NRF-035-PEMEX-2005 SISTEMAS DE TUBERÍAS EN PLANTAS INDUSTRIALES.-INSTALACIÓN Y PRUEBAS

Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios

SISTEMAS DE TUBERÍA EN PLANTAS INDUSTRIALES - INSTALACIÓN Y PRUEBAS.

NRF-035-PEMEX-2005 Rev.: 0 Página 3 de 41

CONTENIDO CAPÍTULO

PÁGINA

0.

INTRODUCCIÓN ................. ................. ................. ................. ................. ................. ................. .............. 4

1.

............... ................. ................. ................. ................. .................. ................. .................... ..... 4 OBJETIVO ................................

2.

................ ................. ................. ................. ................. .................. ................. .................... ..... 4 ALCANCE.................................

3.

................ ................. ................. ................................. ................ ................. ................. ................. . 4 CAMPO DE APLICACIÓN .................................

4.

ACTUALIZACIÓN .................. ................. ................. ................. ................. ................. ................. ........... 5

5.

................ ................. ................. ................. ................. ................. .................. ................ 5 REFERENCIAS .................................

6.

................ ................. ................. ................. ................. ................. .................. ................ 6 DEFINICIONES .................................

7.

................ ................. ................. ................................. ................ ................. ................. ......... 8 SÍMBOLOS Y ABREVIATURAS .................................

8.

................ ................. ................. ................. ................. ................. .................. ................ 8 DESARROLLO .................................

9.

8.1

Generalidades....................... Generalidades.............. ................... ................... .................. ................... ................... .................. ................... ................... .................. .................. .................. ......... 8

8.2

Fabricación Fabrica ción............... ................................ ................. ................. ................. .................. ................. ................... .......... 9

8.3

Instalación .................. ........................... ................... ................... .................. ................... ................... .................. ................... ................... .................. ................. ..................26 ..........26

8.4

Inspecciones y pruebas .................. ........................... .................. ................... ................... .................. ................... ................... ................... ................... ............... ...... 28

8.5

Limpieza de tuberías....................... tuberías................................. ................... .................. ................... ................... .................. ................... ................... .................. ............... ...... 36

8.6

Documentos y registros .................. ........................... .................. ................... ................... .................. ................... ................... .................. ................... ................ ...... 36

......................................... ............................ ............................ ............................ ............................ ...................... ........ 39 RESPONSABILIDADES ...........................

.................................... ......... 40 10. CONCORDANCIA CON NORMAS MEXICANAS O INTERNACIONALES ........................... ................ ................. ................. ................. ................. .................. ................. .............. 40 11. BIBLIOGRAFÍA ................................. ............... ................. ................. .................. ................. ................. ................. .................... ...... 41 12. ANEXOS ................................

Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios 0.



INTRODUCCIÓN.

La fabricación en campo, el ensamble, la erección, la inspección y p ruebas de los sistemas de tubería metálica, utilizados en los procesos industriales de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios, requiere la aplicación de diversas técnicas y procesos constructivos y de inspección de última generación, ya que estos sistemas de tubería son el medio para conectar equipos, tanques y recipientes. Por lo anterior y con el objeto de que Petróleos Mexicanos cuente con un documento técnico que sirva de base para el control y regulación de estas actividades, se emite esta norma de referencia, la cual se elaboró tomando como base los Capítulos V y VI d el Código ASME-B31.3, mismos que se revisaron a fin de adaptarlos a los requerimientos de Petróleos Mexicanos. En la elaboración de esta norma de referencia participaron: Petróleos Mexicanos. Pemex Exploración y Producción. Pemex Gas y Petroquímica Básica. Pemex Petroquímica. Pemex Refinación. Instituto Mexicano del Petróleo. Engineering de México, S. de R.L. de C. V.

1.

OBJETIVO.

Establecer los requisitos mínimos que se deben cumplir en la contratación de los servicios de fabricación en campo, erección, inspección y pruebas de los sistemas de tubería en plantas industriales.

2.

ALCANCE.

Esta norma de referencia aplica en las actividades de fabricación en campo y en taller, instalación (ensamble, erección y su sistema de soportería), inspección y pruebas de tubería metálica a presión o al vacío para plantas terrestres y costafuera, que manejen o procesen hidrocarburos y sus derivados, así como servicios auxiliares. No incluye los sistemas de tubería para el transporte de hidrocarburos.

3.

CAMPO DE APLICACIÓN.

Esta norma de referencia es de aplicación general y observancia obligatoria, en la contratación de los servicios objeto de la misma, que se lleven a cabo en los centros de trabajo de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios. Por lo que debe ser incluida en los procedimientos de contratación, licitación pública, invitación a




cuando menos tres personas, o adjudicación directa, como parte de los requisitos que debe cumplir el proveedor, contratista o licitante.

4.

ACTUALIZACIÓN.

Las sugerencias para la revisión y actualización de esta norma de referencia, deben enviarse al Secretario del Subcomité Técnico de Normalización de PEP, quien debe programar y realizar la actualización de acuerdo a la procedencia de las mismas, y en su caso, proceder a través del Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios, a inscribirla en el programa anual de Normalización de Petróleos Mexicanos. Sin embargo, esta norma de referencia se debe revisar y actualizar, al menos cada 5 años ó antes, si las sugerencias y recomendaciones de cambio lo ameritan. Las propuestas y sugerencias deben dirigirse por escrito a: Pemex Exploración y Producción. Subcomité Técnico de Normalización. Bahía de Ballenas 5, Edificio “D”, PB. Col. Verónica Anzures, 11300 México, D.F. Teléfono directo: 19-44-92-86. Conmutador: 19-44-25-00, extensión: 3-26-90, Fax: 3-26-54 Correo electrónico: [email protected].

5.

REFERENCIAS.

Para requisitos complementarios de esta norma, aplican las siguientes referencias:

5.1

NRF-020-PEMEX-2004- Calificación y certificación de soldadores y soldadura.

5.2

NRF-027 NRF-027-PEMEX-2001 - Espárragos y tornillos de acero de aleación y acero inoxidable para servicios de alta y baja temperatura.

5.3

NRF-031-PEMEX-2003 - Sistemas de Desfogues y Quemadores en Instalaciones de Pemex Exploración y Producción.

5.4

NRF-084-PEMEX-2004- Electrodos para soldadura en los sistemas de ductos e instalaciones relacionadas.

5.5

NRF-139-PEMEX-2004 – Soportes de concreto para tuberías.

5.6

NRF-150-PEMEX-2004 – Pruebas hidrostáticas de tuberías y equipos.

5.4

ISO 13703 - Petroleum and Natural Gas Industries - Design and Installation of Piping Systems on Offshore Production Platforms (Industrias del petróleo y gas natural – Diseño e instalación de sistemas de tubería en plataformas de producción costafuera).

5.5

ISO 15649 - Petroleum and Natural Gas Industries – Piping (Industrias del petróleo y gas natural – Tubería).



5.6

NOM-008-SCFI-2002, Sistema General de Unidades de Medida.

6.

DEFINICIONES.


En la aplicación de esta norma de referencia, se tienen las definiciones siguientes:

6.1

Anillo de respaldo.- Material en forma de anillo para apoyar la unión de dos elementos metálicos durante la aplicación de la soldadura. 6.2

Componentes de tubería.- Son los elementos metálicos para unir o ensamblar sistemas de tubería

para conducir fluidos a presión. Los componentes incluyen tubo rígido, tubo flexible, accesorios, bridas, empaques, tornillería, válvulas; y dispositivos como juntas de expansión, juntas flexibles, mangueras de presión, trampas de vapor o líquidos y filtros.

6.3 Condiciones cíclicas severas.- Condiciones que aplican a componentes de tubería específicos o juntas, en los cuales el “rango de esfuerzo SE” calculado, excede 0,8 SA (rango de esfuerzo permisible), y el número su equivalente de ciclos N sea mayor a 7 000. 6.4

Equivalente: Es aquel documento que no sea Norma Oficial Mexicana (NOM), Norma Mexicana (NMX), Norma Internacional (ISO o IEC), que demuestre cumplir como mínimo con los requisitos y/o características físicas, químicas, mecánicas o de cualquier naturaleza que establece el documento normativo citado en esta norma de referencia. 6.5

Fabricación en campo.- Es la preparación de la tubería para su ensamble e incluye los procesos de corte, roscado, doblado, procesos para dar forma o acabado, soldadura y ensamble de componentes. 6.6

Fusión de la soldadura.- Es el cambio de estado sólido al líquido, tanto del material base como del de

aporte que da lugar a la unión.

6.7

Garganta de soldadura de filete. a)

Garganta teórica.- Distancia perpendicular entre la raíz de la soldadura de filete hasta la hipotenusa del triángulo rectángulo mayor circunscrito en la sección transversal de la soldadura.

b)

Garganta real.- Distancia más corta entre la raíz de la soldadura de filete hasta la cara.

6.8

Inspección visual. Es la observación de una porción o muestra de los componentes, de las juntas y

otros elementos de tubería que están o puedan estar expuestos a la vista, antes, durante o después de la construcción, fabricación, ensamble, montaje, erección, inspección o prueba. Este examen incluye la verificación de requerimientos de esta norma de referencia y de la ingeniería de diseño para materiales y componentes, dimensiones, preparación de juntas, alineamiento, soldadura, soportes, montaje e instalación. Esta se realiza a simple vista o con un aditamento de amplificación hasta 30 X (30 aumentos).

6.9

Instalación.- Es la colocación completa de un sistema de tuberías en su lugar definitivo e incluye la

fabricación y el ensamble.

6.10

Material base.- Metal que se va a soldar o a cortar con gas o arco, con soldadura dura o blanda.

6.11

Material de aporte.- Metal que se agrega al hacer una junta soldada con soldadura fuerte, blanda o

por soldadura eléctrica.




6.12

Inspección Radiográfica al 100 por ciento.-- Es el examen radiográfico total de un tipo específico de piezas de un lote determinado de tubería o de una soldadura al 100 por ciento. 6.13

Refuerzo de Soldadura:

a)

En una junta a tope, es el metal de aporte aplicado que se extiende más allá de la superficie plana común a las piezas que se están soldando.

b)

En una soldadura de filete, es el metal de soldadura que contribuye a la convexidad.

6.14

Resistencia a la cedencia.- Es el valor del esfuerzo de un material en el que presenta un cambio del 2 2 comportamiento elástico a plástico. Sus unidades son N/mm (lb/pulg ). 6.15

Silleta. - Placa que sirve para reforzar la unión entre un ramal y el cabezal principal, la cual debe ir

soldada a ambos elementos.

6.16

Sistemas de tubería.- Tuberías interconectadas sujetas a las mismas condiciones de operación de

diseño.

6.17

Soldador.- Es un operario capaz de ejecutar una operación de soldadura manual o semiautomática

bajo los lineamientos de 8.2.1 al 8.2.1.2.

6.18

Soldadura.- Es la unión de dos o más elementos metálicos por fusión, con o sin metal de aporte y con

o sin aplicación de presión.

