deben
enviar a la
T y Estándares Técnicos, de laM
IFy Relación
N
Gerencia de Alianzas Contractuales
Coordinación
de
Desarrollo
con
D
O
U y Abastecimiento
O de la Dirección Operativa de Procura
O
N
C
Proveedores y Contratistas,
de
Petróleos Mexicanos,
C
M
O PIAPiso 27,
O
L Marina Nacional No. 329 C3, D
ubicada en Avenida
Torre Ejecutiva,
Colonia Verónica Anzures,
R
V
E
I
E
T
O
Delegación Miguel Hidalgo, Código Postal 11300, Ciudad de México.
o al correo electrónico:
S
C
A
E
[email protected].
M
D
R ADA
E
O
F
L
PU
O
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O
O
R
D
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N CON FIC
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C
C
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PEMEX-EST-IC-274-2018
INSPECCIÓN, CONFIABILIDAD, MANTENIMIENTO
CONTRATACIÓN SERVICIO DE EVALUACIÓN DE LA INTEGRIDAD MECÁNICA DE
TUBERÍAS Y EQUIPOS ESTÁTICOS
Petróleos Mexicanos Todos los derechos reservados
Dirección Corporativa de Administración y Servicios
Dirección Operativa de Procura y Abastecimiento
Avenida Marina Nacional #329, Torre Ejecutiva Piso 36
Col. Verónica Anzures, Del. Miguel Hidalgo,
C.P. 11300, Ciudad de México
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Prohibida su reproducción parcial o total sin la autorización por escrito de Petróleos Mexicanos a través de las áreas
correspondientes
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R
D
O
T
O
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I
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A
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M
D
O
U 4 Referencias
IO
IV
O
N
C
T
V
E
A
M
A
R
DO OP
4.1I NOM-008-SCFI-2002,
Sistema General
de
M deDUnidades
R
A
PMedida.
E
R
S
C 4.2 ENOM-018-STPS-2000, Sistema
Aidentificación
INy comunicación de peligros y riesgos por sustancias
FO para
L
S
la
N
D
O
O
Equímicas peligrosas enOlosIcentros TdeRtrabajo.
D
U
P
N
NT COSistema
CA para la identificación y comunicación de peligros y riesgos
I
O
E
4.3 NOM-018-STPS-2015,
armonizado
F
I
O
D
M químicas
S
por sustancias
peligrosasD
en los centros de trabajo.
O
I
U
N MO
C
AV de vapor o
A
O
O
I
4.4
NOM-020-STPS-2011,
Recipientes
sujetos
a
presión,
Recipientes
criogénicos
y
Generadores
D
R – Condiciones de seguridad. TIV
P
IO
E
CalderasO
- Funcionamiento
V
S
C
A
E
RE
M
A
D
P
R
4.5 ISO E
6507-1:2018, Metallic materials - Vickers hardnessD
test - Part 1: Test method, (Materiales metálicos O
A
IN
U
F
Prueba
de
dureza
Vickers
Parte
1:
Método
de
prueba)”.
L
S
P
N
O
I
O
O
R
Dtest
O
T
D
4.6
ISO
6508-1:2016,
Metallic
materials
Rockwell
hardness
- Part 1: Test method (scales A, B, C, D, E,
I
T
A
N
N
N
C
O
F,
G,
H,
K,
N,
T)
(Materiales
metálicos
Prueba
de
dureza
Rockwell
- Parte 1: Método de prueba (escalas A, B,
I
E
E
F
C
T
I
M
C,
D,
E,
F,
G,
H,
K,
N,
T)”.
N
SO
D
O
I
U
O
N
V
A no
M - Qualification and certification
OC Non-destructive
O of personnel (Pruebas
4.7 ISO 9712:2012,
testing
IA
D
O
R
V
P
I
I
destructivas - Calificación
T
V
SE de personal).
E
CO y certificación
A
E
R
M DA
D and natural gas industries R
4.8 ISO 13703:2002, E
Petroleum
- Design and
installation P
of piping systems on
N
Onatural L- ADiseño eSinstalación
I
offshore production platforms.
(Industrias de petróleo y F
gas
de sistemas de
PUde producción
N
O
tuberías en plataformas
costa
afuera).
I
O
R
D
O
T
DO
I
T
A
N 15649:2001, Petroleum and natural
N gas industries
4.9 E
ISO
ON - Piping
IC(Industrias de petróleo y gas natural E
F
C
T
I
Tubería).
M
N
D
O
U
O
O
N
C
C
AV
M
A
O
4.10 ISO 16528-1:2007, Boilers
and pressure
vessels - Part 1: Performance requirements
(Calderas y
O
I
L
R
P de rendimiento).
E
recipientes a presión - ParteD
1: Requisitos
TIV
VIO
E
CO E SE
A
M theDrequirements
A
4.11 ISO 16528-2:2007, Boilers and pressure
D vessels - Part 2: Procedures forRfulfilling
PofRISO
E
16528-1 (Calderas y recipientes a U
para
con
A los requisitos
IN de ISO
FOcumplir
L
S
P presión - Parte 2: Procedimientos
N
16528)
O
I
O
R
D
O
T
DO
I
T
N
4.12 ISO 20807:2004,
forAlimited application of
N Non-destructive testing - Qualification
N CofOpersonnel
C
I
E
E
F
nondestructive testing
no destructivas - Calificación
y certificación Ide personal para aplicaciones
M
NT no(Pruebas
D
O
U
limitadas de
pruebas
destructivas).
O
O
N
C
C
M
Oand
DO Oand
V
PIAnaturalER
ELISO 20815:2008, Petroleum, petrochemical
4.13
gas industries - Production assurance
I
T
reliability management (Industrias de petróleo, C
petroquímica S
y gas natural - Aseguramiento de laA
producción
y
E
RE
M
gestión de la confiabilidad).
A
D
P
R
D
E
O
A
IN
U
F
L
S
P
4.14 ISO/IEC 17020:2012, Conformity assessment — Requirements for the operation
of
various
types
of
N
I
Ode
O
RdeOvarios D
bodies performing inspection (Evaluación
de la conformidad - Requisitos para
la operación
tipos
O
T
D
I
T
A
N
cuerpos que realizan inspección). N
E
EN CO IFIC
T
M
D
O andOcalibration
4.15 ISO/IEC 17025:2017,
of testing
laboratories
U
ONGeneral requirements for the competence
N
C
(Requisitos generales C
para la competencia de los laboratorios
de
ensayo
y
calibración).
DO OPIA ER M
VO
EL
I
T
4.16 ISO TS 29001:2013, Petroleum, petrochemical and C
natural gas industries
— Sector-specific qualityA
S
E
management systems — Requirements for product and service supply
organizations
(Industrias petroleras,
D
RM ADA
E
O
F
L
PU
O
IN
O
O
R
D
O
T
D
I
T
A
N CON FIC
EN
E
T
I
M
N
D
O
U
O
O
N
C
C
M
A
PEMEX-EST-IC-274-2018
INSPECCIÓN, CONFIABILIDAD, MANTENIMIENTO
CONTRATACIÓN SERVICIO DE EVALUACIÓN DE LA INTEGRIDAD MECÁNICA DE
TUBERÍAS Y EQUIPOS ESTÁTICOS
Petróleos Mexicanos Todos los derechos reservados
Dirección Corporativa de Administración y Servicios
Dirección Operativa de Procura y Abastecimiento
Avenida Marina Nacional #329, Torre Ejecutiva Piso 36
Col. Verónica Anzures, Del. Miguel Hidalgo,
C.P. 11300, Ciudad de México
Hoja 5 de 26
Prohibida su reproducción parcial o total sin la autorización por escrito de Petróleos Mexicanos a través de las áreas
correspondientes
TI
VI
E
A
M DA
PR
R
N
FO OLA
SI
IN
O
R
D
O
T
O
T
S
A
N
I
N
C
V
E
CO IFI
A
O
M
O y de O
gasD
natural - Sistemas deIgestión
V de calidad específicos
U petroquímicas
IO del sector - Requisitos para las
N
C
T
V
organizaciones
de
suministro
de
productos
y
servicios).
E
A
M
DO OPIA ER
M DA
PR
R
4.17
NMX-B-482-CANACERO-2016,
Industria
Siderúrgica-Capacitación,
Calificación y Certificación de
S
O
C Personal
A
IN
F
E
L
S
en
Ensayos
no
Destructivos.
D
IN
E
RO DO
O
T
U
Ade gestión de la calidad en el sector de la industria del petróleo,
P 4.18 NMX-CC-29001-IMNC-2015,
NT Crequisitos
Corganizaciones
ON Sistemas
I
O
petroquímica yE
gas naturalpara
proveedoras de productos y servicios.
F
I
O
D
M
S
D
O
I
U
N MO Evaluación de la conformidad – Requisitos para el Afuncionamiento
V
4.19 C
NMX-EC-17020-IMNC-2014,
de
A
O
O
I
diferentes tipos
de unidades
(organismos) que realizan la verificación
(inspección).
D
O
R
V
P
E
TI
O
VI
S
E
C
A
E
4.20 NMX-EC-17024-IMNC-2014,
Evaluación de laM
conformidad
A - requisitos
D
PRgenerales para los organismos
R
D
que realizan
certificación de personas.
E
IN
U
FO OLA
S
P
N
I generales
4.21
O NMX-EC-17025-IMNC-2006, Requisitos
DlaOcompetencia de los laboratorios de ensayo y
O
TR para
D
I
de calibración.
T
A
N
EN
EN CO IFIC
T
M
4.22 API 510:2014, Pressure Vessel
InspectionD
Code: Maintenance Inspection, Rating, Repair, and AlterationISO
N
O
U
O
N
(Código de Inspección
de
recipientes
a
presión
Mantenimiento, Inspección, Clasificación, ReparaciónVy
C
A
M
A
O
I
Alteración). DO
O
R
V
P
I
I
T
V
SE Code: In-service Inspection, ARating,
E
CO
4.23 API 570:2016,
Piping Inspection
Repair,
and
Alteration
of Piping
E
R
M Clasificación,
A
D
P
R
Systems (Código de Inspección
de
Tuberías
–
Inspección
en
servicio,
Reparación
y
Alteración
de
D
E
N
O
A
I
U
sistemas de tubería).
F
L
S
P
O
IN
O
O
R
D
TPara el Servicio).
D
4.1. API I579-1/ASME
FFS-1-2016, Fitness-For-Service
TO (Apto
A
N
N
N
C
E Affecting
FI in the Refining Industry (Mecanismos
CO
TEAPI RP 571:2011, Damage Mechanisms
I
4.25
Fixed Equipment
M
N
D
O
O de Daño que afectan Equipo Fijo C
en U
la IndustriaN
de la Refinación).
O
C
AV
M
A
O
O
I
L
D
R Vessels (Prácticas de Inspección
P for EPressure
E
IV de Recipientes a VIO
4.26 API RP 572:2016, Inspection O
Practices
T
S
E
C
A
Presión).
E
R
M
A
D
P
R AD
E
O
IN
4.27 API RP 573:2013, Inspection
of Fired Boilers and Heaters (Inspección
deL calderas y calentadores
U
F
S
P
N
encendidos).
O
I
O
R
D
O
T
DO
I
T
N (Prácticas
N Inspection Practices for Piping
4.28 API RP 574:2016,
NSystem CComponents
CA de Inspección de
O
I
E
E
F
Componentes enT
I
M
N un Sistema de Tubería).
D
O
U
O
O
Nand Low-Pressure
C Atmospheric
CRP 575:2014, Inspection PracticesOfor
4.29 LAPI
Storage Tanks (Prácticas
M
A
Ode
I
D atmosférico
R
V
P
E
inspección
para tanques de almacenamiento
y de baja
presión).
I
E
T
CO E S
A
RE
M de alivio
A
4.30 API RP 576:2017, Inspection of Pressure-relieving
Devices (Inspección de los dispositivos
de
D
P
R
E
O
presión).
AD SIN
F
L
PU
IN
O
RyO
4.31 API RP 577:2013, Welding Process
Inspection
and
Metallurgy
(Inspección
de
Soldadura
Metalurgia).
DO
O
T
D
I
T
A
N
C
O Piping
I(Programa
ENVerification Program for New and
ENExistingCAlloy
F
4.32 API RP 578:2010, Material
de
T
I
M
N
D
O
Verificación de Material de
Tubería
Aleada
Nueva
y
Existente).
U
N MO
C
CO
A
O
I
L
D Basada
R
VO
4.33 API RP 580:2016,
Risk-Based Inspection (Inspección
Pen Riesgo).
E
I
E
T
O
S
C
A
E
M
4.34 API RP 581:2016, Risk-Based Inspection Technology (Tecnología
Inspección
Basada en Riesgo).