6.19

Soldadura de arco.- Proceso de soldadura, donde la fusión del metal se efectúa por el calentamiento que produce un arco o arcos eléctricos. 6.20

Soldadura blanda.- Proceso de soldadura mediante el uso de materiales de aporte de aleaciones no

ferrosas, que tienen un punto de fusión inferior al del metal base pero arriba de 700 K (427° C).

6.21

Soldadura de filete.- Soldadura de sección transversal aproximadamente triangular, que une dos superficies situadas aproximadamente en ángulo recto entre sí en una junta de traslape, en T ó de esquina. (Véase también “tamaño de soldadura” y “garganta de soldadura de filete”). 6.22

Soldadura de ranura.- Soldadura que se aplica en la ranura que resulta al poner en contacto dos piezas, con las dimensiones y formas apropiadas. Los tipos de soldadura de ranura son: cuadrada, de bisel sencillo acampanado de bisel sencillo acampanada en V sencilla J sencilla, U sencilla en V de doble bisel, de doble bisel acampanado, de doble V acampanada, de doble J, de doble U y de doble V. 6.23

Soldadura de sello- Es una soldadura que se emplea para obtener hermeticidad en la unión de

tuberías o accesorios.

6.24

Soldadura fuerte.- Proceso de soldadura, en el que la fusión se produce por medio de calentamiento a temperaturas adecuadas y con el uso de una aleación no ferrosa que se funda a temperaturas inferiores a 700 K (427° C) y teniendo un punto de fusión menor al de los metales base que están siendo unidos. 6.25

Tratamiento térmico.- Operación o combinación de operaciones que comprenden el calentamiento y

enfriamiento de un metal o aleación al estado sólido, con el fin de obtener ciertas propiedades mecánicas. Los tratamientos térmicos que se aplican a la soldadura, son los que se indican a continuación:




a)

Precalentamiento — Calentamiento que se aplica al metal base inmediatamente antes o durante la aplicación de la, soldadura con el fin de reducir los efectos nocivos generados de los gradientes de alta temperatura inherentes al proceso de soldadura, ver 8.2.2.

b)

Relevado de esfuerzos — Calentamiento uniforme de una soldadura a una temperatura inferior a las temperaturas de transformación para reducir esfuerzos residuales generados durante la aplicación de la soldadura, seguido de un enfriamiento uniforme

c)

Temperatura de transformación — Es la temperatura a la cual ocurre el cambio de fase en aceros al carbono y de baja aleación.

7.

SIMBOLOS Y ABREVIATURAS.

ASNT

American Society for Nondestructive Testing (Sociedad Americana de Pruebas no Destructivas ).

AWS

American Welding Society (Sociedad Americana de Soldadura).

BPV

ASME Boiler and Pressure Vessel (Código ASME para Recipientes y Calderas a Presión)

EWF

European Welding Federation (Federación Europea de Soldadura).

MSS

Manufacture Standardization Society of Valve and Fittings Industry (Sociedad de Normalización para la Fabricación de Válvulas y Accesorios para la Industria).

MT

Prueba por partículas magnéticas.

NACE

National Association of Corrosion Engineer (Asociación Nacional de Ingenieros de Corrosión).

NPS

Nominal Pipe Size (Tamaño Nominal de Tubería).

PT

Prueba por líquidos penetrantes.

RT

Prueba radiográfica.

SMAW Shielded Manual Arc Welding (Soldadura de arco manual con electrodo recubierto). UT

Prueba por ultrasonido.

8.

DESARROLLO.

8.1

Generalidades.

El contratista, para llevar a cabo los trabajos de fabricación en campo y taller, el ensamble, la erección, incluyendo las inspecciones y pruebas, de los sistemas de tubería y soportes, debe contar con los planos e isométricos de tubería, aprobados para construcción y aplicar sus requisitos en conjunto con los que se establecen en esta norma. Así como contar con procedimientos aprobados para el almacenamiento, manejo y clasificación de los materiales de instalación permanente y consumibles requeridos para el proyecto.




8.1.1

No se permite el desvío de las tolerancias y requisitos de los documentos de instalación o fabricación, a menos que estas desviaciones sean evaluadas y aprobadas por la supervisión de Pemex, antes de ser aplicados. Para lo anterior, se requiere que el contratista disponga de un procedimiento por escrito, aprobado por Pemex, para el procesamiento documentado y control de los cambios que se realicen durante la etapa de construcción.

8.1.2

A menos que se indique en el isométrico de tubería aprobado, no se permite el uso de juntas de soldadura mitradas o accesorios mitrados o cualquier accesorio fabricado en campo.

8.1.3

Si la prueba hidrostática para aceptación final de la hermeticidad de la línea se efectúa antes de la instalación de la totalidad de los soportes permanentes, el contratista es responsable de asegurarse de que el sistema de soportes, resista las condiciones de carga especificada incluyendo las de sismo.

8.1.4

El contratista debe disponer en el sitio de la obra, de procedimientos para el control, rastreabilidad e identificación de los materiales de instalación permanente antes, durante y hasta que éstos sean instalados en su ubicación final en campo. Lo anterior incluye todos los materiales de soldadura y otros consumibles.

8.1.5

El manejo y almacenamiento de los materiales, equipos y consumibles, durante el proceso constructivo, deben estar de acuerdo a las especificaciones y recomendaciones de los fabricantes y al tipo de material de que se trate.

8.1.6

Los materiales susceptibles de contaminación tales como los aceros inoxidables o de inconel, entre otros, deben segregarse y protegerse durante el proceso constructivo.

8.1.7

El material temporal, sobrante o defectuoso, se debe identificar y segregar, de conformidad con los procedimientos del sistema de calidad del contratista.

8.1.8

Se debe usar sólo material nuevo, en la fabricación o instalación, de conformidad con las especificaciones de los planos de ingeniería de detalle.

8.1.9

Para la aceptación final de las actividades, el contratista debe utilizar instrumentos de medición y prueba, ajustados y calibrados de acuerdo a patrones certificados.

8.1.10 Todos los registros originales generados durante la fabricación, instalación o prueba, deben ser sometidos a un sistema de control hasta su entrega a Pemex, como se indica en la tabla 6.

8.2

Fabricación.

Los materiales para tubería metálica y componentes para la construcción de las plantas industriales de Petróleos Mexicanos, deben ser preparados para su fabricación e instalación mediante las operaciones y procesos de fabricación en campo que se indican en esta norma de referencia, para instalaciones costafuera. Los procesos de precalentamiento, tratamientos térmicos y soldadura especial (blanda o fuerte), deben aplicarse cuando la ingeniería de diseño lo especifique.

8.2.1

Soldadura.

Los procedimientos de soldadura para la fabricación en campo de tubería para plantas industriales, deben cumplir con los requisitos que a continuación se indican.

8.2.1.1

Materiales.




8.2.1.1.1 Material de aporte. El metal de aporte debe cumplir con los requisitos de los procedimientos de soldadura: de arco con electrodo revestido (SMAW), de arco metálico con gas (GMAW) y de arco con fúndente en el núcleo (FCAW) establecidos en la NRF-084-PEMEX-2004. Para otros procesos, se debe cumplir con las especificaciones AWS, o sus equivalentes, indicadas en los documentos de ingeniería aprobados para construcción. Se puede utilizar un metal de relleno que no esté contemplado en los procedimientos anteriores, siempre y cuando sea de la misma especificación, demostrado por medio de certificados de calidad.

8.2.1.1.2 Material para anillos de respaldo. Cuando el dibujo isométrico para fabricación lo especifique, se pueden usar anillos de respaldo siempre y cuando se cumpla con lo establecido en el inciso 328.3.2 (a) material para soldadura de respaldo (Weld Backing Material) del Capítulo V, del Código ASME B 31.3 ó su equivalente.

8.2.1.1.3 Insertos consumibles. El contratista podrá utilizar insertos consumibles, de acuerdo a lo establecido en el incisos 328.3.3, Consumable Inserts (Insertos consumibles) del Capítulo V, del Código ASME B 31.3, ó equivalente. El inserto debe ser de fabricación integral, como se muestra en los detalles a y b de la figura 1.

5 mm (3/16 pulg) ≥tm

3 a 5 mm (1/8 a 3/16 pulg)

19 mm (3/4 pulg)

c) Anillo cuadrado o tipo de alambre redondo tm Espesor de pared mínimo requerido a) Junta a tope con extremos de tubo maquinados y anillo sólido o bipartido. 5 mm (3/16 pulg)

d) Anillo plano rectangular

e) Tipo anillo formado.

≥tm

f) Tipo Y. 3 a 5 mm (1/8 a 3/16 pulg)

19 mm (3/4 pulg)

Insertos consumibles típicos

b) Junta a tope con extremos maquinados y anillo sólido de respaldo

Fig. 1 Anillos de respaldo e insertos consumibles.


Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios 8.2.1.2


Preparación de la soldadura.

8.2.1.2.1 Limpieza. Las superficies internas y externas, a soldar o cortar por calor, deben estar limpias y libres de pintura, aceite, moho, escamas u otros materiales que puedan dañar tanto al material base como a la soldadura.

8.2.1.2.2 Preparación de los extremos. a)

Generalidades. -

Cuando se realicen cortes a temperatura, la preparación de los extremos de la tubería solamente es aceptable, si las superficies son razonablemente lisas y libres de escorias. Es aceptable la preparación de los extremos para soldaduras a tope con bisel, especificadas de acuerdo al ASME B16.25 ó su equivalente. Los ángulos básicos de los biseles y algunos ángulos adicionales para bisel tipo J, se muestran en la figura 2, esquemas (a) y (b).

37,5 grados ± 2,5 grados

22 mm (7/8 pulg) ≤

a) Espesor de pared de 6 mm a 22 mm inclusive (1/4 a 7/8 de pulg)

20 grados ± 2,5 grados

5 mm (3/16 pulg)

1,5 mm ± 0,8 mm (1/16 pulg ± 1/32 pulg)

20 grados± 2,5 grados 10 grados ± 2,5 grados 37,5 grados ± 2,5 grados >22 mm (7/8 pulg) 19 mm (3/4 pulg)

b) Espesor de pared mayor de 22 mm (7/8 pulg)

5 mm (3/16 pulg)

1,5 mm ± 0,8 mm (1/16 pulg ± 1/32 pulg)

Fig. 2 Preparaciones para soldaduras a tope.

b)

Soldaduras circunferenciales.

-

Cuando se requiera rebajar parcial o totalmente los extremos para colocar anillos de respaldo o insertos consumibles, como se muestra en las figuras 1 y 3, debe asegurarse que se mantenga el espesor mínimo de pared requerido (tm).

-

Se permite igualar los extremos del tubo en juntas sin inserto consumible, al mismo diámetro nominal para mejorar el alineamiento, siempre que se garantice el espesor de pared requerido.


Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios -


Cuando se unan componentes de espesores de pared diferentes, por medio de soldadura circunferencial, y uno de ellos sea 1,5 veces mayor que el otro, la preparación y geometría deben estar de acuerdo con los d iseños aceptables para espesores de pared diferentes, establecidos en el Código ASME B16.25 ó su equivalente.

≥ tm

≥ tm

Desalineamiento permisible según especificación de soldadura tm

30° máx.

Espesor de pared mínimo requerido

a) Desbaste del tubo de mayor espesor de pared para su alineación

≥ tm

≥ tm

Desalineamiento permisible según especificación de soldadura

Esquina redondeada

30° máx.

b) Desbaste del tubo de mayor espesor de pared para su alineación

Fig. 3 Desalineamiento permitido para soldaduras circunferenciales 8.2.1.2.3 Alineamiento. a)

b)

Soldaduras circunferenciales. -

Las superficies internas de los extremos de los componentes a soldarse, deben alinearse dentro de los límites dimensionales establecidos en la especificación del procedimiento de soldadura y en el diseño de ingeniería.

-

Si las superficies externas de los componentes no están alineadas, la soldadura se debe aplicar de tal manera que exista una transición suave entre ella.

Soldaduras longitudinales. -

c)

El alineamiento de las soldaduras longitudinales con bisel, que no estén realizadas de acuerdo a algún estándar de los listados en la tabla A-1 ó tabla 326.1 del Código ASME B.31.3 ó su equivalente, debe estar de acuerdo al inciso 328.4.3 (a) de la Sección V, del código anterior.

Soldaduras de interconexiones (ramales). -

Los extremos de las conexiones de ramal soldadas a tope a la línea principal, deben conformarse al contorno de la tubería para que cumplan con la especificación del procedimiento de soldadura, ver figura 4, esquemas (a) y (b).


d)

8.2.1.3



-

Las interconexiones que se inserten a través de una abertura en la línea principal, se deben ajustar, por lo menos hasta la superficie interna del cabezal, en todos sus puntos, ver figura 4, esquema (c), de otra manera, deben estar conforme al párrafo anterior.

-

La abertura en la línea principal para conexiones a ramal, no debe desviarse del contorno requerido más allá de la dimensión “m” en la figura 4. En ningún caso, las desviaciones de la forma de la abertura deben exceder los límites de la tolerancia del espaciamiento en la raíz, establecido en la especificación del procedimiento de soldadura. Se debe adicionar material de soldadura o dar acabado para cumplir con estos requerimientos.

Espaciamiento.- La separación en la raíz de la junta, debe estar dentro de la tolerancia de la especificación del procedimiento de soldadura correspondiente.

Requisitos de soldadura.

8.2.1.3.1 Generalidades. a)

Los sitios donde se efectúen trabajos de soldadura, deben contar con ventilación permanente, natural o artificial, o con extracción de gases o humos.

b)

Las soldaduras, incluyendo la adición de metal de soldadura para alineamiento, ver 8.1.2.2 (inciso b) y 8.2.1.2.3 (inciso c párrafo 3), se debe efectuar de acuerdo a una especificación de procedimiento de soldadura calificado y por soldadores u operadores de máquinas de soldar calificados.

c)

A cada soldador y/o operador de máquina de soldar calificado, se les debe asignar una clave. A menos que se especifique en la ingeniería de diseño de manera diferente, cada soldadura en elementos sometidos a presión se debe marcar con la clave del soldador u operador de máquinas de soldar. El contratista puede establecer un procedimiento de rastreabilidad para las claves en forma documental, sin necesidad de marcar físicamente la junta soldada, pero debe disponer de un procedimiento escrito y generar un registro permanente donde se indique esta correspondencia.

d) Los puntos de soldadura en el fondeo de la junta, deben fundirse con metal de aporte de las mismas características al del paso de fondeo. El punteo debe ser hecho por un soldador u operador de soldadora calificado. e)

Está prohibido golpear con martillo (para quitar escoria) tanto en el paso de fondeo como en el paso final de la soldadura.

f)

Cuando exista humedad, nieve, granizo o viento excesivo, se debe proteger el área donde se va a realizar la soldadura con cubiertas de material no combustible, a fin de mejorar las condiciones ambientales durante el proceso de soldadura.

g)

Válvulas de extremos soldables. La secuencia y el procedimiento de soldadura así como su tratamiento térmico cuando aplique, se debe hacer de tal manera que no se afecte la hermeticidad del sello de la válvula.

8.2.1.3.2 Soldadura de inserto soldable y de filete. Las soldaduras de filete, incluidas las de insertos soldables, pueden cambiar de convexa a cóncava. El tamaño de una soldadura de filete se determina como se muestra en la figura 5.


a)

NRF-035-PEMEX-2005


Rev.: 0 Página 14 de 41

Los detalles típicos de soldadura para bridas deslizables y de inserto soldable, se muestran en la figura 6; las dimensiones mínimas de la soldadura para otros componentes de tipo inserto soldable, se muestran en la figura 7.

g = Abertura de la raíz para fondeo de soldadura según especificación. m = Lo que sea menor de 3,2 mm (1/8 pulg) ó 0,5 Tb Tb = Espesor del ramal

g

g

m

≥

0 mm (pulg)

m

a

g

b

c

Fig. 4 Preparación para ramales. Superficie de miembros perpendiculares

Superficie de miembros perpendiculares

Soldadura de filete Tamaño de convexa soldadura |Tamaño de soldadura

Soldadura de filete convexa

Soldadura de filete cóncava

Superficie de miembros horizontales

Superficie de miembros horizontales

Garganta teórica de soldadura

Garganta teórica de soldadura

Soldadura de filete de piernas iguales

Soldadura de filete de piernas desiguales

Nota: El tamaño de una soldadura de filete de piernas iguales es la longitud de la pierna del mayor longitud inscrita en un triángulo recto isósceles (la garganta teórica = 0,707 por tamaño).

Nota: El tamaño de una soldadura de filete de piernas de diferente longitud es la mayor de un triángulo recto, el cual puede ser inscrito dentro de la sección transversal de la soldadura por ejemplo 13 mm X 19 mm (1/2 x 3/4 pulg)(la garganta teórica = 0,707 por tamaño).

Fig. 5 Tamaños de las soldaduras de filete

x min.

x min.

x min.

x min.

T ó 6 mm (1/4 pulg) el que sea menor a) Soldadura anterior y posterior

b) Cara y soldadura posterior

x min. x min.

x min. x min.

1,5 mm (1/16 pulg) aprox. antes de soldar c) Brida de inserto soldable

Xmin = el valor menor entre 1,4 T ó el espesor de la campana. T = espesor nominal de tubería.

Fig. 6 Detalles para doble soldadura para bridas deslizables e inserto soldable




t t = Espesor de diseño por presión

Cx Cx

Aprox. antes de soldar 1,5 mm (1/16 pulg)

Cx (mín.)= 1 1/4 t pero no menos de 3 mm (1/8 pulg)

Fig 7. Dimensiones mínimas de soldadura para componentes de inserto soldable.

Venteo

a) Sin refuerzo adicional

b) Con refuerzo adicional

c) Ramal sin refuerzo adicional

Fig. 8 Conexiones de ramales soldados. 8.2.1.3.3 Soldaduras de sello. Las soldaduras de sello, se deben hacer por un soldador calificado. Las soldaduras de sello deben cubrir todos los hilos expuestos de la cuerda en uniones roscadas.

8.2.1.3.4 Conexiones para ramales soldados. a)

Las figuras 8 y 10 muestran los detalles aceptables para conexiones a línea principal, con o sin adición de refuerzos, en las cuales el tubo del ramal se conecta directamente a la línea principal. Las figuras anteriores, no intentan excluir otros tipos de construcción.

b)

La figura 9, muestra los tipos básicos de soldadura usados en conexiones para ramales. La localización y el tamaño mínimo de las soldaduras, deben estar conforme a los requerimientos establecidos en esta norma de referencia. Las soldaduras no deben ser menores a las dimensiones mostradas en esta figura.

c)

Nomenclatura y símbolos usados en la figura 9. tc

= espesor de bifurcación de las conexiones del ramal [menor de 0,7

Tb = espesor nominal de la pared del ramal de la tubería Th = espesor nominal del cabezal Tr = espesor nominal del refuerzo o silleta tmin = menor de

Tb ó Tr

Tb ó 6 mm (¼ pulg)]

NRF-035-PEMEX-2005




d)

Todas las conexiones de ramales a la línea principal, con o sin accesorios, deben realizarse con soldadura de penetración completa y terminarse con soldaduras de filete, debiendo tener una dimensión en el cuello, no menor que tc, ver figura 9, esquemas (a) y (b).

e)

Una placa de refuerzo o silleta, se debe soldar a la línea principal del ramal, de la siguiente manera:

f)

-

Con soldadura de ranura o de bisel de penetración completa, acabado de soldadura de filete y dimensión del cuello no menor que tc.

-

Con soldadura de filete y una dimensión del cuello no menor que 0,7 t mín., ver figura 9, esquema (e).

El borde externo de la placa de refuerzo o una silleta, debe ser soldado a la línea principal por medio de soldadura de filete que tenga una dimensión de garganta no menor que 0,5 T r , ver figura 9, esquemas (c), (d) y (e). Tb

Tb

Tb Th

tc

tc

Th

(a)

Tr

0,5 Tr

(b) Tb

Tr

(c) 0,7 tmin

tc

Th

tc

Th

Tr

Th Tb

0,5 Tr 0,5 Tr

(d)

(e)

Nota: Detalles que muestran las soldaduras aceptables.

Fig. 9 Detalles para soldaduras de refuerzo en ramales.

a) Contorno de la conexión de salida

b) Salida de cabezal extruida

Fig. 10 Detalles de conexión de ramales. g)

Las placas de refuerzo y silletas deben tener un buen ajuste con las partes a las que se sueldan o empatan. Se debe hacer una perforación en el lado (no cerca de la junta) del refuerzo o silleta, para permitir el venteo entre el cabezal y el ramal durante la soldadura y el tratamiento térmico.

Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios h)



Las pruebas y cualquier reparación de la soldadura entre el ramal y el cabezal, se deben hacer antes de adicionar una silleta o un refuerzo.

8.2.1.3.5 Traslapes fabricados. La fabricación de traslapes debe estar de acuerdo con los requerimientos aplicables del punto anterior (ver figura 11).

8.2.1.3.6 Soldadura para condiciones cíclicas severas. Se debe emplear un procedimiento de soldadura que permita obtener una superficie interna regular, lisa y de penetración completa.

8.2.1.4

Reparación de soldaduras.

Se debe eliminar el material sobrante de cualquier defecto de soldadura a ser reparado. Las soldaduras a reparar se deben preparar utilizando un procedimiento de soldadura calificado de acuerdo con 8.2.1.5.1, tomando en cuenta que la cavidad o defecto a ser reparado, puede diferir del contorno y dimensiones de la junta original. Las soldaduras reparadas se deben hacer por soldadores u operadores de máquinas de soldar calificados de acuerdo con los requisitos que se indican a continuación. Si la soldadura original requiere tratamientos térmicos, éstos deben aplicarse también a la soldadura reparada. T2 ≥ T

0,7 (T-c)

T2 ≥ T

T2 ≥ T

Radio

0,7 (T-c)

0,7 (T-c)

T a

T2 > T

T2 ≥ T

T

T b

c

T

T d

e

c = suma de las tolerancias (rosca o profundidad de la ranura) mas las tolerancia de corrosión y erosión.

Nota: Los traslapes deben maquinarse (por anverso y reverso) o escuadrarse, después de la soldadura. Pueden usarse las bridas de placa o las de traslape (locas). Las soldaduras pueden maquinarse conforme al radio mostrado en el detalle “e”.