D
R ADA
E
O
F
L
PU
O
IN
O
O
R
D
O
T
D
I
T
A
N CON FIC
EN
E
T
I
M
N
D
O
U
O
O
N
C
C
M
A
PEMEX-EST-IC-274-2018
INSPECCIÓN, CONFIABILIDAD, MANTENIMIENTO
CONTRATACIÓN SERVICIO DE EVALUACIÓN DE LA INTEGRIDAD MECÁNICA DE
TUBERÍAS Y EQUIPOS ESTÁTICOS
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correspondientes
TI
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E
A
M DA
PR
R
N
FO OLA
SI
IN
O
R
D
O
T
O
T
S
A
N
I
N
C
V
E
CO IFI
A
O
M
DAvoiding Environmental
O
RP 945:2003,
U 4.35 API
IO(Evitando el agrietamiento ambiental
IVCracking in Amine Units
O
N
C
T
V
en
unidades
de
amina).
E
A
M
DO OPIA ER
M DA
PR
R
4.36
API
Std
653:2014,
Tank
inspection,
repair,
alteration
S
O
C Alteración
A
IN and reconstruction (Inspección, Reparación,
F
E
L
S
y
Reconstrucción
de
Tanques).
D
IN
E
RO DO
O
T
U
(Tubería
P 4.37 ASME B31.1:2016,
NT CPower
CA para plantas de fuerza).
ONPiping
I
O
E
F
I
O
D
MB31.3:2016,
S
4.38 ASME
ProcessD
Piping (Tubería de proceso).
O
I
U
N MO
V
C
A
A
O
O
I
4.39 ASME,
D
R I:2017, Rules for construction
P BPVC Section
IO de construcción de
IVof power boilers (Reglas
T
V
CalderasO
de Poder).SE
C
A
E
RE
M
A
D
P
R
D Edition
4.40 ASME,
Examination
E BPVC. Section V:2017, Nondestructive
N2015 (Examinación No Destructiva)
O
A
I
U
F
L
S
PASME BPVC Section VIII, Division
O for Construction
IN1:2017,RRules
4.41
Pressure Vessels, (Sección VIII,
O
DOedición delof 2010
O
T
D
I
División 1, Reglas para la construcción
de recipientes
a presión,
incluyendo adenda 2012 y
T
A
N
N errata 2012).
N CO
C
I
E
E
IF
M
NT
D
O
ISO
U
O
V
4.42 ASME BPVCC
Section VIIIN
- Division 2:2017,
Rules for Construction of Pressure Vessels - Alternative
A
M la construcción de recipientes aVpresión
O
O – Reglas alternas,
IA2, ReglasRpara
Rules, (Sección
VIII - Division
edición
D
O
P
I
I
del 2010 incluyendo adenda
T
V
Sy Eerrata 2012).
E
CO 2012
A
E
R
M D(Terminología
A
D Terminology Relating to Metallography.
PEstándar
R
4.43 ASTM E-7:2017, E
Standard
Relativa a
N
O
A
I
U
Metalográfica).
F
L
S
P
O
IN
O
O
R
DHardness of Metallic Materials by
Ofor Rockwell
T and Brinell
4.44 ASTM
IDE-110:2014, Standard Test Method
Testándar
A
N
N
N
C
Portable
Hardness
Testers
(Método
de
prueba
para
la
dureza
de
Rockwell y Brinell de materiales
O IFI
E por los probadores portables de E
C
T
metálicos
la
dureza).
M
N
D
O
U
O
O
N
C
C
AV
M
A
O
O
I
L
4.45 NACE SP198:2016, Control
of
Corrosion
under
Thermal
Insulation
and
Fireproofing
Materials.
(
Control
de
D
R
P
E
E
la corrosión bajo aislamiento térmicoO
ignífugos).
TIV
VIO
S
E
C y materiales
A
M Equipment
A in Wet
DE and Mitigation of Cracking inRRefinery
PRH2S
4.46 NACE SP0296:2016, Detection,ERepair,
D
Aen Ambientes
INHúmedos
U y Mitigación de Cracking en EquipoFO
Environments (Detección, Reparación
de Refinería
L
S
P
N
O
I
H2S).
O
R
D
O
T
DO
I
T
N(NB-23-2017
NBoard Inspection Code - Part 2,EInspection,
N C2017
CA Código de Inspección
4.47 NB-23 National
O
I
E
F
de Comité Nacional
2017
Board
ofI Boilers and Pressure Vessels
M del National
NT Parte 2 – Inspección, edición
D
O
U
Inspectors O
(Comité Nacional de Inspectores de C
Calderas
y Recipientes
a
Presión).
N MO
C
A
O
I
L
Rand Alterations, 2017 Código de TInspección
VO
P3, Repairs
E NB-23 National Board InspectionDCode - O
I
4.48
Part
E
Sedición 2017, del National Board ofABoilers and
de Comité Nacional Parte 3 – Reparaciones yCalteraciones,
E
RE
M DA
D
P
Pressure Vessels Inspectors (Comité Nacional de Inspectores
de
Calderas
y
Recipientes
a
Presión).
R
E
IN
FO OLA
S
PU
N
I
O
TR ADO
5
Definiciones
DO
I
T
N
O IFIC
EN
EN
C
T
Para los propósitos del presente
Estándar Técnico, aplican las siguientes
definiciones:
M
D
O
U
ON
O
N
C
C
5.1 Análisis de L
Integridad (Aptitud para el servicio); Determinación
estadoM
mecánico-estructural de un
IAdel
R
VO
P
E con base en la identificaciónDdelOMecanismo
componente o equipo,
de E
deterioro
y la evaluación de las
I
T
O
S operando a las condiciones A
indicaciones presentes en él; que cuantifique su capacidad
C para continuar
E
D
RM ADA
E
O
F
L
PU
O
IN
O
O
R
D
O
T
D
I
T
A
N CON FIC
EN
E
T
I
M
N
D
O
U
O
O
N
C
C
M
A
PEMEX-EST-IC-274-2018
INSPECCIÓN, CONFIABILIDAD, MANTENIMIENTO
CONTRATACIÓN SERVICIO DE EVALUACIÓN DE LA INTEGRIDAD MECÁNICA DE
TUBERÍAS Y EQUIPOS ESTÁTICOS
Petróleos Mexicanos Todos los derechos reservados
Dirección Corporativa de Administración y Servicios
Dirección Operativa de Procura y Abastecimiento
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correspondientes
TI
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E
A
M DA
PR
R
N
FO OLA
SI
IN
O
R
D
O
T
O
T
S
A
N
I
N
C
V
E
CO IFI
A
O
M
Oa travésOdeD los parámetros deTIseveridad
Oy VUE), permitiendo programar y
(PMPO, TMPO
V
U requeridas,
Irestablecer
N
C
V
jerarquizar
las
actividades
de
mantenimiento
necesarias
para
mantener
o
su integridad mecánica.
E
A
M
R
DO OPIA ER
M
A
P que consisten en la identificación, análisis
R Conjunto
D de metodologías
Análisis
de riesgo(s) de proceso;
S
N
O
C 5.2
A
I
F
E
L de la ocurrencia
S
yD
evaluación
sistemática de
de daños asociados a los factores externos
O
INla probabilidad
O
E
R
(fenómenos naturales O
y sociales), fallas
en los sistemas
de
control,
los sistemas mecánicos, factores humanos y
Dla finalidad de controlar
T
T
A
de administración;
con
y/o minimizar las consecuencias al
PU fallas en los sistemas
N
N alCambiente,
C
O IaFlaIproducción
O
E
personal, a la población,
y/o a las instalaciones.
O
D
M
S
D
O
I
U
O
V genera vapor,
5.3 C
Caldera de N
potencia; Recipiente
cerrado en el que se calienta agua u otro líquido,
se
A
M
A
O
O
I
sobrecalienta
o cualquier
de los mismos, bajo
D
R o decombinación
Pdevapor
IO directa de energía
IV presión y por la aplicación
E
O
V
de la quema
combustibles
electricidad o de energíaTsolar.
S
C
A
E
RE
M
A
D
P
R
D certificación
5.4 Certificado;
Documento expedido por un
organismo de
acreditado en términos de la Ley
E
Nse asegura
O
A
I
U
F
L
Federal
sobre
Metrología
y
Normalización
y
su
Reglamento,
por
el
cual
que un producto, proceso,
S
P o servicio se ajusta a la norma
O o recomendaciones
INo lineamiento
O
sistema
de organismos dedicados a la
O
R
D
O
T
IDnormalización nacionales o internacionales.
T
A
N
N
E
EN CO IFIC
T
M
5.5 Circuito de tubería; Conjunto
de tubería
y equipos que manejen una sustancia de la mismaISO
N
D
O
U
O
N
composición, en el que
pueden
variar
las
condiciones
de operación en sus diferentes partes.
C
AV
M
A
O
O
I
D Cualquier
R que forma parte de Tuberías,
P elemento
IV Recipientes sujetosVIaOpresión,
E
5.6 Componente; O
T
S
ESeparadores.
C Recipientes
A
Cambiadores de calor,
de potencia, Calentadores,
E o Tanques atmosféricos, Calderas
R
M
A
D
P
R AD
E
O
INsoldadura u otro tipo de
U
5.7 Componente
de
tubería;
Cualquier
elemento
que
forma
o ensambla
(mediante
F
L
S
P
O
IN
unión) un Sistema
o Tuberías.
O
O de Tubería, Circuito de Tubería O
R
D
T
D
I
T
A
N
N
N
5.8 ECorrosión
localizada; Corrosión que
se produceO
en parte deIC
una superficie metálica a una velocidad
E
F
C
T
I
mucho
mayor
que
en
el
resto
de
la
superficie.
M
N
D
O
U
O
O
N
C
C
AV
M
A
5.9 Costura; Junta soldadaO
a tope circunferencial
o longitudinal.
O
I
L
D OP
E
IO
IV
ER
T
V
S
E
C
A
5.10 Deterioro; Indicación, Menoscabo,E reducción, desgaste, degradación o condición inferiorRen
M por diferentes
P
componentes que puede estar dentroE
oD
fuera de norma; que puede ser causado
mecanismos
R
DAmecánicos
N
O
A
I
tales como: reducción de espesor U
generalizada o localizada, picadura, F
agrietamiento,
daños
entre
L
S
P
N
otros.
O
I
O
R
D
O
T
DO
I
T
A
N deICaceptación
Nindicación de un tipo o magnitudEque
5.11 Defecto; Es E
una
criterios
y que debe ser
NexcedeClos
O
F
T
reparada.
I
M
N
D
O
U
O
O
N
C
C
5.12 LDesgaste; Pérdida de material, por abrasión
o por
debe
M del fluido o del medio. No seVO
IAla acción
DO O
Rcorrosiva
Pdeterioro
E
considerar
como desgaste la corrosión localizada,
ni el
tipo
metalúrgico.
I
E
T
S
C
A
E
RE
M Recipientes
A
5.13 Equipo estático; Equipo que no tienen componentes
en movimiento, como son Tuberías,
D
P
R
D
E
sujetos a presión, Intercambiadores de calor, Recipientes
o Tanques atmosféricos, O
Calderas deApotencia, IN
U
F
L
S
P
Calentadores, Separadores y accesorios que lo integran.
O
IN
O
O
R
D
T
ID
TO
A
N
a)
Equipo estático atmosférico
(Equipo atmosférico, RecipienteN
atmosférico,
Tanque atmosférico);
N
C sustancia.
O contener
Iuna
E debido a acciones de la cargaEhidrostática,Cpor
F
Contenedor sometido a esfuerzos
T
I
M
D
O
Donde la presión es
laN
presión atmosférica.
U
O
O
N
C
C
b)
Equipo estático sujeto a fuego (Calderas de potencia,
Hornos,
M de vapor); Contenedor VO
IA Generadores
L
DOdirecto
sometido a
debido a las acciones y efectos
o indirecto deR
la quema de combustibles.
P
Eesfuerzos
I
E
S
c)
Equipo estático sujeto a presión (Equipo sujeto C
aO
presión, Recipiente
a presión); ContenedorAT
E tratar, almacenar o transformar
sometido a esfuerzos debido a las acciones de la presión, porD
procesar,
RM ADA
E
O
F
L
PU
O
IN
O
O
R
D
O
T
D
I
T
A
N CON FIC
EN
E
T
I
M
N
D
O
U
O
O
N
C
C
M
A
PEMEX-EST-IC-274-2018
INSPECCIÓN, CONFIABILIDAD, MANTENIMIENTO
CONTRATACIÓN SERVICIO DE EVALUACIÓN DE LA INTEGRIDAD MECÁNICA DE
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M DA
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R
N
FO OLA
SI
IN
O
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D
O
T
O
T
S
A
N
I
N
C
V
E
CO IFI
A
O
M
D la presión es cualquier
una O
sustancia. Donde
valor diferente a la
atmosférica, proveniente de
U
IOpresión
IVla reacción
O
N
C
T
V
fuentes
externas
o
como
consecuencia
de
física
y/o
química
que
se
lleve en su interior.