Fig. 11 Traslapes fabricados en campo.

8.2.1.5

Calificación de soldadura.

8.2.1.5.1 Requisitos. a)

La calificación de los procedimientos de soldadura a ser utilizados, así como los procedimientos de calificación de habilidad de soldadores y operadores, debe estar conforme a los requerimientos de la NRF-020-PEMEX-2004, y atendiendo requisitos específicos de esta norma de referencia.

b)

Cuando el metal base no sea lo suficientemente dúctil para ser doblado 180 grados, de acuerdo a lo requerido por el Código BPV, Sección IX ó su equivalente, se requiere un espécimen de soldadura calificada, para ser sometido a la prueba de doblado a 180 grados, con una tolerancia de ± 5 grados.

Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios c)



Los requisitos de precalentamiento y tratamiento térmico, indicados en 8.2.2 y 8.2.3, así como los requisitos de la ingeniería de diseño, se deben establecer en el procedimiento de calificación de la soldadura.

d) Cuando el diseño considere el uso de insertos consumibles de los tipos indicados en la figura 1, esquemas (c), (d), (e) ó (f), el contratista debe calificar el procedimiento de soldadura como se indica en el inciso (a) anterior. Si el procedimiento se califica sin inserto, éste puede aplicar para soldar con inserto en juntas a tope de biseles sencillos”.

8.2.1.5.2 Calificación de procedimientos de soldadura, por terceros. El contratista es responsable de calificar los procedimientos de soldadura que su personal utilice, y sujeto a la aprobación del supervisor de Petróleos Mexicanos. Puede utilizar los procedimientos de soldadura calificados por terceros, siempre y cuando se cumplan las siguientes condiciones: a)

Debe demostrar a Pemex que: -

El procedimiento de soldadura haya sido preparado, calificado y ejecutado por un especialista de la organización reconocida con experiencia en el campo de soldadura como: un inspector de soldadura calificado por AWS, EWF ó un perito nacional en soldadura.

-

El contratista no haya hecho ningún cambio al procedimiento de soldadura.

b)

Cuando el número P del material base sea 1, 3, 4, Grado 1 (1¼ Cr máx.), ó Grado 8, no se requiere la prueba de impacto.

c)

Cuando los metales base a ser unidos, sean del mismo número P, excepto los números P 1, 3 y 4, Grado 1, pueden ser soldables entre sí, como lo permite el Código BPV, Sección IX ó su equivalente.

d)

No se requiere tratamiento térmico cuando el material a soldar, no sea mayor a 19 mm (3/4 pulg) de espesor.

e)

La presión de diseño no debe exceder los rangos de operación del ASME B16.5, clase 300 ó su equivalente, para el material a la temperatura de diseño; y la temperatura de diseño debe estar en el rango de 244 K a 672 K (-29 °C a 399 ° C).

f)

Los procesos de soldadura deben ser de arco metálico protegido o arco con gas inerte (TIG), o una combinación de ellos.

g) Los electrodos para el proceso de soldadura de arco manual (SMAW), deben seleccionarse de las siguientes clasificaciones ó equivalentes:

AWS A5.1 E6010 E6011 E7015 E7016 E7018

AWS A5.4 E308-15, -16 E308L-15, -16 E309-15, -16 E310-15, -16 E-16-8-2-15, -16 E316-15, -16 E316L-15, -16 E347-15, -16

AWS A5.5 E7010-A1 E7018-A1 E8016-B1 E8018-B1 E8015-B2L E8016-B2 E8018-B2 E8018-B2L

Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios h)



Es responsabilidad del contratista presentar y entregar la especificación del procedimiento de soldadura y su registro de calificación.

8.2.1.5.3 Calificación de habilidad por terceros. Un contratista puede aceptar la calificación de habilidad realizada por otra empresa, siempre que el supervisor de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios lo apruebe. La aceptación debe limitarse a la calificación de tubería que use el mismo p rocedimiento o similar, en donde las variables esenciales estén dentro de los límites establecidos en el Código BPV, Sección IX ó su equivalente. El contratista debe obtener una copia de los registros de prueba de calificación de habilidad del contratista anterior, que muestre el nombre del contratista, nombre del soldador u operador de máquina de soldar, identificación del procedimiento, fecha de la calificación y registro de calificación de dicho procedimiento.

8.2.1.5.4 Registros de calificación. El contratista debe mantener un registro de los procedimientos usados y los soldadores u operadores de máquinas de soldar, disponible para Pemex, mostrando lo siguiente: a) b) c) d)

Fecha de calificación. Resultado de calificación de habilidad de soldadores. Resultado de calificación del procedimiento de soldadura. Clave de identificación asignada para cada soldador.

8.2.1.6

Soldadura blanda y fuerte.

8.2.1.6.1 Calificación de soldadura blanda. La calificación de procedimientos para soldadura blanda, soldadores y operadores de máquinas de soldar, deben cumplir con los requerimientos del Código BPV - Sección IX, Parte QB ó su equivalente.

8.2.6.1.2 Materiales para soldadura blanda y fuerte. 8.2.1.6.2.1 Metal de relleno. La aleación para la soldadura blanda o fuerte, se debe fundir y fluir libremente dentro del rango de temperatura especificado en conjunto con un flujo adecuado o atmósfera controlada, debe humedecerse y adherirse a las superficies a ser unidas.

8.2.1.6.2.2 Fundente. Un fundente que es fluido y químicamente activo a la temperatura para soldadura fuerte o blanda, se debe usar cuando sea necesario eliminar la oxidación del metal de aporte y de las superficies a unir y para promover el libre flujo de la aleación para ambos tipos de soldadura.

8.2.1.6.3

Preparación.

8.2.1.6.3.1 Preparación de la superficie. Las superficies a ser unidas por medio de soldadura blanda o fuerte, deben estar limpias y libres de grasa, óxidos, pintura, escamas y suciedad de cualquier clase. Se debe utilizar un método de limpieza mecánico o químico, para lograr una superficie que permita la adherencia del metal.




8.2.1.6.3.2 Separación de la junta. La separación entre las superficies a ser unidas por soldadura blanda o fuerte, no debe ser mayor que la necesaria para permitir una distribución capilar completa del metal de aporte.

8.2.1.6.4

Requerimientos.

8.2.1.6.4.1 Calentamiento. Para minimizar la oxidación, la junta debe ser llevada a la temperatura de la soldadura fuerte o blanda en un tiempo tan corto como sea posible, sin sobrecalentamiento localizado.

8.2.1.6.4.2 Remoción del fundente. El fundente residual se debe remover.

8.2.2

Precalentamiento.

8.2.2.1

Generalidades.

La necesidad de precalentamiento y la temperatura por aplicar, deben definirse a partir de los documentos de ingeniería aprobados para construcción. El contratista los debe aplicar durante la calificación del procedimiento de soldadura. Los requisitos establecidos en esta norma de referencia, aplican a todo tipo de soldaduras incluyendo, punteo, soldaduras a reparar y soldaduras de sello para juntas roscadas.

8.2.2.2

Requisitos y recomendaciones.

Las temperaturas mínimas de precalentamiento requeridas y recomendadas para materiales de diferentes números P, se dan en la tabla 1. Sí la temperatura ambiente es menor a 273 K (0 °C), las recomendaciones en la tabla 1, se convierten en requerimientos. Los espesores propuestos en la tabla 1, son aquellos correspondientes al componente de mayor espesor medido de la junta.

8.2.2.2.1 Verificación de la temperatura. a)

La temperatura de precalentamiento se debe verificar utilizando lápices térmicos, pirómetros de termocoples u otros medios adecuados, para asegurar que la temperatura indicada en la especificación del procedimiento de soldadura se obtenga antes y durante la a plicación de la soldadura.

b)

Los termocoples se pueden instalar temporal ó directamente a las partes sometidas a presión, utilizando un método de descarga de soldadura tipo capacitor, sin procedimiento de soldadura ni calificación de habilidad. Después los termocoples, se deben remover y las áreas se deben examinar visualmente para reparar los defectos evidentes.

8.2.2.2.2 Zona de precalentamiento. La zona de precalentamiento debe extenderse por lo menos 25,4 mm (1 pulg) de cada lado de la soldadura.

8.2.2.3

Requisitos específicos.




8.2.2.3.1 Materiales diferentes. Cuando los materiales soldados tengan diferentes requerimientos de precalentamiento, se recomienda aplicar la temperatura más alta indicada en la tabla 1.

8.2.2.3.2 Interrupción de soldadura. Si la soldadura se interrumpe, la velocidad de enfriamiento se debe controlar y utilizar otros medios, para prevenir los efectos nocivos en la tubería. Antes de reiniciar la soldadura, se debe aplicar el precalentamiento indicado en el procedimiento.

8.2.3

Tratamientos térmicos.

El tratamiento térmico se aplica para reducir los esfuerzos residuales ocasionados por los efectos de la alta temperatura durante la aplicación de la soldadura.

8.2.3.1

Requisitos.

a)

El tratamiento térmico, debe estar de acuerdo con los rangos de espesores y grupos de materiales de la tabla 2, excepto como se establece en 8.2.3.5.1.

b)

Cuando los documentos constructivos, requieran tratamiento térmico post-soldadura, el procedimiento de soldadura que se use debe ser calificado con un tratamiento térmico similar, antes de efectuar las pruebas de calificación.



Metal base Pó S No. (nota 1)

Análisis del metal de soldadura A No. (nota 2)

Grupo del metal base

1

1

Ac. al carbono

Espesor nominal de pared mm

pulg

Resist. a la tensión min. especificada del metal base MPa


Temperatura mínima Requerida

Recomendada

ksi

K

°F

K

°F

71

…

…

283

50

<

25,4

<

I

≤

≥

25,4

≥

I

Todos

Todos

…

…

352

175

> 490

> 71

…

…

352

175

71

…

…

283

50

Todos

Todos

490

NRF-035-PEMEX-2005

≤

Ac. aleados 3

2,11

<

12,7

<

½

≤

490

≥

12,7

≥

½

Todos

Todos

…

…

353

175

≤

Cr ≤ ½ %

Todos

Todos

> 490

> 71

…

…

353

175

Todos

Todos

Todos

Todos

422

300

…

…

Todos

Todos

Todos

Todos

450

350

…

…

Ac. aleados 4

3 ½ % < Cr ≤ 2 % Ac. aleados

5A, 5B, 5C

4,5 2 ¼ %≤ Cr ≤ 10 %

6

6

Ac. martensíticos de alta aleación

Todos

Todos

Todos

Todos

…

…

7

7

Ac. ferríticos de alta aleación

Todos

Todos

Todos

Todos

…

…

283

50

8

8, 9

Ac. austeníticos de alta aleación

Todos

Todos

Todos

Todos

…

…

283

50

9A, 9B

10

Ac. de aleación Ni

Todos

Todos

Todos

Todos

…

…

366

200

10

…

Ac. Cr-Cu

Todos

Todos

Todos

Todos

…

…

10I

…

Ac. 27Cr

Todos

Todos

Todos

Todos

…

…

11A Gpo. 1

…

Ac. 8Ni, 9Ni

Todos

Todos

Todos

Todos

…

...