E
A
M
R
DO OPIA ER
M
A
Psujetos a presión, Intercambiadores de calor,
R Tuberías,
D Recipientes
Equipo
y/o Tuberías críticas;
S
N
O
C 5.14
A
I
F
S Calentadores, Separadores y Accesorios que lo
Recipientes
Calderas
potencia,
DE o Tanques atmosféricos,
OL dedeenergía,
IN
O
E
R
integran, cuya falla resulta
en
una
liberación
capaz de originar una exposición al personal a una
D
T
TO
sustancias
peligrosas,A
lo que resultaría en una lesión, un daño irreversible a la salud o
PU cantidad suficienteNde
N
O IF
ICinstalaciones y al ambiente.
E
muerte; así como
un dañoC
significativo
a las
O
DO
M
S
D
O
I
U
Osólido, magnitud dada a la dimensión transversal perpendicular
Ventre caras de
5.15 C
Espesor (t);N
Grosor de un
A
M
A
O
O
I
una pared. P
D
R
IO
IV
E
T
O
V
S
CEspesor E
A
REse registra en el informe de
a)
actual (t ); Espesor medido por UTT
en un componente
el cual
M
A
D
P
R
resultado
prueba correspondiente. O
AD para
INun componente antes de agregar el
UE de
F
b) PEspesor
calculado (t ); Espesor mayor
de los L
calculados S
N
O
O valor permisible de corrosión. O I
R
DO después de su formado o conformado, que
T
D
I
c)
Espesor mínimo (t ); Espesor
mínimo
para un componente
T
A
N
IC
se indica y determina por
especificación o documento constructivo, que
EN
ENla NormaCdeOdiseñoIoFfabricación,
T
M
no debe ser menor al espesorO
calculado más
el valor permisible de corrosión.
N
D
ISO
U
O
d)
Espesor de C
retiro (t ); N
Espesor mínimo
no debe ser menor al espesor calculado para todas V
las
A
Mesperadas.
Ode diseño
O
IA
condiciones
y/o operación
D
O
R
V
P
I
I
E como se construyó (t );AEspesor
e)
Espesor inicialO
o espesorS
inicial
T medido y registrado
Vdespués de
E
su fabricaciónCy/o construcción,
y antes de la puesta en operación.
E
M DA
D
PR
R
E
N
Iintegridad (Aptitud para el
5.16 Evaluación P
deU
la integridad; Proceso que incluye F
la O
inspección
LyAanálisis de
S
N
O
I
Servicio) para O
determinar la integridad mecánica de sistemas R
de tuberías y/o
O equipo estático, para operar
D
O
T
D
dentro de condiciones
seguras.
I
T
A
N
N CON FIC
E
E
T
5.17 Expediente de Integridad mecánica
con que se diseñó, fabricó o
M inicial;
N
DdeI documentos
O Conjunto
U
O
construyó e inspeccionó el equipoCantes
de suN
puesta en operación,
que incluye de manera enunciativa: datos
O
C de diseño, construcción y operación;
AV
A
O
memorias
de M
cálculo de espesores; isométrico,Oplano o dibujos
I
L
D OP se construyó;
E
IV de pruebas de VIO
dimensionales y de detalle finales cómo
reporte
ER registro o mapa de materiales,
T
S
E
C
A
materiales de los componentes; mapa de soldaduras;
informes de resultado de pruebas e informe y registro
de
E
R
M
A
D
P
espesores finales como se construyó;Easí como los registro de las condiciones
R de operación,
D mantenimiento
O
A
IN
hasta antes de su primera inspección
y análisis de integridad.
U
F
L
S
P
N
O
I
O no destructiva,
Rde una prueba
D
5.18 Indicación; Es la Iseñal,
por la aplicación
T
DOrespuesta o evidencia obtenidaTO
N imperfección o discontinuidad.
generado por una alteración,
N CON FICA
E
E
I
MutilizadoOpara conocer
NT Método cualitativo o cuantitativo
D
U
5.19 Inspección;
O
O la cantidad, tipo, ubicación y
NequipoM
C tuberíaAo un
C
dimensiones
de
las
indicaciones
presentes
en
una
estático.
O
O
D OPI
R
V
EL
I
E
T
5.20 Inspector (“inspection body”); Persona
queArealiza las
C físicaEo Smoral, legalmente constituida M
RE
A
actividades de inspección.
D
P
R
E
O
AD SIN
U
F
L
P
5.21 Integridad mecánica; Conjunto de actividades interrelacionadas enfocadas
para
la
O asegurar
INen condiciones
O
O
R
confiabilidad de los equipos y/o tuberías,
para
que
se
mantengan
durante
su
vida
útil
requeridas
D
O
T
ID
T
A
N
de funcionamiento seguras.
N
N
C
O
I
E
E
C
T
IFindicaciones que
M degradación
N
D
O
5.22 Mecanismo de deterioro
(daño);
Cualquier
agente
que
ocasione
e
induce
U
O
N MO
C mecánica.
pueden convertirse enC
un defecto o daño que afectan la Integridad
A
O
I
L
D OP
R
VO
E
I
E
T
So externa.
5.23 Pared; Superficie del espesor de un material el cual puede
C ser interna
A
E
M
D
R ADA
E
O
F
L
PU
O
IN
O
O
R
D
O
T
D
I
T
A
N CON FIC
EN
E
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O
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C
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INSPECCIÓN, CONFIABILIDAD, MANTENIMIENTO
CONTRATACIÓN SERVICIO DE EVALUACIÓN DE LA INTEGRIDAD MECÁNICA DE
TUBERÍAS Y EQUIPOS ESTÁTICOS
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cal
min
ret
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correspondientes
TI
VI
E
A
M DA
PR
R
N
FO OLA
SI
IN
O
R
D
O
T
O
T
S
A
N
I
N
C
V
E
CO IFI
A
O
M
D de ProcesoT(PTP);
O de Tecnología
O
Es un conjunto de Idocumentos
que describen el proceso
U 5.24 Paquete
IV las
O
N
C
V
físico-químico,
sustancias
y
materiales,
así
como,
condiciones
operación
de
los
procesos, considera la
E
A
M
IA
R
DO OP
identificación
y comprensión de los riesgos
involucrados
en el diseño
del
proceso,
sistemas
y equipos, así como
M
R
A
P
E de control y sus puntos
R críticos;
D
integradoIpor:
S
N
O
C sus parámetros
A
F
E
L
S
N
D
O
I
O
E
R
a)
Información de los
riesgos
de
los
materiales
(materias
primas, insumos, servicios y productos intermedios
D
O residuos
Ty efluentes).
T
A
PU
N
y finales, incluyendo
N CO
IC
E
F
b)
Datos
básicos
de
diseño
del
proceso.
I
O
DO
Mbásicos deOdiseño de D
S
I
U
c)
Datos
Equipos.
N MO
C
AV
A
O
O
I
D
R(Pd); Valor más severo de presión
P de diseño
IVmanométrica esperadoVIenOcondiciones normales
5.25 Presión
E
T
O
S
C a suErespectiva temperatura de metal. MA
de operación
RE
A
D
P
R
D
E Máxima Permisible de Operación
N máxima a la cual una Tuberías,
O
A
5.26 Presión
(PMPO,
“MAWP”);IPresión
U
F
L
S
P
N
Equipos, Recipientes sujetos a presión,I Cambiadores
Ode calor,OEquipo, Recipientes, Tanques atmosféricos,
O de potencia, Calentadores,OSeparadores,
R
Doperado de manera segura de acuerdo con lo
Calderas
puede
ser
T
D
I determinado en el análisis de integridad.
T
A
N
N
E
EN CO IFIC
T
M
N
SO
D
O
I
U
5.27 Presión de Operación
Máxima
(POM);
Es
la presión máxima a la que se espera que Tuberías, Equipo,
O
N
V
A
Recipientes sujetos
Calderas de potencia,
Mde calor, Recipientes, tanques atmosféricos,
OCa presión,
O
IesACambiadores
D
O
R
V
P
I
Calentadores, Separadores
sometido
durante
su
operación.
I
T
V
E
CO E SE
A
M de tiempo
A dado. (razón
5.28 Probabilidad de falla;
D Razón fundada de falla para un periodo
PR entre el número
R
D
E
N
de casos favorables yU
P el número de casos posibles). INFO OLA O SI
O
R TestDReport - CMTR” ó “Material Test
5.29 Reporte
de Pruebas de Materiales (RPM)O
[“Certified T
Material
D
I
T
A propiedades mecánicas y otros
N
Report N
- MTR”]; Registro de los resultados obtenidos
de
composición
química,
N
C
O
I
E
E
requerimientos
solicitados por la Norma o especificación
material o equipo, así como, de los
C de producción
T
IF pordelel fabricante
Mpara el O
N
D
requerimientos
suplementarios
solicitados
comprador;
emitido
del material o producto.
U
O
O
N
C
C
AV
M
A
O
O
I
L
D deOocurrencia
5.30 Riesgo; La probabilidad
un evento indeseable medido Ien
P
E
EdeRambiente
T V términos de sus
VIO
S
consecuencias en las personas, instalaciones,
medio
o la comunidad.
E
C
A
R
M DA
DE en una pared o envolvente, Rcomo
P
E
5.31 Recubrimiento; material sobrepuesto
son
cementos
o
ladrillos
Ao ambosS“lining”,
IN entre
U
FOo por O
L
refractarios, vidrio, hule, pinturas,P
chapa metálica soldada perimetralmente
puntos
N
I
O
R
otros.
D
O
T
DO
I
T
A
N
Nmaterial que se adhiere integralmente
N y continuamente
Cpared
O
I
E
E
5.32 Revestimiento;
a
una
para su protección,
F
C
T
I
M
N
por depósito de
soldadura “Weld Overlay” o por fusión
o
explosión
“Integral
Clad”.
D
O
O
CU A N MO
C
O
Ode
Iinterconectadas
LSistema de tubería (“Piping system”);
5.33
sometidas a las mismas condiciones
D Tubería
R
V
P
E
I
E
T
diseño.
CO E S
A
RE
M DA
D
P
R
5.34 Tubería (“Piping”); Ensamble de Tubos y Componentes
usado paraO
transportar, distribuir, N
A
UE los flujos dede Tubería,
F
mezclar, separar, descargar, medir, controlar oP
repulsar
un fluido o sustancia
(SistemaLde Tubería,SI
N
O
I
Circuitos de Tubería y/o Tubería, como corresponda).
O
TR ADO
DO
I
T
N
5.35 Tuberías; Sistema de Tubería,
ENCircuito de Tubería y/o Tubería. EN CO IFIC
T
Do enviar un fluido
O un fluido
UMtransportar
ON hueco hermético utilizado Cpara
O
N
5.36 Tubo (“Pipe”);CCilindro
presurizado.
DO OPIA ER M
VO
EL
I
T
S esperada a través del espesor a A
C deEmetal
5.37 Temperatura de diseño (Td); Temperatura máxima promedio
RM ADA
su correspondiente presión, a usar en el diseño. Si es necesario, E
la D
temperatura del metal se debe determinar
O
F
L
PU
O
IN
O
O
R
D
O
T
D
I
T
A
N CON FIC
EN
E
T
I
M
N
D
O
U
O
O
N
C
C
M
A
PEMEX-EST-IC-274-2018
INSPECCIÓN, CONFIABILIDAD, MANTENIMIENTO
CONTRATACIÓN SERVICIO DE EVALUACIÓN DE LA INTEGRIDAD MECÁNICA DE
TUBERÍAS Y EQUIPOS ESTÁTICOS
Petróleos Mexicanos Todos los derechos reservados
Dirección Corporativa de Administración y Servicios
Dirección Operativa de Procura y Abastecimiento
Avenida Marina Nacional #329, Torre Ejecutiva Piso 36
Col. Verónica Anzures, Del. Miguel Hidalgo,
C.P. 11300, Ciudad de México
Hoja 10 de 26
Prohibida su reproducción parcial o total sin la autorización por escrito de Petróleos Mexicanos a través de las áreas
correspondientes
TI
VI
E
A
M DA
PR
R
N
FO OLA
SI
IN
O
R
D
O
T
O
T
S
A
N
I
N
C
V
E
CO IFI
A
O
M
O
de cálculos D
o por medición directaIV
en algún equipo en servicio
U por medio
IO bajo las mismas condiciones de
O
N
C
T
V
operación.
E
A
M
DO OPIA ER
M DA
PseRdebe mantener en la pared que se está
R
5.38
Temperatura
de
operación
(To);
Temperatura
que
S
O
C considerando
A
IN
Fespecificada.
E
L
S
para la operación
N
D
I
E
RO DO
O
T
U
TMáxima Permisible
deAOperación (TMPO); Es la temperatura máxima a la cual una
P 5.39 Temperatura
N
NRecipiente
C
O
I
O
E
Tubería, Equipo,
sujeto
a
presión,
Intercambiador de calor, Recipiente o Tanque atmosférico,
F
C
I
O con lo
D
S
Caldera U
deM
potencia,O
Calentador,DSeparador, puede ser operado de manera segura de acuerdo
I
O mecánica.
N deMintegridad
C enAel análisis
determinado
AV
O
O
I
D OP
R de Diseño del Metal. (TMDM,TI“MDMT”);
V
IO
E
V
5.40 TemperaturaSMínima
Temperatura
más baja esperada a ser
E
C
A
E la que no debe ser superior a laM
usada en el diseño,
temperaturaApromedio delR
metal a través del espesor, que
D
P
R
Den consideración,
se espera E
en condiciones de operación para O
el componente
considerando la temperatura
N
A
I
U
F
L
atmosférica
extrema
mínima,
trastornos
en
la
operación,
la
auto
refrigeración,
o cualquier otra fuente de
S
P
O
IN
O
enfriamiento.
O
R
D
O
T
ID
T
A
N
N
O máximo
ICen el cual una tubería y/o equipo estático, puede ser O
5.41 Vida útil estimada (VUE);
E
EN Es elCtiempo
F
T
I
M
operado de manera segura, sin queO
las indicaciones
presentes alcancen un tamaño crítico y/o límite de retiroIS
N
D con
U de rechazo,
O
N
que produzca una condición
de acuerdo
el análisis de integridad.
C
AV
M
A
O
O
I
D OP
R
IO
IV
E
T
V
S
E
C
A
6
Símbolos, abreviaturas
Ey acrónimos
R
M
A
D
P
R AD
EPetroleum Institute
O
IN
U
API
American
F
L
S
P
INo puntosRdeOmonitoreoOde la condición)
OCondition Monitoring Locations (Lugares
CML
D
O
T
D
I
T
A
N
N
C
EPS EN
Empresa Productiva Subsidiaria
E
CO IFI
T
M
N
D
Especificación de losU
Servicios O
O ES
O
N
C
C
AV
M
A
O
FFS
Fitness For Service
(Aptitud
para el servicio)
O
I
L
D OP
E
ER
TIV
VIO
IRP
Informe de Resultados
S
E
C de Pruebas
A
DyENormalización y su reglamento RM DA
PR
LFMN
Ley Federal de Metrología
E
IN
Ufuga)
FO OLA
S
LT
Leak Test (Prueba
Pde
N
I
O
O
R
D
O
MT
MagneticID
Particle Testing (Prueba con partículas
magnéticas)T
T
N
N Board Inspection Code (Código EdeNinspecciónO
CA ASME)
I
E
NBIC
National
de
la
junta
nacional
F
C
T
I
M
NPresión
D
O
U
PD
de Diseño
O
N MO
C
C Pruebas No Destructivas o Ensayos
A
O
O
I
L
PND/END
No
Destructivos
D OP
R
V
E
I
E
T
S y Subsidiarias
PEMEX
Petróleos Mexicanos y sus Empresas
C Productivas
A
E
RE
M
A
D
P
R
PMPO
Presión Máxima Permisible de Operación
E
O
AD SIN
U
F
L
P
PT
Penetrant Testing (Prueba con líquidos penetrantes)
IN
O
RO DO
O
T
D con radiografía)
I
RT
Radiographic Testing (Prueba
T
A
N
N
N
C
O
I
E
E
RSP
Recipiente Sujeto
C
T a Presión
IF
M
N
D
O
U
N MO
TMPO
Temperatura
C
CO Máxima Permisible de Operación
A
O
I
L
D O
R tiempo de vuelo (Prueba TIVO
TOFD
Time-offlight
diffraction technique.- Técnica
de P
difracción de
E
E
S
C
A
ultrasónica TVDU)
E
M
D
R ADA
E
O
F
L
PU
O
IN
O
O
R
D
O
T
D
I
T
A
N CON FIC
EN
E
T
I
M
N
D
O
U
O
O
N
C
C
M
A
PEMEX-EST-IC-274-2018
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CONTRATACIÓN SERVICIO DE EVALUACIÓN DE LA INTEGRIDAD MECÁNICA DE
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correspondientes
TI
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E
A
M DA
PR
R
N
FO OLA
SI
IN
O
R
D
O
T
O
T
S
A
N
I
N
C
V
E
CO IFI
A
O
M
D Angle Beam (Ultrasonido
U UAB NO Ultrasonic
IV con haz angular) VIO
O
C
T
E
A
M
UDC
Unidad de Control
IA
R
DO OP
M
R
A
Phaz recto)
R (Ultrasonido
D mediante
N
OBeam
C USBE SE Ultrasonic Straight
A
I
F
Sde espesores con ultrasonido)
N
D
OL (Medición
UTT
Ultrasonic IThickness
Testing
O
E
R
D
O
T
A
VidaTÚtil Estimada
PU VUE
N
N
C
E
CO IFI
O
DO
M
S
D
O
I
U
N MO
C
AV
A
7 O Desarrollo
O
I
D OP
R
IO
IV
E
T
V
S
7.1 C
Alcance del
E servicio
RE
MA DA
D
P
R
E
7.1.1 ElUprestador de servicios debe inspeccionar
ISO
A a la S
IN6507-1:2018, analizar y determinar la
FO dedeOacuerdo
L
P mecánica del equipo estático,
N
integridad
sistema
tubería
o
tubería
que se especifiquen en la ES, de
I
O
O
R
conformidad
con
este
EST,
ISO
20815:2008
y
API
579-1/ASME
FFS-1-2016,
ejecutando entre otras las
D
O
T
IDsiguientes actividades.
T
A
N
N
E
EN CO IFIC
T
M
N
SO
D
O
I
U
a)
Identificar el o los
mecanismos
de deterioro,
falla y/o defecto;
O
N
V
A
M
b)
Determinar
de inspección;
OelCo losPmétodos
O
IA y procedimientos
D
O
R
V
I
I
c)
Inspeccionar el O
equipo, sistema
T
V
SE de tubería o tubería;
E
C
A
d)
Recopilar la información,
hacer el análisis de integridad y determinar
la
integridad
mecánica,
E
R la vida útil
M DA
D
P
R
remanente, y la probabilidad
de
falla
cuando
es
requerida;
E
O
A
IN
F
e)
Elaborar o actualizar
cuando esLrequerido, yS
PU el programa de inspección Ifuturo
N
Opreventivo
O y/o correctivo, o en su caso
R
f)
ProponerOmétodos de corrección, reparación,
mantenimiento
D
O
T
D
I
T
A
como corresponda.
N
N CON FIC
Eremplazo,
E
T
I
M y entregar
N
D
O
U
7.1.2 El prestador de servicios debe
elaborar
a
PEMEX
el expediente de integridad mecánica del
O
O
N
C o tubería
C equipo estático, sistema de tubería
AV
alcance M
de los servicios con los documentos
que se generan,
A
O
O
I
L
R del prestador de servicios de conformidad
E
firmados y rubricados por elD
Inspector yP
el responsable
TIV con 8. EVIO
CO E SE
A
M DA
PR
7.2 Requerimientos del prestador E
deD
servicios.
R
IN
FO OLconAISO/IECS17020:2012
PUestar calificados y certificados IdeNconformidad
7.2.1 El prestador del servicio
debe
O reconocimientoo
OA e ISO 29001:2010 o NMX CC-29001-IMNC-2009,
R
D
O
NMX-EC-17020-IMNC de
Tipo
como
tener
T
D
T
A
Ncon lasIC
NI para actividades de inspección
como personal calificado
de acuerdo
siguientes prácticas como
N
O
E
E
F
C
corresponda paraTel servicio que se contrata:
I
M
N
D
O
U
O
O
CTuberíasAdeNaleaciónM
CRP 571:2011, para Equipos estáticos,
a) LAPI
en Refinerías y Petroquímica;
O
O
I
D OP
R
V
I
b) E API RP 572:2016, para Inspección de Equipos
sujetos a presión;
E
T
S de Tuberías;
Cy componentes
A
c)
API RP 574:2016, para Tuberías, Válvulas
E
RE
M
A
D
P
R
d)
API RP 576:2017, para Válvulas de relevo de presión
E (si son parte del servicio en laOES); AD
IN
F
L
e)
API RP 577:2013, para soldaduras y metalurgia;
S
PU
N
I
Omateriales;
RO DO
f)
API RP 578:2010, para verificación de
O
T
D
I
g)
API RP 945:2003 (R2008), para
N Equipos estáticos en servicio deEamina;
NT CON FICA
E
h)
NACE SP0296:2016, para
sulfhídrico o servicio amargo;
T Equipos estáticos en servicio de ácido
I
M
N
D
O
U
i)
NACE SP0198:2016,
para
Tuberías
y
Equipos
estáticos
con
sistema
termoaislante
y/o
O
N MO protección contra
C
C
A
O
fuego.
D OPI
R
VO
EL
I
E
T
S
C
7.2.2 Las PND/END se deben realizar por laboratorios acreditados
de conformidad con NMX-EC-17025-A
E
Dlos correspondientes IRP.
IMNC-2006 o ISO/IEC 17025:2005 en términos de la LFMN emitiendo
RM ADA
E
O
F
L
PU
O
IN
O
O
R
D
O
T
D
I
T
A
N CON FIC
EN
E
T
I
M
N
D
O
U
O
O
N
C
C
M
A
PEMEX-EST-IC-274-2018
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CONTRATACIÓN SERVICIO DE EVALUACIÓN DE LA INTEGRIDAD MECÁNICA DE
TUBERÍAS Y EQUIPOS ESTÁTICOS
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correspondientes
TI
VI
E
A
M DA
PR
R
N
FO OLA
SI
IN
O
R
D
O
T
O
T
S
A
N
I
N
C
V
E
CO IFI
A
O
M
D
O
U
IO en cumplimiento con NMX-B482IVestar calificado y certificado
O
N
C
T
V
7.2.2.1
El
personal
que
realiza
las
PND/END
debe
E
A
M
IA
DO OP
CANACERO-2016
Mel o losDmétodos
R o ISO 9712:2012Rpara
A PND/END
PR que ejecuta y como sigue:
E
S
C a) ELos procedimientos de losFO
APND/END,Slos
INdebe aprobar personal calificado nivel 3.
L
métodos
de
N
D
O debe ser emitida por personal calificado Nivel 3, o por
Eb) La interpretaciónOdeI los IRPTde
RO
las PND/END
D
U
A de personal calificado Nivel 3.
P
personal calificado
2N
con la aprobación
NT Nivel
C
O
I
O
E
F
C1 sólo puede
I realizar las PND/END bajo la supervisión directa de un nivel
c)
El personal
nivel
2.
O
D
M conO
S
D
I
U
N MO
CPersonalAinspector
AVde experiencia
O
7.2.3
que realice el análisis de integridad, O
debe tener al menos 5 años
I
D
R de integridad mecánica de Ttuberías
Pen el desarrollo
IO
IV y/o equipo estático
demostrable
según corresponda de
E
O
V
S
E
C con APIE510:2014 para Recipientes sujetos M
A API 570:2016 para
acuerdo
a presión,
Tuberías,
API 653:2014 para
Rcedula profesional.
D
P
Tanque atmosférico
y API 571:2011 para corrosión,
así como D
serA
Ingeniero con
R
E
O
A
IN
U
F
L
S
P
N
7.2.4 Los equipos instrumentos y/o Iaparatos deO
medición O
y prueba utilizados deben tener informe o
O
R
D
O
certificado
de
calibración
vigente
emitido
de
acuerdo
a
la
LFMN.
T
D
NI
NT CON FICA
E
E
7.3 Requerimientos Técnicos
I
M
NT
SO
D
O
I
U
O
N
V
C
A
7.3.1 IdentificarO
M
O
IAde deterioro.
D el mecanismo
O
R
V
P
I
I
E identificar el o los mecanismos
T de deterioro debe inspeccionar
O serviciosSpara
V
7.3.1.1 El prestador
las
E
Cde
A
E
R
A
tuberías y/o equipos estáticos
para determinar su estado actual. RM
D
P
D
E
N
O
A
Iconformidad
U
F
L
S
P debe ser por el exterior e interior
7.3.1.2 La Inspección
(cuando
sea
aplicable)
de
con API 579O documentos
INde los siguientes
O
O
R
1/ASME FFS-1-2016
y
los
requerimientos
de
Inspección
como
corresponda:
D
T
ID
TO
A
N
N
N
C
FINBIC parte 2:2017, API 510:2014, API RP
a) TELa inspección de recipientes sujetosE
presión, debe
COcumplir con
I
M
N
D
O
572:2016, ISO 16528-1:2007 U
e ISO 16528-2:2007.