283

50

11A Gpo. 2

…

Ac. 5Ni

Todos

Todos

Todos

Todos

283

50

…

…

21 –52

…

Todos

Todos

Todos

Todos

…

…

283

50

…

422-478 300-400 300

Notas: 1). 2). 3). 4).

Números P ó número s S del Código BPV, Sección IX, tabla QW – 422 ó su equivalente. Número A, de la Sección IX, tabla QW– 422. Temperatura máxima entre pasos: 589 K (600 °F). Mantener una temperatura entre pasos: 450K - 505K (350 °F - 450° F).

Tabla 1 Temperatura de precalentamiento.

300

4

3




Espesor mandatorio.

Cuando se unen componentes por medio de soldadura, el espesor mandatorio para seleccionar los requerimientos de tratamiento térmico (ver tabla 2), debe ser el del componente de mayor espesor, excepto como se establece a continuación: a)

En el caso de la conexión de ramales, el metal de la soldadura adicionado como refuerzo, ya sea como parte integral de un accesorio para un ramal o adicionado como refuerzo o silleta, no debe ser considerado en la determinación de los requerimientos de tratamiento térmico. Sin embargo, este tratamiento se requiere, cuando el espesor a lo largo de la soldadura, en cualquier plano a través del ramal, es mayor a dos veces el espesor mínimo del material que requiere tratamiento térmico, aún cuando el espesor de los componentes en la junta, sea menor que el espesor mínimo. El espesor a lo largo de la soldadura de los detalles mostrados que en la figura 9, se calcula usando las siguientes fórmulas: Detalle 1 = Detalle 2 = Detalle 3 = Detalle 4 = Detalle 5 =

b)

T b+tc T h + tc mayor de: T b + tc ó T r + tc T h + T r + tc T b + tc

En el caso de las soldaduras de filete en bridas deslizables, bridas de insertos soldables y conexiones de tubería de 50 mm (2 pulg) de diámetro nominal y menores, para soldaduras de sello de juntas roscadas en tubería de 50 mm (2 pulg) y menores, y para adición de partes no sometidas a presión tales como muñones u otros elementos de soportería de tubería en todos los diámetros, se requiere el tratamiento térmico, cuando el espesor a través de la soldadura en cualquier plano, sea mayor a dos veces el espesor mínimo del material que requiera tratamiento térmico (aún cuando el espesor de los componentes en la junta sea menor que el espesor mínimo) exceptuando lo siguiente: -

No se requiere para materiales con número P 1, cuando el espesor en la garganta de la soldadura sea de 16 mm ó menor, sin tomar en consideración el espesor del metal base.

-

No se requiere para materiales con números P 3, 4, 5 ó 10A, cuando el espesor de la garganta de la soldadura sea de 13 mm ó menor, sin tomar en consideración el espesor del metal base, siempre que el precalentamiento que se aplique no sea menor que el recomendado, y el esfuerzo a la tensión mínimo especificado del metal base, sea menor que 490 MPa (71 ksi).

-

No se requiere para materiales ferríticos, cuando las soldaduras estén hechas con metal de aporte que no se endurezca al aire. Los materiales de soldadura austeníticos, pueden ser usados para soldaduras de materiales ferríticos cuando el efecto de las condiciones de servicio, tal como la expansión térmica diferencial, debido a temperaturas elevadas, no afecte negativamente la soldadura.

COMITÉ DE NORMALIZACIÓN DE PETRÓLEOS MEXICANOS Y ORGANISMOS SUBSIDIARIOS 8.2.3.3


PROY-NRF-035-PEMEX-2005 Rev.: 0 Página 25 de 41

Calentamiento y enfriamiento.

El método de calentamiento, debe proveer la temperatura requerida del metal, la uniformidad y el control de la misma, puede ser mediante un horno cerrado, calentamiento con flama local, resistencia eléctrica o inducción eléctrica. El método de enfriamiento debe proveer la velocidad de enfriamiento requerida y p uede ser mediante enfriamiento en un horno, al aire, por aplicación de calor local, aislamiento, o por otros medios adecuados.

8.2.3.4

Verificación de temperatura.

La temperatura del tratamiento térmico, se debe verificar por medio de pirómetros de termocoples o por otros métodos adecuados que aseguren el cumplimiento de los requerimientos del procedimiento de soldadura ver 8.2.2.2.1 (b), para la adición de un termocople por el método de descarga de capacitor de soldadura.

8.2.3.5

Requerimientos específicos.

Donde se garantice, ya sea por la experiencia o el conocimiento de las condiciones de servicio, los métodos

COMITÉ DE NORMALIZACIÓN DE PETRÓLEOS MEXICANOS Y ORGANISMOS SUBSIDIARIOS 8.2.3.3


PROY-NRF-035-PEMEX-2005 Rev.: 0 Página 25 de 41

Calentamiento y enfriamiento.

El método de calentamiento, debe proveer la temperatura requerida del metal, la uniformidad y el control de la misma, puede ser mediante un horno cerrado, calentamiento con flama local, resistencia eléctrica o inducción eléctrica. El método de enfriamiento debe proveer la velocidad de enfriamiento requerida y p uede ser mediante enfriamiento en un horno, al aire, por aplicación de calor local, aislamiento, o por otros medios adecuados.

8.2.3.4

Verificación de temperatura.

La temperatura del tratamiento térmico, se debe verificar por medio de pirómetros de termocoples o por otros métodos adecuados que aseguren el cumplimiento de los requerimientos del procedimiento de soldadura ver 8.2.2.2.1 (b), para la adición de un termocople por el método de descarga de capacitor de soldadura.

8.2.3.5

Requerimientos específicos.

Donde se garantice, ya sea por la experiencia o el conocimiento de las condiciones de servicio, los métodos alternos de tratamiento térmico o excepciones a las disposiciones del tratamiento térmico básico del punto anterior, pueden ser adoptados como se establece a con tinuación.

8.2.3.5.1 Tratamiento térmico alterno. El normalizado en taller, se puede aplicar en lugar del tratamiento térmico de relevado de esfuerzos requerido después de la soldadura, siempre que las propiedades mecánicas del metal base, soldadura y zona afectada por el calor, cumplan con los requerimientos de esta norma de referencia, siempre y cuando sea aprobado por los ingenieros de diseño.

8.2.3.5.2 Materiales disímiles. a)

El tratamiento térmico de juntas soldadas entre metales ferríticos disímiles o entre metales ferríticos similares, usando metal de aporte ferrítico disímil, debe ser en el de mayor rango de temperatura de la tabla 1, para los materiales de la junta.

b)

El tratamiento térmico de juntas soldadas, incluyendo tanto componentes ferríticos como austeníticos y metales de aporte, se debe hacer como se establece para el material o materiales ferríticos, a menos que se especifique de otra manera en la ingeniería del diseño.

8.2.3.5.3 Tratamiento térmico parcial. Cuando el ensamble de una tubería completa, a ser tratada térmicamente, no se pueda efectuar en una sola etapa por las dimensiones del horno, se permite llevar a cabo el tratamiento térmico en dos o más etapas, siempre que exista por lo menos 300 mm (1 pie) de traslape en el ensamble entre etapas y las partes del mismo que queden fuera del horno, se protejan de los gradientes de temperatura.

8.2.3.5.4 Tratamiento térmico local. Cuando el tratamiento térmico se aplique localmente, se debe calentar una banda circunferencial del cabezal y del ramal, hasta que el rango de temperatura especificado se alcance sobre la sección o secciones completas del tubo, disminuyendo gradualmente ésta, a una temperatura menor que la establecida para la banda, que incluya la soldadura, de la sección formada, y cuando menos 25,4 mm (1 pulg) más allá de los extremos de las bandas involucradas.

Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios 8.3



Instalación.

Para los trabajos de instalación de sistemas de tubería se deben tomar en cuenta los requisitos de esta norma de referencia, así como los aplicables que se indican en los anexos A y B de la norma ISO 15649.

8.3.1

Alineamiento.

a)

Distorsiones de la tubería.- No se acepta ninguna distorsión de la tubería ocasionada durante el alineamiento de la junta, que introduzca una deformación en el equipo o componentes de tubería.

b)

Resortes.- Antes de ensamblar una junta con resortes, guías, soportes o anclas, se debe examinar dicha junta para detectar errores que puedan interferir el movimiento deseado para evitar efectos no deseados. La separación o traslape de la tubería antes de ser ensamblada, se debe verificar con los dibujos de taller y corregida si es necesario. No se deben usar calentamientos para ayudar en el ajuste de la separación puesto que rebasaría el propósito de los resortes.

8.3.2

Juntas bridadas.

8.3.2.1

Preparación para el ensamble.

a)

El contratista debe disponer de un procedimiento escrito y aprobado para la realización de las actividades de ensamble de bridas. El procedimiento debe describir la secuencia de apriete, el valor del par de apriete, el uso de herramientas calibradas para aplicar el par y un registro del ensamble por cada junta bridada.

b)

Se debe reparar cualquier daño de la superficie del asiento del empaque, o en su defecto la brida debe ser reemplazada. Si se requiere, debe documentarse el cambio como se indica en 8.1.1.

c)

En el ensamble de juntas bridadas el empaque se debe comprimir de manera uniforme para lograr la carga de diseño apropiada.

d)

Se debe tener especial cuidado durante el ensamble de juntas bridadas, que tengan propiedades mecánicas diferentes. Se recomienda el apriete a un torque predeterminado, de acuerdo al tipo de empaque.

e)

Los espárragos deben tener una longitud que permita cubrir la longitud completa de las tuercas y puede exceder como máximo 2 hilos.

d)

Sólo se deben usar los empaques especificados en los documentos constructivos. En el ensamble final, se debe usar únicamente un empaque entre las caras en contacto.

8.3.2.2

Torque para tornillería.

a)

En el ensamble de juntas bridadas, el empaque se debe comprimir de manera uniforme para lograr la carga de diseño apropiada.

b)

Se debe tener especial cuidado durante el ensamble de juntas bridadas, que tengan propiedades mecánicas diferentes. Se recomienda el apriete a un torque predeterminado, de acuerdo al tipo de empaque.

c)

El contratista debe disponer de un procedimiento para el apriete de pernos en juntas mecánicas. El procedimiento debe incluir la secuencia de apriete, valores y el uso de torquímetros calibrados.




Longitud del espárrago.

Los espárragos deben tener una longitud que permita cubrir la longitud completa de las tuercas. Se considera aceptable si no más de un hilo de la cuerda queda fuera del ensamble.

8.3.2.4

Empaques.

En el ensamble de una junta bridada, se d ebe usar únicamente un empaque entre las caras en contacto.

(b)

( a)

(c)

Empaque

Empaque

Las cuerdas son ASME B 1.1 rectas

Fig. 12 Juntas típicas roscadas con cuerda recta. 8.3.3

Juntas roscadas rectas.

Las juntas críticas que usen rosca recta con sello en una superficie diferente a la de la cuerda, ver figura 12 esquemas (a), (b) y (c), se debe tener cuidado para evitar la distorsión del asiento cuando se incorporen estas juntas por soldadura blanda al ensamble de la tubería.

8.3.4

Juntas de tubo flexible.