O
O
N
C
C
AV
M
A
O
b)
La Inspección de Tuberías
debe cumplir
con NBIC parte 2-2017, API 570:2016 y API RP
574:2016.
O
I
L
D OP debeEcumplir
R API RP 575-2014, API STDT653-2014,
E
IV para EquiposVIO
c)
La Inspección de Equipos atmosféricos
S
E
C
A
atmosféricos y de baja presión.
E
R
M
A
D
P
R NBIC Aparte
D 2:2017INy API RP
d)
La Inspección de Equipos estáticos
E sujetos a fuego debe cumplirOcon
U
F
L
S
573:2013.
P
O
IN
O
O
R
Destáticos de acuerdo
T y/o equipos
ID externa (VT) se debe realizar aNtodas
TOlas tuberías
A
N
7.3.1.3 La InspecciónN
visual
C
E cumpliendo con 7.2.2 y en lo E
al alcance de losT
servicios,
siguiente, según
COaplique:IFI
M
N
D
O
Uy elementos
O costuras, soldaduras, cerramientos
O
N
C
a)
Paredes,
exteriores
visibles;
C
O
b) ELSistemas de recubrimiento anticorrosivo;
DO OPIA ER M
V
I
T
c)
Límites de presión y temperatura de operación;
S
C
A
E
RE
d)
Sistema de recubrimiento para protección contra fuego;
M DA
D
P
R
e)
Sistema termoaislante;
IN
UE
FO OLA
S
f)
Sistema de apoyo y soportes, incluyendoP
anclaje y cimentaciones;
N
I
O
g)
Hermeticidad, incluyendo conexiones;
O
TR ADO
D
I
T
h)
Conexiones de puesta a tierra;
N
EN
i)
Sistema de protección catódica;
EN CO IFIC
T
M
j)
Escaleras, pasillos y plataformas;
D
O
ON seguridad y mantenimiento.CU
O
N
k)
Condiciones deC
operación,
DO OPIA ER M
VO
EL
I
T
S
C
A
E
M
D
R ADA
E
O
F
L
PU
O
IN
O
O
R
D
O
T
D
I
T
A
N CON FIC
EN
E
T
I
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N
D
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U
O
O
N
C
C
M
A
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correspondientes
TI
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E
A
M DA
PR
R
N
FO OLA
SI
IN
O
R
D
O
T
O
T
S
A
N
I
N
C
V
E
CO IFI
A
O
M
El O
prestador deD
servicios debe de considerar
y características de operación con
V todas las condiciones
U 7.3.1.4 N
IO
Ideterminar
O
C
T
V
respecto
a
la
especificación
del
material
para
los
métodos
y
técnicas
de PND/END que se deben
E
A
M
IA y su capacidad
R
DO OP
aplicar
de detección, para
obtener resultados
confiables
y
exactos
de
acuerdo 7.3.1.2.
M
R
A
P
R AD
SE
N
O
C a) ECualquier
Fse debeOinvestigar
L
SI encontrar la fuente, sin detrimento del sistema de
señal de fuga
hasta
N
D
I
O
E tubería, equipo oOelemento deTR
estos.
D
T una N
señal de fugaAo riesgo en las Instalaciones, Equipos y Tuberías, fuera de su
PU b) Cuando seNdetecte
C
Ode la IInspección
I
alcance E
como resultado
VT externa, el prestador de servicios debe reportar de forma
F
C
O
DO
M
S
inmediata
el
hallazgo
a
PEMEX
o
a
quien
designe,
para su atención.
D
O
I
U
N MO
V
C
A
A
O
O
I
7.3.1.5 La P
Inspección visual
todas las tuberías y/o equipo
D
R interna (VT) se debe realizarTaIyV
IO estático en que es
E
factible yO
es alcanceSde
sus servicios, cumpliendo con 7.3.1.2
adicionalmente en loV
siguiente, según aplique:
C
A
E
RE
M
A
D
P
R
D a esfuerzos
a)
Paredes,
Onointegrales
Aasujetos
IN o en contacto con la sustancia;
UE costuras, soldaduras y elementos
F
L
S
b) PComponentes internos fijos y/o removibles
sujetos
esfuerzos;
O
INlos niveles
O
R
c)
Superficies
húmedas
(por
debajo
de
de operación);
DO
O
T
D
I
T
A
N
secas (por arriba
de operación);
Osedimentos);
IC
EN d)e) Superficies
EN de loslosniveles
F
T
Superficie de lodosM
(por debajo deC
I
N
SO
D
O
I
U
f)
Superficies sujetas
al
fuego;
O
N
V
C
A
M entre las superficies húmedasVy secas;
O húmedas y de lodos);
g)
Franja D
de O
nivel (superficie
IA comprendida
O
R
P
I
I
E debajo de estos;
h)
Revestimientos O
y superficies
T
V
Spor
E
C
A
E
i)
Recubrimientos y superficies por debajo de estos;
M DA
D o componentes con cambio deRdirección
PRen U, Dobleces,
E
j)
Superficies de elementos
(Curvas,
Retornos
N
O
U
Fentro
LA
SI
Codos, Tes, P
Bifurcaciones, Esquinas, Intersecciones,
otros);
N
O
I
O
Rviscosos oDabrasivos;
k)
Superficies
T
DO sujetas a los efectos de fluidosTaOalta velocidad,
I
A
N de alta temperatura;
l)
Áreas
N CON FIC
E
E
T
I son doble curvatura, Radio de nudillos,
m)
Superficies con espesor disminuido
como
M por conformado
N
D
O
U
O
O
N
Toroides,
entro
otros;
V
C
C n) Superficies con alteraciones,
A
M
A
O
O
I
L
o reparaciones
anteriores;
D sustituciones
R
V o con lectura de VIO
Pfinales como
E
E
TI(CML)
O
o)
Puntos con registro de espesores
se construyó, puntos de monitoreo
S
E
C
A
E
R
espesores en inspecciones previas.
M
A
D
P
R AD
E
O
INsuperficies
U
F
L
S
P a los incisos anteriores debe
El prestador de servicios en adición
inspeccionar
los
puntos
o
N
O
I
O
Rsegún corresponda.
susceptibles a deterioro en
D
T
DelOinterior y exterior por el servicio, TenObase al 7.3.1.2.
I
N
N CON FICA
E
7.3.2 DeterminarTelEprocedimiento de evaluación.
I
M
N
D
O
U
O
Ode las indicaciones detectadas en la
N
C
C de servicios debe seleccionar elOprocedimiento
El prestador
de evaluación
M
A
O
I
L
Inspección
de acuerdo con la tabla 2.1 y figura
delP
API 579-1/ASME
D 2.1O
R FFS-1-2016.
V
E
I
E
T
S
C
A
E
RE
7.3.3 Recopilación y análisis de información, el prestador
de servicios debe recopilar y analizar
Mla información
A
D
P
R
requerida para la evaluación de las indicaciones detectadas
de O
579-1/ASME
FFS- N
ADcomo
UE en cumplimiento con 2.8inicial
F API
L
SI
1-2016, del Paquete de tecnología de proceso,P
expediente de Integridad mecánica N
y subsecuentes
O
I
corresponda, los que debe cotejar con los resultados
obtenidos de la Inspección realizada. R
DO
O
T
DO
I
T
A
N
EN
7.3.4 Evaluación de indicaciones.
EN CO IFIC
T
M
N
D
O
U
O
C
El prestador de servicios
debe hacer la evaluación las tuberías
y/o equiposN
estáticos enO
cumplimiento con 2.1.3
C
M
O P
IA y con
L FFS-1-2016 de acuerdo a las indicaciones
de API 579-1/ASME
detectas
el nivel mínimo siguiente a
D
R
VO
E
I
E
T
O
menos que PEMEX especifique un nivel superior:
S
C
A
E
M
D
R ADA
E
O
F
L
PU
O
IN
O
O
R
D
O
T
D
I
T
A
N CON FIC
EN
E
T
I
M
N
D
O
U
O
O
N
C
C
M
A
PEMEX-EST-IC-274-2018
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TI
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E
A
M DA
PR
R
N
FO OLA
SI
IN
O
R
D
O
T
O
T
S
A
N
I
N
C
V
E
CO IFI
A
O
M
D y/o equipos estáticos
O1 para tuberías
que cumplan con todo loIO
siguiente:
U a) Nivel
IVútil
O
N
C
T
V
•
Con
menos
de
5
años
de
operación
o
vida
remanente
mayor
a
15
años;
E
A
M
DO OPIA• ConEprobabilidad
M
R
de falla en un lapso
mayor A
a diez años;PR
R
D gradosINde riesgos de 2 o menores de acuerdo con la NOMS
• Que
contengan o conduzcan
sustancias
O
C
Acon
F
E
L
S
D 018-STPS-2000; IN
O
O
E
R
• Con presión de O
Tmenor deA686DkPa (7 kg/cm2);
Tmanométrica
PU • Con temperatura
N
de operación
entre
4°C y 50°C;
N
E de tecnología
FIC y expediente de Integridad mecánica inicial o subsecuente;
CO de proceso
• Con M
paquete
I
O
DO
S
D
I
U
• Con
registroN
deO
operación,
mantenimiento
predictivo,
preventivo
y
correctivo,
y
además
que
O de un riesgo;
V estos no
CregistrenAdefectos o adviertan
A
M
O
D • Con
Rde operación menor de 12 meses;TIVO
PI fuera
IO
periodos
E
O
V
S
b) C
Nivel 2 para tuberías y/o equipos estáticos que noA
evaluación nivel
E
RE 1 o se encuentren en uno
M aplicaDpara
A
o más D
de los siguientes casos:
P
R
Emás de 10 años de operación; O
A
• Con
IN
U
F
L
S
P
N
vida útil remanente menor deI10 años;
O
O
O •• Con
R
O
T
Contenga
o
conduzca
sustancias
con
grados
de
riesgo D
de 3 o mayor de acuerdo con la NOM-018-STPSD
I
T
A
N
2000;
O IFIC
EN
EN de C
T
•
En
Equipo,
Tubería
o
Sistema
tubería
críticos;
M
N
SO
D
O
I
U
• No cuente con
paquete
de
tecnología
de
proceso;
O
N
V
C
A
M mecánica inicial o subsecuente;
• No cuenteO
con expediente
O
IA de Integridad
D
O
R
V
P
I
I
• No cuente conO
de E
operación, mantenimiento predictivo,T preventivo y correctivo,
Vanálisis de
Sregistren
E
C registro
Integridad mecánica
o estos
defectos o adviertan de unA
riesgo;
E
Mquinquenio;
A
D de Integridad mecánica en el último
PR
R
• No cuenta con evaluación
D
E
N
I
U de operación, mayores a 12 meses;
• Con periodosPfuera
FO OLA
S
N
I
c)
Nivel 3 para
tuberías y/o equipos estáticos con:
O
R
D
T
DO
• VidaIútil
remanente de 5 años o menor; TO
A
Ncuenta con registro de operación,
Nmantenimiento
ON predictivo,
IC preventivo y correctivo, análisis de
•ENo
E
F
C
T
I
M
N Integridad mecánica;
Dcomo resultado de la evaluación nivel 1 o 2;
O mecánica
U
O
O
N
V
• Con anomalía que pone enC
riesgo la Integridad
C
A
M
A
O
O
I
L
• Con condiciones de operación
D Oo servicio
R a las del diseño original. TIV
P diferentes
E
E
VIO
S
E
C
A
7.3.5 Determinar vida útil estimada el tiempo
Ede vida remanente.
M DA
D
PR
R
E
A deSretiro
IN (tr), por
U determinar y registrar en el anexo
7.3.5.1 El prestador de servicios
debe
el L
espesor
FO B, O
P
N
mecanismo de degradación O
generalizado (perdida generalizada deI metal) todos
O de todo el
R los componentes
D
O2.5 del API
T
Dsus servicios, cumpliendo con la parte
Equipo estático alcance de
579-1/ASME
FFS-1:2016.
I
T
N
N CON FICA
E
E
T de servicios en caso de encontrar
Ia desgaste generalizado, debe
7.3.5.2 El prestador
diferentes
M indicaciones
N
D
O
U
O
determinar y registrar en el anexo B los parámetros
PMPO, y espesor
O de retiro (tr), como corresponda,
N
C de VUE,
C
M
A
O
en cumplimiento
con la correspondiente parte
del API 579-1/ASME
FFS-1:2016.
O
I
L
D OP
R
V
E
I
E
T
S
C
A
7.3.6 Probabilidad de falla.
E
RE
M DA
D
P
R
Oy/o equipos
A estáticoSIN
UlaEprobabilidad de falla de las tuberías
7.3.6.1 El prestador de servicios debe determinar
F
L
P
N
alcance de sus servicios que:
I
O
RO DO
T
a)
Como resultado de la evaluaciónID
del deterioro y/o defecto (nivel 3); TO
N o menor;
N CON FICA
b)
Que resulten con VUE de 5Eaños
E
I
c)
Que son Equipo y/o Tuberías
M
NT críticas; o
D
O
U
d)
PEMEX lo indique O
en la ES.
N MO
C
C
A
O
I
L
D unOanálisis
R cumpliendo el 2.4.3.2 API TIVO
P deEriesgo
E de falla se debe determinar mediante
7.3.6.2 La probabilidad
S
C
A
RP 580-2016 y el 4.1 de API RP 581:2016.
E
M
D
R ADA
E
O
F
L
PU
O
IN
O
O
R
D
O
T
D
I
T
A
N CON FIC
EN
E
T
I
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N
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O
N
C
C
M
A
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E
A
M DA
PR
R
N
FO OLA
SI
IN
O
R
D
O
T
O
T
S
A
N
I
N
C
V
E
CO IFI
A
O
M
O
de D
servicios una vez queIV
determina la VUE, PMPO
y/o tr y en su caso la
U 7.3.7 ElNprestador
IO o TMPO
O
C
T
V
Probabilidad
de
falla,
debe
establecer
las
recomendaciones
de
las
actividades
de
mantenimiento
y mitigación,
E
A
M
A
R
DO OP
lasIcuales seR
deben fundamentar y cumplir
con lo siguiente:
M
A
P
R AD
SE
N
O
C a) ESecciones
I
F
a la 5 deN
parte 3 del
NB-23:2017 S
(NBIC) y con el ASME B31.3:2016 para reparaciones de
D Tuberías de2 proceso;
OL
I olaAPI
O
E
R
570:2016
en
conjunto
D con el API RP 577:2013;
O para N
T
T
reparaciones A
en Tuberías para hidrogeno;
PU b) ASME B31.12:2014
N C3Oy 4 del NB-23:2017
IC (NBIC) y ASME B31.1:2016 o ASME sección 1:2017
c)
Parte 3 E
secciones 2,
F
I
O de para
DO
M
S
reparaciones
en
Tuberías
para
calderas
de
potencia;
D
O
I
U
N 2, M
d) C
Parte 3 secciones
3 yO
4 del NB-23:2017 (NBIC) y Secciones I, VIII Divisiones 1 yA
2V
del ASME:2017,
A
O
O
I
reparaciones
en equipos sujetos a presión, V
equipos estáticos sujetos
a
fuego
y equipos
D para
O
R
P
I
I
E
T
O
V
relacionados;
S
E
CAPI Std 653:2014,
A
E
e)
para las reparaciones y reconstrucción
de equipos R
estáticos atmosféricos y a baja
M
A
D
P
R
D
presión.
E
O
A
IN
U
F
L
S
P
N
O
I
7.3.8
O Métodos de Inspección y pruebas
R
DO
O
T
D
I
T
A
N
O IFpor
ICmedio de las PND/END de conformidad con ASME, O
EN 7.3.8.1 El prestador de servicios
EN debe Cinspeccionar
T
M
BPVC. SEC V:2017 y pruebas indicadas
para D
el tipo de deterioro y/o desgaste esperado por el servicio deIS
N
O
U 571:2011,
O
N
conformidad con API-RP
de igual forma
se complementan con ISO 6507-1:2018, ISO 6508-1:2016
C
AVy
M
A
O
O
I
ASTM E110:14.
D OP
R
IO
IV
E
T
V
S
E E7:2017
Cy técnicasEde PND/END que se puede utilizar,Mestán
A referenciadas en elRASTM
7.3.8.2 Los métodos
A
D
P
R AD
E
O
IN
U
7.3.8.3 Los métodos
de
prueba
que
se
pueden
utilizar
son
los
siguientes:
F
L
S
P
O
IN
O
O
R
D
O
T
D
a)
Medición
de espesores (UTT);
I
T
A
N de fuga (LT);
N CON FIC
b) EPrueba
E
T
I
- Presión directa
M
N -- Burbuja
D
O
U
O
Burbuja - Caja de vacío
O
N
C
C
AV
M
A
O
- Diodo detector de halógenos
O
I
L
D helioP- DetectorEde
R sonda
E
IO
IV
- Espectrómetro de masas con O
T
V
S
E
C
A
- Espectrómetro de masas con helio - Sonda
E de rastreo
M DA
D
PR
- Cambio de presión
R
E
IN
c)
Prueba de presión hidrostática);
FO OLA
S
PU
N
d)
Prueba de presión neumática);
I
O
O lleno deNlíquido);
e)
Pruebas de presión
hidroneumática (neumática parcialmente
TR ADO
D
I
T
N
f)
Prueba de composición
químico de materiales por N
rebaba cuando
O se puede
ICtomar la muestra y de lo
Eespectrometría.
E
F
C
T
contrario por
I
M
N
D
O
U
O
O
N
C
C
7.3.8.4
Los métodos y técnicas de PND/END
y pruebas
realizar
M en conformidad con ASMEVBPVC
Oy/o
IAse deben
DOde
R
P
ELV:2017, los requerimientos de la Norma
SEC
fabricación
y/o
estándar de construcción de las tuberías
I
E
Trefieren en
equipos estáticos y las normas o procedimientos
o prácticas S
correspondientes al PND/END que se
CO
A
E
RE
M DA
este EST.
D
P
R
E
U
FO OLA
SIN
P
7.3.8.5 Las pruebas de presión hidrostáticas con agua deben ser de conformidadIN
con el PEMEX-EST-IC-1502017.
O
TR ADO
DO
I
T
N
O
ICcon ASME
EN y neumáticas parcialmente lleno
ENde líquido
F
7.3.8.6 Las pruebas hidroneumáticas
deben cumplir
C
T
I
M
D
O
BPCV Sección VIII Div-1:2017,
U
ON ASME SEC V:2017, Parte T-1040
O
N
C
C
M de presión o fuga debe VO
O de fuga
IAen las pruebas
R
7.3.8.7 El prestador
P
EL de servicios en caso de cualquierDseñal
E
TI
S
encontrar el punto de fuga y registrar este en el correspondiente
IRP.
CO
A
DE
RM ADA
E
O
F
L
PU
O
IN
O
O
R
D
O
T
D
I
T
A
N CON FIC
EN
E
T
I
M
N
D
O
U
O
O
N
C
C
M
A
PEMEX-EST-IC-274-2018
INSPECCIÓN, CONFIABILIDAD, MANTENIMIENTO
CONTRATACIÓN SERVICIO DE EVALUACIÓN DE LA INTEGRIDAD MECÁNICA DE
TUBERÍAS Y EQUIPOS ESTÁTICOS
Petróleos Mexicanos Todos los derechos reservados
Dirección Corporativa de Administración y Servicios
Dirección Operativa de Procura y Abastecimiento
Avenida Marina Nacional #329, Torre Ejecutiva Piso 36
Col. Verónica Anzures, Del. Miguel Hidalgo,
C.P. 11300, Ciudad de México
Hoja 16 de 26
Prohibida su reproducción parcial o total sin la autorización por escrito de Petróleos Mexicanos a través de las áreas
correspondientes
TI
VI
E
A
M DA
PR
R
N
FO OLA
SI
IN
O
R
D
O
T
O
T
S
A
N
I
N
C
V
E
CO IFI
A
O
M
D
Ode Inspección.
U 7.3.9 Plan
IO
IV
O
N
C
T
V
E
A
M
IA El prestador
DO OP
7.3.9.1
elaborar el A
plan de Inspección
con base a los mecanismos de deterioro
M
R de servicios debe
PR (PMD/END),
E
R
D
esperados
y
definir
la
o
las
técnicas
de
Inspección
y/o
prueba
como la intensidad de estas,
S
N
O
C considerando
A
I
F
E
L
S
los
siguientes
factores:
D
IN
E
RO DO
O
T
U
T
A
previstas;
P a) Modos de degradación
N oIC
Náreas
Oconocidas
O
E
b)
Principales
deCdegradación;
F
I esperada;
O
D
M
S
c)
Tasa
de degradación/susceptibilidad
D
O
I
U
O
V
d) C
Monitoreo enN
defectos existentes;
A
M
A
O
O
I
e)
Espesores
remanentes;
D
R que puede(n) detectar efectivamente
P de
IO identificados;
IV los modos de degradación
E
T
O
V
f)
Técnica(s)
Inspección
S
CAccesibilidad
A
E segura a equipos o partes del equipo;
RE
g)
M
A
D
P
R
Dpor lasItécnicas
h)
Impactos
mecánica
E potenciales negativos en la integridad
N de Inspección y/o prueba;
O
A
U
F
L
i)
Riesgos
posibles
en
las
actividades
de
Inspección.
S
P
O
IN
O
R
DOde Inspección de acuerdo a los requisitos
O
T
D
I
7.3.9.2 El prestador de servicio debe
desarrollar
procedimientos
T
A
N
O la metodología,
IC criterios de aceptación o rechazo y registros O
EN descritos en este EST. Además,
EN debeCincluir
F
T
I
M
(reportes) que se generen derivados
de seguridad e higiene relacionados, accionesIS
N
D elrequisitos
Ode las mismas,
U
O
N
correctivas y su procesamiento.
Se debe considerar
uso de listas de verificación para la Inspección visual;
C
AV
M
A
O
O
I
alternativamente,
se
pueden
desarrollar
para
cada
tipo
de
tubería
y/o
equipo
estático,
un
sólo
procedimiento
D
R
P
IO
IV
E
general de InspecciónO
con listas de
verificación anexas.
T
V
S
E
C
A
E
R
M
A
D
P
7.3.9.3 El plan de Inspección
tuberías y equipos estáticosRlo debe aprobar
el inspector con la
D y Ifirmar
E losdetipos
N
O
A
U
información base para
definir
de
deterioro
y
la
localización
de
su
ocurrencia,
con
la selección de las
F
L
S
P y PND/END apropiadas queINidentifiquenOclaramente
técnicas de Inspección
el
mecanismo
particular de
O
O
Rde inspección
D
O y técnicas
T
Dlugares específicos. El plan de inspección
deterioro en
están sujetas a la verificación
I
T
A
N CON FIC
por PEMEX.
EN
E
T
I
M
N
D
O
U
O
7.3.9.4 Para las tuberías y/o equipos
estáticos,
los
planes
de
la Inspección deben describir entre otros, lo
O
N
C
C siguiente:
AV
M
A
O
O
I
L
D OP
E
IO
IV
ER
T
V
S
E
C
A
a)
Lugares de monitoreo de la condiciónE
(CML) para mecanismos específicos de deterioro;
M DA
D
PR
b)
Puntos de contacto de tubería en
los
soportes;
R
E
IN
c)
Soportes de tubería soldados;U
FO OLA
S
P(CBA);
N
d)
Corrosión bajo aislamiento
I
O
R
D
O
e)
Puntos de inyección;
T
DO
I
T
N del proceso;
f)
Puntos de mezcla
N CON FICA
E
E
g)
Interfaces T
(S-A) (concreto-a-aire); M
I
N suelo-aire
D
O
U
h)
Secciones
de flujo lento de la tubería;
O
N MO
C
C auxiliar;
i)
Tubería
A
O
O
I
L
Dlo definaOPemex;
R
V
P
j) E Tubería de uso general crítica según
I
E
T
S
k)
Venteos/drenes;
C
A
E
RE
M DA
l)
Uniones de tubería roscadas;
D
P
R
Einterno;
m)
Recubrimientos anticorrosivos o recubrimiento
IN
U
FO OLA
S
P
n)
Válvulas críticas;
N
I
O
R
o)
Juntas de expansión;
DO
O
T
D
I
T
A
N
p)
Piernas muertas, de condensado
o nivel;
O de riesgos.
IC
EN que
EN preventiva
F
q)
Indicar en su caso los elementos
se deben revisar en la Inspección
C
T
I
M
N
D
O
U
O
O
N
C
C
7.4 Verificación
DO OPIA ER M
VO
EL
I
T
S
C
A
E
M
D
R ADA
E
O
F
L
PU
O
IN
O
O
R
D
O
T
D
I
T
A
N CON FIC
EN
E
T
I
M
N
D
O
U
O
O
N
C
C
M
A
PEMEX-EST-IC-274-2018
INSPECCIÓN, CONFIABILIDAD, MANTENIMIENTO
CONTRATACIÓN SERVICIO DE EVALUACIÓN DE LA INTEGRIDAD MECÁNICA DE
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Hoja 17 de 26
Prohibida su reproducción parcial o total sin la autorización por escrito de Petróleos Mexicanos a través de las áreas
correspondientes
TI
VI
E
A
M DA
PR
R
N
FO OLA
SI
IN
O
R
D
O
T
O
T
S
A
N
I
N
C
V
E
CO IFI
A
O
M
D
O
O
servicios contratados
por PEMEX Ien
se deben verificar y aprobar por el
V materia de este EST
U 7.4.1. Los
Imanera
O
N
C
T
V
responsable
de
aseguramiento
de
calidad
del
prestador
de
servicios;
de
independiente a la supervisión
E
A
M
A
R
DO OP
de IPEMEX o R
quien designe de conformidad
con PEMEX-EST-0049/05-2017
en
su
caso.