8.3.4.1

Juntas de tubo flexible abocardado.

Las superficies de sello del abocardado se deben examinar antes del ensamble para detectar posibles imperfecciones y se debe rechazar cualquier abocardado que presente imperfecciones.

8.3.4.2

Juntas de tubo flexible de compresión y sin abocinado.

Donde las especificaciones o instrucciones del fabricante indiquen un número específico de vueltas de las tuercas, éstas se deben contar a partir del punto en el cual la tuerca pueda ser apretada manualmente.

8.3.5

Juntas calafateadas.

Las juntas calafateadas se deben instalar y ensamblar de acuerdo con las instrucciones del fabricante, o como se indique en la ingeniería de diseño.



8.3.6

Juntas de expansión y juntas especiales.

8.3.6.1

Generalidades.


Las juntas de expansión y especiales, se deben instalar de acuerdo con las instrucciones del fabricante o como se indique en la ingeniería de diseño.

8.3.6.2

Juntas empacadas.

Donde se use una junta empacada para absorber la expansión térmica, se debe dejar una separación apropiada en el fondo de la caja para permitir su movimiento.

8.3.7

Soportes.

8.3.7.1

El contratista para llevar a cabo la localización, identificación, fabricación e instalación de apoyos libres y guías para los sistemas de tubería en las plantas industriales de Pemex, terrestres y costafuera, debe contar con los dibujos e isométricos de tubería, y con la ingeniería de detalle de los soportes, en edición aprobados para construcción.

8.3.7.2

Todas las soldaduras permanentes de las estructuras de soporte para tubería, deben realizarse con personal y procedimientos calificados como se indica en 8.2.1.5 de esta norma de referencia. No se requiere que cada soldadura esté marcada por el número de soldador ni que se genere un registro al respecto.

8.3.7.3

Se permite que el contratista utilice procedimientos de soldadura precalificados, como se indica en el código americano de soldadura estructural AWS-D.1.1, o su equivalente, previa autorización por el supervisor de Pemex.

8.3.7.4

La soldadura debe aplicarse en las condiciones indicadas en 8.2.1.3.1 de esta norma. En los casos que lo requiera el plano de detalle o el procedimiento de soldadura, deben aplicarse los requisitos de precalentamiento y tratamiento térmico indicados en 8.2.2 y 8.2.3 de esta norma de referencia.

8.3.7.5

Las reparaciones de defectos de soldadura, deben efectuarse como se indica en 8.2.1.4 de esta

norma.

8.3.7.6

Todos los cambios, más allá de las tolerancias permitidas, que por razones constructivas se requieran realizar durante la instalación del soporte, deben procesarse como se indica en 8.1.1 de esta norma. La ingeniería de diseño debe proporcionar las tolerancias para la localización de los soportes.

8.3.7.7

Para la fabricación de los soportes, se debe usar sólo material nuevo, de conformidad con las especificaciones permitidas en el plano de detalle.

8.3.7.8

Las especificaciones de construcción para soportes de tubería en instalaciones terrestres, están contenidos en la NRF-139-PEMEX-2004.

8.4

Inspecciones y pruebas.

8.4.1

Inspecciones.

8.4.1.1

Las inspecciones de los sistemas de tubería y soportes, durante la construcción, deben realizarse como indiquen los documentos de ingeniería aprobados para fabricación o instalación y de conformidad con los requisitos que se establecen en esta norma. Lo anterior incluye la amplitud (porcentajes) de la inspección radiográfica establecida en tablas de especificaciones de tubería de la NRF-032-PEMEX-2004.




8.4.1.2

Los documentos de ingeniería aprobados para construcción, deben definir las líneas de tubería que en condiciones de operación estarán sometidas a condiciones cíclicas severas.

8.4.1.3

Las inspecciones (pruebas no destructivas) requeridas por la ingeniería de diseño y las adicionales requeridas por esta norma, deben efectuarse con procedimientos escritos, aprobados y calificados para las condiciones requeridas, de conformidad con T-150, Artículo 1, Sección V del Código BPV la Sección V del Código ASME ó su equivalente.

8.4.1.4

El personal que realice inspecciones, debe estar ca lificado conforme a los requisitos de la NMX-B-482 ó la práctica recomendada ASNT-TC-1A ó su equivalente. El contratista responsable de las inspecciones, debe emitir un certificado de la calificación del personal para el método requerido, como se indica en ASNT-TC-1A ó su equivalente. El personal que evalúe los resultados de la inspección, debe ser al menos nivel II.

8.4.1.5 a)

Criterios de aceptación de las inspecciones. Inspección ultrasónica: Las discontinuidades de tipo lineal no son aceptables si la amplitud de la discontinuidad detectada, excede el nivel de referencia y sus longitudes exceden lo siguiente: -6 mm (¼ pulg) para T w

≤

19 mm (¾ pulg);

T w para 19 mm (¾ pulg)< T w

≤

57 mm (2¼ pulg);

19 mm (¾ pulg) para T w > 57 mm (2¼ pulg). Tw = espesor nominal de pared más delgado de los componentes soldados a tope b)

Inspección radiográfica, líquidos penetrantes, partículas magnéticas y visual, ver tabla 3.

PROY-NRF-035-PEMEX-2005 COMITÉ DE NORMALIZACIÓN DE PETRÓLEOS MEXICANOS Y ORGANISMOS SUBSIDIARIOS



Criterios (A ó M) para tipos de soldadura y condiciones de servicio (nota 1) Tuberías sometidas a condiciones cíclicas severas Tipo de soldadura

Tuberías de proceso Tipo de soldadura e a a s p o s e t a n a t o n i s u x a j , e d a s n d ] l e o n c o ) s 4 o y r l ( u s a t a t o j n a m o i a [ n C g r

l e s i b n o c

] ) 3 ( a t o n [ , e t e l i F

l a n ] i d ) u 2 ( t i g t a n o o n L [

A

A

A B E

s ] a ) 4 l d a ( r e t a i s t i b m o n [ e l a s d i c s n e n a r e o i u r e x d f a n e n d u l c o c r o i S c y

l e s i b n o c

l a n ] i d ) u 2 ( t i g t a n o o n L [

A

···

A

A

A

A

···

A

A

N/A

···

A

E

N/A

···

D

Técnicas de inspección

Tuberías para agua y servicios auxiliares l s e a s d i b a r t i e m d l a s i e s c n n a o r e r i u e x d f e a n n d u l c o c r o i S c y

] ) 3 ( a t o n [ , e t e l i F

Tipo de soldadura

l e s i b

] ) 3 ( a t o n [ , e t e l i F

] ) 4 a t o n [ n ó i x e n o C

A

A

A

n o c l a n ] i d ) u 2 ( t i g t a n o o n L [

A

···

A

A

A

···

C

A

N/A

A

N/A

···

C

A

N/A

D

N/A

···

N/A

N/A

N/A

N/A

Discontinuidad de soldadura ···

Gri eta

X

A

···

Fal ta d e fu sió n

X

X

B

···

Penetración incompleta

X

X

···

Porosidad interna

···

X

···

···

X

···

···

···

···

X

···

···

···

X

···

···

···

···

C

C

N/A

···

F

F

N/A

···

N/A

N/A

N/A

N/A

···

Inclusión de escoria, interna, inclusión de tungsteno o indicación alargada.

H

A

H

···

A

A

A

···

I

A

H

H

···

Socavado

···

A

A

s s a c a i l t u é c í n t r g a a P m

a í f a r g o i d a R

l a u s i V

X

s e t n a r t e n e p s o d i u q í L

···

X

X

···

···

···

···

···

···

···

···

···

A

A

A

A

···

Porosidad superficial o inclusión de escoria alargada. (nota 5)

J

···

N/A

N/A

N/A

N/A

···

Acabado superficial

X

···

···

···

···

N/A

···

K

K

N/A

K

···

Concavidad de la raíz.

X

X

···

···

···

···

M

M

M

M

···

Exceso de corona y exceso de penetración.

X

···

···

A

A

A

A

N/A

N/A

N/A

···

J

J

K

K

N/A

···

K

K

L

L

L

···

L

L

L

···

···

Notas generales: a) b)

Las imperfecciones se deben evaluar por uno o más métodos de inspección especificados en la ingeniería de diseño y por esta norma. Las letras N/A indican que no se establecen criterios de aceptación o no requiere evaluación para este tipo de imperfección en la soldadura.

Tabla 3 Criterios de aceptación para soldaduras y técnicas de inspección para la evaluación de discontinuidades de soldadura.

COMITÉ DE NORMALIZACIÓN DE PETRÓLEOS MEXICANOS Y ORGANISMOS SUBSIDIARIOS

Símbolo A B

Amplitud de la discontinuidad. Profundidad de la penetración incompleta. Longitud acumulada de penetración incompleta.


Cero (discontinuidad no evidente) ≤

1 mm (1/32 pulg) y

≤

0,2 Tw

38 mm (1,5 pulg) en cualquier tramo de soldadura de 150 mm (6 pulg) ≤

Profundidad de falta de fusión y p enetración incompleta.

≤

-

≤

Longitud acumulada de mala fusión y penetración incompleta [nota (6)].

PROY-NRF-035-PEMEX-2004

Criterio Valores límite aceptables [nota (5)]

Medida

C


0,2 Tw

38 mm (1,5 pulg) en cualquier tramo de soldadura de 150 mm(6 pulg)

D

Tamaño y distribución de la porosidad interna.

Ver Código BPV, Sección VIII, División 1, Apéndice 4

E


Para Tw

≤

6 mm(1/4 pulg), el limite es igual que D.

COMITÉ DE NORMALIZACIÓN DE PETRÓLEOS MEXICANOS Y ORGANISMOS SUBSIDIARIOS

Símbolo A B

C


Criterio Valores límite aceptables [nota (5)]

Medida Amplitud de la discontinuidad.

Cero (discontinuidad no evidente)

Profundidad de la penetración incompleta.

-

PROY-NRF-035-PEMEX-2004


≤

Longitud acumulada de penetración incompleta.

1 mm (1/32 pulg) y

≤

0,2 Tw

38 mm (1,5 pulg) en cualquier tramo de soldadura de 150 mm (6 pulg) ≤

Profundidad de falta de fusión y p enetración incompleta.

≤

-

≤

0,2 Tw

38 mm (1,5 pulg) en cualquier tramo de soldadura de 150 mm(6 pulg)

Longitud acumulada de mala fusión y penetración incompleta [nota (6)].

D


Ver Código BPV, Sección VIII, División 1, Apéndice 4

E


Para Tw

≤

6 mm(1/4 pulg), el limite es igual que D.

Para Tw > 6 mm(1/4 pulg), el limite es 1,5 x D.

F

Inclusión de escoria, inclusiones de tungsteno o indicaciones alargadas.

-

≤ T

Longitud individual

w

Ancho individual.

Longitud acumulativa.

/3 ≤ T

≤

2.5 mm (3/32 pulg) y

≤

Tw en cualquier tramo de soldadura de 12 Tw . Longitud de

w

/3

soldadura.

G

Inclusión de escoria, inclusiones de tungsteno o indicaciones alargadas.

-

Longitud individual.

≤

2 Tw

-

Longitud individual.