M
A
P
E
R AD
S
N
O
C El responsable
F de calidad
E
L del prestador
SI del servicio debe elaborar el plan de específico de
del aseguramiento
N
D
O
I
O
Everificación de los servicios
DEST, la ES, el EST PEMEX-EST-0049/05-2017 y con ISO TS
O de acuerdo
TR con este
T
A
PU 29001:2010 o NMX-CC-29001-IMNC-2015.
N
N CO
IC
E
F
I
O
DO
M
S
D
O
7.4.1.1 U
El plan específico
de verificación
debe ser del nivel de supervisión que se indique Ien
la ES, de
O
N
V
C
conformidad
con
la
tabla
1
de
PEMEX-EST-0049/05-2017,
así
como
contener
el
procedimiento
que
describa
la
A
M
O
O
IA
D
O
R
elaboraciónP
y custodia del
expediente de integridad mecánica
de
los
servicios,
por
el
prestador
de
servicios;
V
I por al menos seis años
E el resguardo de éste en copia
Tdigital
O debe establecer
VI después de cerrado el
S
mismo
que
E
C
A
contrato.
M DA
DE
PR
R
E
A y/o equipos
IN estáticos el alcance de los servicios
FO deO
L
S
PU
7.4.1.2
Para toda actividad y punto de inspección
tuberías
N
I o “NoRConformidad”Ocomo evidencia documental, conservando la
Odebe generar y registrar la “Conformidad”
se
D como evidencia física para verificar el
O
T
D
I evidencia física corresponda,Nregistrando
T
A
todos los hallazgos,
N
N
Oestablecidos
ICen este EST, previo a su recepción, se deben realizar O
E
E técnicos
cumplimiento de los requerimientos
F
C
T
I
M
N
las actividades supervisión
y verificación
descritas en este EST y en su caso, requerimientosIS
D
O de lasOoperaciones
U determinados
N
C
específicos de Inspección
en
la
ES.
AV
M
A
O
O
I
D
R
P
IO de su
IVal prestador de servicios,
E
T
V
7.4.2 La supervisión O
por parte de
PEMEX o por quien designe, no libera
S
E
C
A
E con este EST.
R
responsabilidad de cumplimiento
M
A
D
P
E
N a PEMEX y/o su
OR LADel libre
Iacceso
7.4.3 El prestadorP
deUservicios, en todo momento debeF
prestar y facilitar
S
O
IN los R
O
Representante,Oa las instalaciones donde se O
realizan
servicios contratados,
así como a toda la
D
T
D
I
T
A
N
documentación
y
pruebas,
entre
otros,
relacionados
con
los
servicios.
EN
EN CO IFIC
T
M
N
D
O
U
O
O
N
C
C
AV
M
A
O
8
Requisitos documentales
O
I
L
D OP
E
IO
IV
ER
T
V
S
E
C
A
8.1 El prestador de servicios debe elaborar
a PEMEX todos los documentos en idioma español
E y entregar
Ry ely
M
A
D
P
en el Sistema General de unidades conformidad
con la NOM-008-SCFI-2002,
firmadosD
por
el Inspector
R
E
responsable del sistema de gestión U
IN
FO OLA
S
P de calidad del prestador de servicio.
N
I
O modificar con
R no seDdeben
8.1.1 Los reportes de resultados
deT
validez
O
DO de software que por sus características
I
T
la traducción al idiomaN
Español se permiten en Idioma inglés.
N CON FICA
E
E
I
M a verificación
NT de servicios debe elaborar y someter
D
O
U
8.1.2 El prestador
de
PEMEX,
los documentos indicados en
O
O estáticos,
N oM
Cuna de lasAtuberías
C
los siguientes
incisos,
como
mínimo,
para
cada
equipo
alcance de sus servicios
O
O
I
L
D OP
Rla siguiente información.
V
deE
manera independiente, debidamente identificados
con al menos
I
E
T
S
a)
Nombre y rótulos del prestador de servicios;
C
A
E
RE
M DA
b)
Número de contrato de PEMEX;
D
P
R
E
c)
Título del documento;
IN
U
FO OLA
S
P
d)
Número de identificación del documento;
N
I
O
R
e)
Número de revisión;
DO
O
T
D
I
T
A
N
f)
Descripción de la revisión; N
E
EN CO IFIC
g)
Fecha de la revisión;
T
M
N
D
O
h)
Nombre y firma delO
inspector;
U
O
N
C
i)
Nombre y firma C
del responsable de calidad del prestador
de
servicios;
M
j)
Clave, nombre
VO
EL y servicio de las Tuberías o Equipo;DO OPIA ER
I
T
S
k)
Número de serie del Equipo;
C
A
E
l)
Lista del contenido y paginación consecutiva.
M
D
R ADA
E
O
F
L
PU
O
IN
O
O
R
D
O
T
D
I
T
A
N CON FIC
EN
E
T
I
M
N
D
O
U
O
O
N
C
C
M
A
PEMEX-EST-IC-274-2018
INSPECCIÓN, CONFIABILIDAD, MANTENIMIENTO
CONTRATACIÓN SERVICIO DE EVALUACIÓN DE LA INTEGRIDAD MECÁNICA DE
TUBERÍAS Y EQUIPOS ESTÁTICOS
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Hoja 18 de 26
Prohibida su reproducción parcial o total sin la autorización por escrito de Petróleos Mexicanos a través de las áreas
correspondientes
TI
VI
E
A
M DA
PR
R
N
FO OLA
SI
IN
O
R
D
O
T
O
T
S
A
N
I
N
C
V
E
CO IFI
A
O
M
D
O
U
IVmínimo lo siguiente: VIO
O
N
C
T
8.1.2.1
Plan
de
trabajo,
que
debe
contener
como
E
A
M
R
DO OPIA ER
M
A
P
R AD y particular);
Inspección (General
S de los trabajosFe O
N
C a)b) EAlcances
I
el mecanismo
D Identificar
OL O S
IN deterioro;
E
R
c)
Determinar el procedimiento
de
evaluación;
D
O
T
yTanálisis deN
información;A
PU d) Recopilación
N
C
O IFI
E del deterioro;
e)
Evaluación
C
O
DO
M
S
f)
Determinar
vidaO
útil remanente;
D
I
U
Ode falla, cuando es requerido;
Nprobabilidad
V
g) C
Determinar la
A
M
A
O
O
I
h)
Determinar
preventivo y/o Icorrectivo,
o en su caso
D
O
R de corrección, reparación, mantenimiento
P y métodos
IV
E
T
O
V
remplazo;
S
CProgramaEde trabajo.
RE
i)
MA DA
D
P
R
E
O
A debeScontener
IN como mínimo:
U
L
8.1.2.2
El
y/oFequipos estáticos,
P Plan de Inspección de tuberíasIN
O
O
R
DO
O
T
D
I
a)
Alcance;
T
A
N
Omecanismo
IC
pruebas por
de deterioro interior y/o exterior;
EN b) Métodos de InspecciónEyN
F
C
T
I
M
c)
Procedimientos de InspecciónO
por cada PND/END
correspondiente a cada mecanismo de deterioro;
N
SO
D
I
U
O
N
V
d)
Procedimientos
de
pruebas;
A
M
OCo certificación
O
IA y calificaciones;
e)
Acreditaciones
D
O
R
V
P
I
I
Einstrumentos vigente;
f)
Informes de calibración
T
O de los
V
Smediante
E
g)
Periodicidad C
de Inspección
PND/END y prueba. MA
E
A
D
PR
R
D
E
N
U
8.1.2.3 Dictamen de
evaluación de Integridad mecánica (Aptitud
FO para
LelAServicio),SelI que debe contener como
P
N
O
I
mínimo:
O
R
D
O
T
DO
I
T
A
N de estado actual;
N CON FIC
a) EInforme
E
T
b)
Informe de Vida Útil Remanente;M
N
DI
O
U
O
c)
Informe de probabilidad de C
falla;
O
N
C d) Plan de Inspección futura;
AV
M
A
O
O
I
L
D OP preventivo
E
IO
IV
e)
Recomendaciones de mantenimiento
ER o correctivo, como corresponda;
T
V
S
E
C
A
f)
Conclusiones, para cada uno de lasE
Tuberías o Equipo estático, alcance de sus servicios de manera
M DA
D
PR
independiente.
R
E
IN
U
FO OLA
S
Pmecánica,
N
8.1.2.4 Expediente de Integridad
que
debe
contener
como
mínimo:
I
O
R
D
O
T
DO
I
T
Ncomo corresponda;
Ngeneral de Equipos, Isométrico o Eplano
a)
Plano de arreglo
N de Tubería
CA
O
I
E
F
C
b)
Lista de materiales
y componentes;
I
M
NT
D
O
U
c)
Mapa
de soldaduras;
O
N MO
C
C de evaluación de la Integridad
d) LDictamen
mecánica;
A
O
O
I
D por
R
V
P
e) E Autorización de funcionamiento otorgado
la STPS, considerando
las excepciones de la NOM-020I
E
T
STPS-2011, cuando aplique;
CO E S
A
RE
M DA
f)
Registro de espesores actuales (anexo A);
D
P
R
Eaplique);
g)
Registro de deterioros no generalizado (cuando
IN
U
FO OLA
S
P
h)
Memoria de cálculo de VUE, PMPT y dt;
N
I
i)
PND/END Expediente de Integridad
mecánica inicial o previo (anteproyecto).
O
TR ADO
DO
I
T
N
EN
EN CO IFIC
T
M
D
O
8.1.3 Mapa de espesores
U
ON
O
N
C
C
M
IA
DOel mapa
R
VO
8.1.3.1 El prestador
de espesores
de cada una de las tuberías
P
EL de servicios debe entregar a PEMEX
I
E
T
O
y/o equipos estáticos alcance de sus servicios, en archivo electrónico
que S
debe estar en el software y versión A
C
E
que se especifique en la ES.
D
RM ADA
E
O
F
L
PU
O
IN
O
O
R
D
O
T
D
I
T
A
N CON FIC
EN
E
T
I
M
N
D
O
U
O
O
N
C
C
M
A
PEMEX-EST-IC-274-2018
INSPECCIÓN, CONFIABILIDAD, MANTENIMIENTO
CONTRATACIÓN SERVICIO DE EVALUACIÓN DE LA INTEGRIDAD MECÁNICA DE
TUBERÍAS Y EQUIPOS ESTÁTICOS
Petróleos Mexicanos Todos los derechos reservados
Dirección Corporativa de Administración y Servicios
Dirección Operativa de Procura y Abastecimiento
Avenida Marina Nacional #329, Torre Ejecutiva Piso 36
Col. Verónica Anzures, Del. Miguel Hidalgo,
C.P. 11300, Ciudad de México
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correspondientes
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C
V
E
CO IFI
A
O
M
D
O
U
IO
IVel anexo B o en su caso
O
N
C
T
V
8.1.3.2
El
mapa
de
espesores
debe
cumplir
con
contener como mínimo la información
E
A
M
IAen este seRindica.
R
DO OP
que
M
A
P
E
R AD
S
N
O
C 8.1.3.3
I
F
S de espesores, los espesores actuales (t ) medidos
servicios
debe registrar
el mapa
DE El prestador depuntos
OLa fallaendeterminados
INsusceptibles
O
E
R
por UTT, tanto de los O
por la evaluación de la Integridad mecánica en
D
T
enTlos puntosN
con registro A
de espesores finales como se construyó y puntos de monitoreo
PU ejecución, como N
O en inspecciones
IC previas, según corresponda; así como los espesores
E
(CML) o de lectura
de espesores
t ,t
F
C
I
O
DO
M
S
y t para
el
componente
y
punto
registrado
en
particular,
de
acuerdo
con
el
anexo
B
de
este
EST
o
en
caso
de
D
O
I
Ude software
O
N
C
reportes
especializados,
contener como mínimo la información que en el anexoABV
de este EST se
My a solicitud de PEMEX actualizarVO
O PIAen su caso
indica; así como
D
R
IO de datos existente o
I la información en laVbase
E
T
softwareO
que PEMEX
indique en la ES.
S
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P
R
D
8.1.4 PlanE
de Inspección a futuro
O
A
IN
U
F
L
S
P
N
O a PEMEX
I
8.1.4.1
elaborar
y entregar
O El prestador de servicios debe
R
DO el plan de Inspección o monitoreo a futuro
O
T
D
I
en cumplimiento con el 7.3.8 y loT
siguiente con
base a la A
aptitud para el servicio (FFS), la Vida Útil Estimada
N
N Cpara
O cadaIF
IC y Equipo estático alcance de sus servicios.
Tubería
EN (VUE) y probabilidad de fallaEdeterminada
T
M
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SO
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N
V
8.1.4.2 El plan de Inspección
a
futuro
debe
contener
el
programa
de
inspecciones
futuras
con
los
periodos
o
A
M
OC PdeIAInspección,
O
intervalos recomendados
los componentes que se deben inspeccionar
y el tipo de Inspección
D
O
R
V
I
I
recomendada para éstos.
T
V
E
CO E SE
A
M
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D
PR
R
8.1.4.3 El programa de E
inspecciones
a futuro debe establecer los
periodosD
o intervalos recomendados
en API
N
O
A
I
U
510:2014, API 570:2016,
API
RP
575:2014,
API
579-1/ASME
FFS-1:2016,
API
RP
580:2016,
API
RP
581:2016
F
L
S
P
O a los siguientes:
IN o mayores
y NB-23:2017, O
como corresponda y no deben ser posteriores
O
R
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T
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TO laNSTPS
A
NI de vencimiento de la licencia E
C
a) EFecha
deN
operación de
para
Equipos
sujetos a presión;
O IFI
C
T
b)
La
mitad
de
la
Vida
Útil
Estimada
(VUE);
M
N
O nivel 2OdeDinspección;
U estáticosNcon
O
c)
5 años para tuberías y/o equipos
C
C
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d)
10 años para tuberías y/o
equipos estáticos
con nivel
1 de inspección.
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cal
min
ret
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correspondientes
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IV AnexodeA serviciosVIO
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Especificación
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DO OPIA ER
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MECANICAOR
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C A.1 EINTEGRIDAD
A
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ESPECIFICACIÓN
DE SERVICIOS
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PU
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N CO FECHA:
IC No. ORDEN:
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PEMEX-EST-IC-274-2018
1/1
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N MO NIVEL DE EVALUACIÓN DE INDICACIONES
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D OP NIVEL E
IONIVEL 3
IV2
1R
NIVEL
T
V
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DATOS GENERALESA
/ NODO
C
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REO ACTIVO:_________________________
M DE LADUDC
EPS:_____________________________
SUBDIRECCIÓN:______________________________GERENCIA
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COMPLEJOP
/CAMPO:_______________________________________
INSTALACIÓN:___________________________________________________
S
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TDESCRIPCIÓN
D
UDC/NODO:___________________________________________
DE UDC/NODO:__________________________________________
I
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IC □ CAMBIADOR DE CALOR □ __________________________O
ENTIPO: □ TUBERÍA □ CIRCUITO DEETUBERÍA
F
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I
□ RSP
□ TANQUE
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NO. DE EQUIPO/TANQUE/TUBERÍA:
_________________ CANT. ELEMENTOS:_______
A
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DO OPIA ER M
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I
I
V
/ DISEÑOT
S CONDICIONES OPERATIVAS
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E
TEMPERATURA DE DISEÑO:__________________________PRESIÓN
DE DISEÑO:_______________________
TMPO:_________________
M DA
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O
TEMPERATURA DE OPERACIÓN:________________________PRESIÓN
DEF
OPERACIÓN:__________________
LA
SI TMDM:_________________
PU
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I
AÑO DE FABRICACIÓN:
PMPO:_________________
O DELNMATERIAL:___________________
TR ADO
DO________________________ ESPECIFICACIÓN
I
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NORMA/ESTANDAR
FLUIDO:___________
FI
CO SERVICIO:________________
TE DE CONSTRUCCIÓN:_________________________________
I
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CDE LOS A
DESCRIPCIÓN
SERVICIOS/TUBERÍA/SISTEMAS
DE TUBERÍA/EQUIPO
CO
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MARCAR LA DOCUMENTACIÓN
SE ENTREGA I
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PLANO DEL EQUIPO/ISOMÉTRICO: ( )
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DO OPIA ER M
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PAQUETE TECNOLÓGICO: ( )
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EXPEDIENTE DE INTEGRIDAD MECÁNICO: INICIAL:_________ U
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P ÚLTIMO:________
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EN CO IFIC
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Anexo B
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IO mecánica
IVevaluación
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Formato
de
dictamen
de
de
la
integridad
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EVALUACIÓN
DEVINTEGRIDAD
MECÁNICA
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PR NO. DE ORDEN
FECHA:
2/4
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L TUBERÍA/SISTEMA
S DE TUBERÍA/EQUIPO
DE
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IN DATOSRDE
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PEPS:_________________________
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SUBDIRECCIÓN:______________________________GERENCIA
O ACTIVO:_____________________________
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CO IFI
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COMPLEJO /CAMPO:______________________________________________
INSTALACIÓN:____________________________________________
N MO
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D OP
UDC/NODO:____________________________________
DESCRIPCIÓN DE UDC/NODO:_________________________________________________
R
IO
IV
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A /TANQUE: ____________________
TIPO:
□C
CIRCUITO DE
CANT. ELEMENTOS:_______
E TUBERÍA □ RSP □ TANQUE NO. DEMEQUIPO
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CONDICIONES
OPERACIÓN IN
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TEMPERATURA
DE DISEÑO:__________________________________
PRESIÓN
D DE DISEÑO:________________________________________
O
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A
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E TEMPERATURA DE OPERACIÓN:______________________________
EN CO IFICPRESIÓN DE OPERACIÓN:____________________________________
T
M
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V
AÑO DE FABRICACIÓN: _____________________________________
ESPECIFICACIÓN
DEL
MATERIAL:______________________________
A
M
OC PIA
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I
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CÓDIGO DE CONSTRUCCIÓN :________________________________
DATOS
DE
DISEÑO
ORIGINAL:_________________________________
T
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CO E SE
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M NO LIMITATIVA
A
DDICTAMEN DE EVALUACIÓN DE LA INTEGRIDAD,
PR
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SI kg/cm (psi)
PUDE OPERACIÓN (PMPO): _____________________________________________________
• PRESIÓN MÁXIMA PERMISIBLE
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DDEOLOS ELEMENTOS ANALIZADOS: _______________________________________________________
años
• VIDA REMANENTE
I
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A
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mm (in)
E
• ESPESORES
CO IFI
TE MÍNIMOS MEDIDOS: ________________________________________________________________________
M
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mm (in)
•OESPESOR DE RETIRO: __________________________________________________________________________________
O
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C
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mm
(in)
D OP
E • ESPESOR DE SEGURIDAD: _______________________________________________________________________________
ER
TIVmm (in)
VIO
S
• RANGO DE ESPESOR CERCANO AL LÍMITE DE RETIRO:
E
C ________________________________________________________
A
M Dmm/año
A
DE
PR
• VELOCIDADES DE CORROSIÓN A CORTO Y A LARGO PLAZO:
___________________________________________________
R
E
FO OLA años SIN
• VIDA ÚTIL ESTIMADA: _________________________________________________________________________________
PU
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I
O
R
dd/mm/aa
• FECHA DE PRÓXIMA INSPECCIÓN: ________________________________________________________________________
D
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N
N CON FICA dd/mm/aa
• FECHA DE RETIRO PROBABLE:
___________________________________________________________________________
E
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• DICTAMEN: __________________________________________________________________________________________
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kg/cm (psi) /°C O
• PRESIÓN
Y TEMPERATURA DE OPERACIÓN: ________________________________________________________________
A
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Kg/cm (psi)
/°C
• PRESIÓN Y TEMPERATURA DE MÁXIMAS DE OPERACIÓN: ____________________________________________________
T
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• RECOMENDACIONES DE REPARACIÓN O SUSTITUCIÓN DE ELEMENTOS: _________________________________________
D
P
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• RECOMENDACIONES DE MANTENIMIENTO PREVENTIVO: ____________________________________________________
FO OLA
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I
• CRITERIOS DE ACEPTACIÓN UTILIZADOS EN LA EVALUACIÓN
O
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DODE INTEGRIDAD MECÁNICA: _________________________
I
T
N
• RESUMEN DE LOS HALLAZGOS DETECTADOS PORN
E CADA TÉCNICA DE INSPECCIÓN: ________________________________
EN CO IFIC
T
M
• RECOMENDACIONES DE MONITOREO N
DE ELEMENTOS CRÍTICOS: ______________________________________________
D
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C
C
• EL ANÁLISIS DE VIDA REMANENTE
Y PMPO DE LOS ELEMENTOS CON INDICACIONES
O
HALLAZGOS:
__________________
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C.P. 11300, Ciudad de México
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correspondientes
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PEMEX-EST-IC-274-2018
INSPECCIÓN, CONFIABILIDAD, MANTENIMIENTO
CONTRATACIÓN SERVICIO DE EVALUACIÓN DE LA INTEGRIDAD MECÁNICA DE
TUBERÍAS Y EQUIPOS ESTÁTICOS
Petróleos Mexicanos Todos los derechos reservados
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IV Anexo C
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C C1. E DG-SASIPA-SI-00520F“Manual
Ala construccion,
IN inspeccion y reparacion de tanques cilidricos
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Everticales”.
RO DO
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NT “Non-destructive
C
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C2.
ISO 10863:2011
testing
of welds -- Ultrasonic testing -- Use of Time-of-flight diffraction
F
C no destructiva
I de soldaduras
O
D
M
technique
(TOFD)”,
(Prueba
– Prueba ultrasónica – Uso de la técnicaIS
de tiempo de
D
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O(TVDU)).
Nultrasónica
vueloC
de la difracción
AV
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D OP
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IV– Piping, (Industrias V
E
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C3.
ISO 15649:2001
“Petroleum and natural gas industries
del
gas natural y petróleo –
S
E
C
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R
Tubería)”.
D
RM ADA N P
E
O
F and
L gas industries—Venting
C4. PU
ISO 28300:2008 “Petroleum, petrochemical
natural
of atmospheric and lowSI
N
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I
pressure
storage tanks (Petróleo, petroquímicaRe Industria O
de gas natural - Venteo de tanques de
O
D
IDalmacenamiento atmosféricos yNbaja
presión)”.NT
TO
A
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O IFIC
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C
T
M
C5.
ISO/TS 11774:2011 Non-destructive
testing -- Performance-based qualification (Pruebas NoISO
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N
Destructivas – Calificación
basada
en
habilidad).
C
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D OPFFS-2-2009
R
IVProblemas Ejemplos).VIO
E
C6.
API 579-2/ASME
Example Problem Manual (ManualT
con
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R Low-Pressure
C7.
API Std 620-2013
and Construction of Large, Welded,
Storage Tanks (Diseño y
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EdeDesign
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construcción de tanques
almacenamiento
baja
presión,
soldados,
grandes)
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O (Tanques
T soldados
C8.
API
Std 650-2013 Welded Tanks for Oil T
Storage
para almacenamiento de crudo).
ID
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C Low-pressure
IF Storage Tanks: Nonrefrigerated and
C9.T API Std 2000-2014 Venting M
Atmospheric and
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/ ISO 28300:2008, Petroleum,
petrochemical
and natural gas industries—Venting of atmospheric
N MO
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CO Refrigerated
AV
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and lowpressure storage tanks
(Venteo para
tanques de
almacenamiento atmosféricos y a O
baja presión – Sin
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D OP del Petróleo,
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I-VVenteo para tanques VIO
refrigeración y con refrigeración / Industrias
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de almacenamiento atmosféricos y a baja presión).
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EPiping and Pipelines (Tubería y ductos
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C10. ASME B31.12-2014 Hydrogen
para hidrógeno).
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O (Manual para
O for Determining the Remaining
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OStrengthNofTR
C11. ASME B31G-2012
Corroded Pipelines
DManual
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N remanente en líneas corroidas).EN
determinar la resistencia
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M WaveO
NE2775-2016
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C12. ASTM
Standard Practice for
Guided
Testing
of
Above
Steel Pipework Using
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N Onda
C paraAPrueba
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Piezoelectric
Effect
Transduction
(Estándar
Práctico
Guiada
tubería
de Acero Enterrada
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EL Transductor Efecto Piezoeléctrico).
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C13. ASME PCC-2-2015 Repair of Pressure Equipment
and Piping (Reparación de R
equipo
y
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Tuberías).
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IN (NB-23-2007,
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C14. NB-23 National Board Inspection
Code,
Part
1
–
Installation,
2017
Edition
DOde
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Inspección de Comité Nacional Parte
– Instalación, edición 2017del National
and Pressure
N a Board
O of Boilers
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ENde1 Inspectores
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Vessels Inspectors (Comité Nacional
de Calderas y Recipientes
Presión).
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DO OPIA ER M
VO
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