≤

3 mm (1/8 pulg) y Tw /2

-

Longitud acumulativa.

≤

4 Tw en cualquier tramo de soldadura de 150 mm (6 pulg)

H

Profundidad del socavado.

≤

1mm (1/32 pulg) y ≤ Tw /4

I

Profundidad del socavado.

≤

1,5 mm (1/16 pulg) y

J

Rugosidad de la superficial.

≤

500 m in. R a po r ASME B46.1 ultima edición o su equivalente

K

Profundidad de la concavidad en la raíz.

Espesor de junta total, incluyendo refuerzo de soldadura, / Tw

L

La altura del refuerzo, de la corona o exceso de la penetración interna (nota 7) en cualquier plano a través de la soldadura, debe estar dentro de los límites de los valores de altura aplicable en la tabulación de la derecha, excepto como se indica en la nota 8. El metal de la soldadura debe aplicarse en las superficies de los componentes.

M

La altura del refuerzo [nota (7)], debe ser como se describió en L. La nota (8) no aplica. X = inspección requerida

Para Tw mm (pulg) 6 (1/4) > 6 (1/4) ≤13 (1/2) >1 3 (1/2) ≤25 (1) > 25 (1) ≤

≤

[ Tw /4 ó 1 mm (1/32 pulg) ]

Refuerzo de soldadura y protuberancia máxima, mm (pulg). 1,5 (1/16) 3 (1/8) ≤ 4 (5/32) ≤ 5 (3/16) ≤ ≤

Es limite es dos veces el valor aplicable para la letra L.

NA = no aplicable

···= no se requiere

Notas: (1)

Los criterios dados, son para la inspección requerida. Criterios más rigurosos, se pueden especificar en la ingeniería de diseño.

Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios (2) (3) (4) (5)

(6) (7)

(8)



La soldadura longitudinal con bisel incluye la costura recta y en espiral. El criterio no está contemplado para aplicarse en soldaduras hechas de acuerdo a los estándares listados en la tabla A-1 o la tabla 326.1 del Código ASME - B31.3 ó su equivalente. Las soldaduras de filete incluyen las soldaduras caja soldar y de sello, y accesorios soldables para bridas deslizables, refuerzos de ramal y solapas prefabricadas. Las soldaduras de conexión para ramal incluyen soldaduras sujetas a presión en ramales y solapas prefabricadas. Donde dos valores limite, estén separados mediante una “y”, el menor de los valores determina la aceptabilidad. Donde dos valores estén separados mediante una “o”, el mayor valor es el aceptable. TW es el espe sor nomin al de par ed más del gado, de d os componentes unidos por soldadura a tope. Las caras de raíz ajustadas a tope sin fusión completa, no son aceptables. Para soldaduras de ranura, la altura será la menor de las mediciones hechas a partir de las superficies de los componentes adyacentes, el refuerzo interno es permitido en una soldadura. Para soldaduras de filete, la altura se debe medir a partir de la garganta teórica, figura 5. Solo para soldaduras de aleación de aluminio, las protuberancias internas no deben exceder los siguientes valores: a) para espesores ≤ 2 mm (5/64 pulg): 1,5 mm (1/16 pulg); b) para espesores > 2 mm y ≤ 6 mm (1/4 pulg): 2,5 mm (3/32 pulg).

Para refuerzos externos y espesores mayores, ver la fila correspondiente a la letra L.

Tabla 3 Criterios de aceptación para soldaduras (continuación). 8.4.1.6 Además de las inspecciones requeridas por la ingeniería de diseño, el contratista debe efectuar y documentar las inspecciones que se indican a continuación: a)

Las inspecciones durante el proceso de soldadura para juntas circunferenciales, longitudinales, conexiones de ramal o de insertos, como mínimo deben incluir lo siguiente: -

-

Materiales base y de aporte Calificación de soldadores Preparación y limpieza de la junta. Precalentamiento, si se requiere. Ajuste y alineamiento interno de las juntas, previo a la soldadura. Variables especificadas por el procedimiento de soldadura, incluyendo el material de aporte y posición del electrodo. Para soldadura fuerte se considera: la posición del electrodo, tipo de fundente, temperatura de soldadura, punto de fusión y acción capilar. Condición del paso de fondeo después de la limpieza externa y donde se indique, de la limpieza interna. Remoción de escoria y condición de la soldadura entre pasos; y Apariencia del acabado de la junta.

b)

Inspección de juntas mecánicas: Roscadas o bridadas, para verificar que las juntas cumplan con los requisitos aplicables de montaje e instalación.

c)

Inspección de soportes. -

Materiales. Calificación de soldadores. Preparación y limpieza de la junta. Precalentamiento, si se requiere. Ajuste y alineamiento interno de la junta, previo a la soldadura. Variables especificadas por el procedimiento de soldadura, incluyendo el material de aporte, posición del electrodo y para soldadura fuerte se considera, la posición del electrodo, material fundente, temperatura de soldadura, punto de fusión y acción capilar. Geometría Realización de inspecciones no destructivas requeridas por la ingeniería.


NRF-035-PEMEX-2005



Registros de Inspección, prueba y tratamientos térmicos.

Además de los documentos o registros indicados en la tabla 4, los registros de las actividades de inspección, prueba y tratamiento térmico que se indican a continuación, deben generarse por el contratista durante el desarrollo del proyecto.

Inspección visual

Inspección visual

Inspección visual

8.4.1.6 a)

8.4.1.6 b)

8.4.1.6 c)

Junta soldada de tubería.

Insp. visual de fugas durante la prueba hid. NRF-150

Insp. requerida por diseño (PT, MT, RT o UT) , lo que aplique

De tratamiento térmico, si aplica

X

X

X

(Ramal, longitudinal, inserto) Junta mecánica de tubería Soporte (taller y campo) Prueba de presión del isométrico terminado

X

X X

X

X

X

Tabla 4 Registros de las actividades de inspección, prueba y tratamiento térmico. 8.4.2

Pruebas de presión.

8.4.2.1

Generalidades.

8.4.2.1.1 El contratista debe realizar una prueba de presión a las tuberías terminadas, que estén dentro del alcance del contrato con resultados aceptables, para su entrega oficial a Pemex.

8.4.2.1.2 Las pruebas, deben realizarse con procedimientos escritos y aprobados, con personal capacitado en dichos procedimientos y desarrollarse de conformidad con los requisitos descritos en la NRF-150-PEMEX2004 y esta Norma.

8.4.2.1.3 El personal que realice la inspección visual de la prueba de presión, debe estar calificado como se indica en 8.4.1.4 de esta norma.

8.4.2.1.4 El contratista debe asegurarse que la línea terminada que se va a probar, esté liberada aceptablemente de todas las inspecciones no destructivas y requisitos aplicables requeridos por los documentos de la ingeniería de diseño y esta norma, y además los registros de esas actividades estén ordenados y disponibles cuando Pemex los solicite.

8.4.2.1.5 Si la prueba de presión para aceptación final de la línea, se realiza antes de la instalación de la totalidad de los soportes permanentes, el contratista es responsable de asegurarse de que el sistema de soportes, resista las condiciones de carga especificadas incluyendo las de sismo.

8.4.2.1.6 Los límites físicos para la prueba de presión, deben estar en todos los casos ubicados en juntas mecánicas. Se permite exentar de la prueba, a la soldadura de cierre de líneas siempre y cuando se demuestre que es técnicamente justificable y se obtenga la aprobación de la supervisión de Pemex, que los carretes de cierre han sido probados y la junta soldada sea sometida a inspecciones no destructivas superficiales y volumétricas, de conformidad con los criterios de aceptación de esta norma.




8.4.2.1.7 Las tuberías encamisadas, se deben probar, basándose en la presión interna o externa de diseño, cualquiera que sea la crítica. Esta prueba debe llevarse a cabo antes de encamisar la línea, por si se requiere acceso visual a las juntas de la línea interna, como se indica en 8.4.2.2.

8.4.2.1.8 El tiempo mínimo al que se debe sostener la presión de prueba hidrostática, debe ser de 3 horas. 8.4.2.2

Preparaciones para la prueba.

a)

Todas las juntas, incluyendo las soldaduras y ensambles, se deben dejar sin aislamiento y expuestas para que se puedan examinar durante la prueba, excepto aquellas juntas que previamente se hayan probado de acuerdo a los requisitos de esta norma, se pueden aislar o proteger.

b)

La tubería diseñada para manejar o procesar gas o vapor, debe apoyarse en soportes provisionales si es necesario, para soportar el peso del líquido de prueba.

c)

Una junta de expansión que se sujete con soportes externos para restringir su movimiento y soportar su peso, se debe probar en el sitio, después de haberse conectado al sistema de tubería.

d)

Las juntas de expansión restringidas por sí mismas, previamente probadas por el fabricante (ver apéndice X párrafo X302.2.3 del Código ASME B31.3 ó su equivalente), deben ser probadas nuevamente como sistema de tubería instalada.

e)

Un sistema de tubería que contenga juntas de expansión, se debe probar sin juntas temporales ni soportes de restricción, al valor que resulte menor de: e1) 150 por ciento de la presión de diseño para juntas de expansión tipo fuelle. e2) La presión de prueba del sistema determinada como se indica en la NRF-150-PEMEX-2004.

f)

En ningún caso las juntas de expansión tipo fuelle, deben ser sometidas a una presión de prueba mayor que la presión de prueba especificada por el fabricante.

g)

El equipo que no requiera ser sometido a la prueba de presión se debe desconectar de la tubería o bien se puede aislar con bridas ciegas o con otros medios durante la prueba. Pueden utilizarse válvulas para éste fin, siempre y cuando sean las apropiadas para la presión de prueba.

8.4.2.3

Prueba hidrostática.

a)

El fluido de prueba debe ser como se indica en la NRF-150-PEMEX-2004, o agua neutra y libre de partículas en suspensión, que no pasen en una malla de 100 hilos por pulgada excepto, si existe la posibilidad de daño debido a congelación, o efectos adversos del agua, al material de la tubería o al proceso, se puede usar otro líquido no tóxico. Si el líquido es inflamable, su punto de inflamación no debe ser menor de 322 K (49º C), y tomar previsiones para la prueba, así como al medio ambiente.

b)

La presión de prueba debe cumplir lo mencionado en la NRF-150-PEMEX-2004. En caso de que la presión de prueba, produzca un esfuerzo que exceda el límite de la resistencia a la cedencia del material a la temperatura de prueba, se pueda reducir a la máxima presión permisible (que no exceda el límite a la cedencia) a la temperatura prueba.

c)

Cuando la presión de prueba de una tubería conectada a un recipiente, sea igual o menor que la del recipiente, la tubería puede probarse junto con el recipiente a la presión de prueba de la tubería. debe aplicarse lo indicado en la NRF-150-PEMEX-2004.




Prueba neumática.

a)

La prueba neumática implica un riesgo por la posible liberación de energía almacenada del gas comprimido, por tanto es necesario tener cuidado especial para minimizar la posibilidad de fractura frágil del material durante la prueba neumática. La temperatura de prueba es importante, se debe tomar en cuenta en el diseño, al elegir los materiales para construcción.

b)

Debe considerarse la utilización de dispositivos de desfogue de presión, los cuales deben estar calibrados a una presión no mayor que la presión de prueba, más la cantidad que resulte menor de 345 kPa (50 psi) ó el 10 por ciento de la presión de prueba, ver NRF-031-PEMEX-2003.

c)

El gas empleado como fluido de prueba, que no sea aire, debe ser un gas no inflamable ni tóxico.

d)

8.4.2.5 a)

8.4.2.6 a)

La presión de prueba, debe ser de 110 por ciento de la presión de diseño. La presión debe incrementarse gradualmente hasta un valor menor a la mitad de la presión de prueba ó 170 kPa (25 psi) lo que resulte menor, en esta etapa se debe verificar con una inspección visual, incluyendo las juntas de acuerdo con 8.4.1.5 (b). Posteriormente, la presión debe incrementarse gradualmente por pasos hasta que se alcance la presión de prueba, manteniendo la presión en cada paso, el tiempo suficiente para igualar los esfuerzos en la tubería y verificar que no existan fugas en el sistema. Posteriormente la presión se debe reducir a la presión de diseño y gradualmente hasta depresionar totalmente el sistema.

Prueba hidroneumática. Si se utiliza una combinación de prueba hidrostática-neumática, se deben cumplir los requisitos de 8.4.2.4 y la presión en la parte probada con líquido no debe exceder los límites indicados en la NRF150-PEMEX-2004

Reparaciones posteriores a la prueba de presión. Cuando se requiera efectuar reparaciones después de la prueba de presión, la tubería se debe probar de conformidad con los criterios siguientes:

a1) Cuando la reparación requiera remover el 10 por ciento o más, del espesor de pared de la tubería debe aplicarse líquidos penetrantes para verificar la remoción total del defecto, enseguida aplicar soldadura para compensar el espesor de pared original y posteriormente realizar las inspecciones no destructivas volumétricas (ultrasonido o radiografía) y probar hidrostáticamente a la presión de prueba original. a2) Cuando la reparación requiera remover menos del 10 por ciento del espesor de la tubería y una longitud no mayor de 12,7 mm (0,5 pulg), debe aplicarse líquidos penetrantes para verificar la remoción total del defecto, enseguida aplicar soldadura para compensar el espesor de pared original y posteriormente realizar las inspecciones superficiales, no destructivas (líquidos penetrantes o partículas magnéticas). b)

La prueba debe realizarse en el circuito de tubería más corto que contenga la reparación.

c)

La duración de la prueba debe ser de 3 horas mínimo, ó secciones prefabricadas que se integren al sistema sin prueba posterior.

d)

EL equipo mínimo necesario para la prueba debe incluir: bomba, filtro, instrumentos de medición, válvula de alivio, termómetro de registro de gráfico, mamógrafo, gráficas, equipo de comunicación y cronómetro marcador de tiempo.




Registros de prueba.

Deben llevarse registros para cada sistema de tubería probado, debiendo contener como mínimo, la siguiente información: a) b) c) d) e)

8.5

Fecha de la prueba. Identificación del sistema de tubería probado. Fluido de prueba. Presión de prueba. Resultados validados por el inspector calificado de soldadura

Limpieza de las tuberías.

Antes de la puesta en operación y después de realizada la prueba de presión, el contratista debe realizar operaciones de limpieza de cada sistema de tubería incluyendo sus componentes, ya sea con agua tratada, aire, gas inerte o limpieza química, de acuerdo a lo siguiente: a)

Requerimientos del servicio: Eliminar la posible existencia de contaminación y corrosión, formados durante la fabricación, ensamble, almacenamiento, erección y prueba.

b)

Servicios a baja temperatura: Para remover la grasa, suciedad, aceite y otros contaminantes y prevenir el atascamiento de válvulas y bloqueos de la tubería.

c)

En servicios de fluidos altamente contaminantes: Se requiere limpieza e inspecciones especiales, las cuales deben estar especificadas en la ingeniería de diseño.

El manejo y tratamiento de los residuos producto de la limpieza de la tubería, deben cumplir con la legislación ambiental vigente.

8.6

Documentos y registros.

8.6.1

Información que deben proporcionar los licitantes, proveedores y/o contratistas.

8.6.1.1

Información mínima que el licitante debe entregar a Pemex en su propuesta. Concepto

1. Curriculum de la empresa.

Documentos a entregar

Se debe indicar claramente la experiencia de la empresa en la fabricación en campo, erección, inspección y pruebas de sistema de tubería, empleada en plantas industriales de Pemex. Se debe incluir el organigrama de la empresa, indicando las funciones de cada área de la organización.

Relación de proyectos realizados indicando: Tipo de obra. - Fecha. Plazo de ejecución. Tipo de obra. Organigrama de la empresa.

2. Currículum del personal.

Currícula y certificados del personal.

Se debe incluir la currícula del personal especializado en las áreas de materiales, corte y soldadura, montaje, inspección y pruebas de sistemas de tuberías.

3. Currículum del Representante Técnico del Contratista. Se debe demostrar la experiencia en las áreas de: materiales, procesos de soldadura, ensayos no destructivos, manejo de normas y códigos.

4. Políticas de Calidad. El contratista debe presentar el manual de Políticas de Calidad de la empresa en su última versión.

Curriculum y certificado o licencia de perito de cada uno de los representantes técnicos. Manual de calidad.




Tabla 5 Documentación de licitantes. Información que los proveedores o contratistas deben entregar a Pemex. Concepto

1. Procedimientos técnico - operativos. Se deben incluir todos los procedimientos técnico-operativos que se emplean en las actividades de fabricación en campo, como son ensamble, erección, inspección y pruebas de sistemas de tubería en procesos industriales.

2. Formatos y registros. El contratista debe presentar los formatos y registros que emplea en el control técnico-documental de la obra.

Documentos a entregar Procedimiento (s) de corte con herramienta manual. Procedimiento (s) de corte con oxiacetileno. Procedimiento (s) de corte con herramienta mecánica. Procedimiento (s) de alineado de tubería y accesorios. Procedimiento (s) de prefabricado de tubería-tubería, tubería-accesorios. Procedimiento (s) de alineado y presentado. Especificaciones de los procedimientos de soldadura que se van ha emplear (WPS). Registros de calificación de los procedimientos de soldadura (PQR). Registros de calificación de habilidad de soldadores por categoría y/o especialidad. Especificaciones de procedimientos de reparación de soldadura (WPS). Registros de calificación de procedimientos de soldadura de reparación. Procedimiento de inspección visual. Procedimiento de inspección dimensional. Procedimiento de inspección líquidos penetrantes. Procedimiento de inspección partículas magnéticas. Procedimiento de inspección del contenido de ferritas. Procedimiento de inspección en aceros inoxidables. Procedimiento de inspección radiográfica. Procedimiento de inspección de determinación de espesores mediante ultrasonido. Procedimiento de inspección de soldadura mediante ultrasonido. Procedimiento de pruebas de dureza. Procedimiento de supervisión metalográfica de la soldadura. Procedimiento de pruebas hidrostáticas. Procedimiento de pruebas neumáticas. Procedimiento de pruebas hidroneumáticas. Especificaciones. a s r o Registros para soldadores. u t a a r d a a m d Registros para soldaduras. r p l o o F S Registros para soldaduras inspeccionadas. Registros para soldaduras reparadas. Visual de soldadura Dimensional n ó i Dureza c c Líquidos penetrantes e p s Partículas magnéticas n I Ultrasonido a r a Radiografías p s Isométricos o t a Pruebas hidrostáticas m r o Pruebas neumáticas F Pruebas hidroneumáticas Avance de obra


NRF-035-PEMEX-2005



Tabla 6 Documentación y registros. Concepto

Documentos a entregar

3. Plan de calidad.

Plan de calidad de la empresa para el desarrollo de la obra.

El contratista debe presentar un plan de calidad para la fabricación en campo considerando las actividades de ensamble, erección, inspección y pruebas de sistemas de tuberías de las plantas industriales de Pemex.

4. Equipo e infraestructura de construcción en campo. El contratista debe presentar una relación detallada del equipo que empleará en el campo para el desarrollo de los servicios, así como la infraestructura de sus instalaciones. Se debe indicar número, modelo, marca, capacidad y fecha de calibración de los equipos.

5. Equipo e infraestructura de oficinas. El contratista debe presentar una relación detallada del equipo que empleará en las oficinas para el desarrollo de los servicios, así como la infraestructura de sus instalaciones.

o p i u q e e d o d a t s i L e d o o p d i a u q t s e i L

Se debe indicar cantidad, modelo, marca, capacidad de los equipos.

Grúas Winches Máquinas de corte y soldadura Máquinas eléctricas Generadores Equipos de inspección Planos de talleres y almacenes Equipo de cómputo Impresoras Faxes Software Planos de oficinas

Tabla 6 Documentación y registros (continuación). Tipo de documentos a entregar

Concepto Planos Caminos de acceso

Certificados

Gráficas

X

X

Especificaciones

auxiliares

X1

Ingeniería básica (proceso, 2 instrumentación y control)

X

X

Ingeniería de diseño de 2 tubería

X

X

Ingeniería civil (Soportes y 2 estructuras)

X

X

Información de fabricante 3 de equipos y recipientes

X

de

Lista de líneas

X

Bases de usuario

Requisitos aplicables

Procedimientos

X

Información meteorológica Servicios disponibles

Reportes

seguridad

X

X

X X

X

Notas: 1

2

3

Bases de usuario: Es el documento en el cual Pemex establece sus requisitos como son: capacidades, eficiencias, vida útil, condiciones de operación, características de los insumos y productos a manejar, así como requisitos de seguridad y flexibilidad operativa. La ingeniería básica, la de diseño de tuberías y la civil, requeridas para la instalación y pruebas de los sistemas de tubería, debe ser desarrollada por el propio contratista, cuando se trate de un proyecto integral. Corresponderá a Pemex hacer entrega de esta información al contratista, cuando ésta sea desarrollada por otros. La información de fabricantes como son los dibujos de equipos, cimentaciones y anclajes, especificaciones de materiales e instrumentos, entre otros, son responsabilidad del propio contratista cuando estos sean adquiridos con cargo al contrato de instalación de tubería. Cuando dichos equipos, materiales e instrumentos sean adquiridos directamente por Pemex, es responsabilidad del Organismo adquiriente la entrega de esta información.




Tabla 7 Información con que debe contar el proveedor o contratista para la ejecución de los trabajos. 8.6.3 Presentación de documentos equivalentes. Si el proveedor o contratista considera que un documento normativo es equivalente al documento normativo (Norma, Código, Especificación o Estándar) indicado en esta Norma de Referencia, puede solicitar por escrito a Pemex la revisión, para en su caso, autorizar el documento presuntamente equivalente, anexando los antecedentes y argumentación en forma comparativa, concepto por concepto, demostrando que como mínimo se cumplen los requisitos de la Norma, Código, o Especificación en cuestión. Pemex dará respuesta por escrito a dicha solicitud, indicando si es o no autorizado para utilizarse como documento normativo su equivalente. Los documentos equivalentes citados en el párrafo anterior, si no son de origen mexicano, deben estar legalizados ante Cónsul mexicano o, cuando resulte aplicable, apostillados de conformidad con el Decreto de Promulgación de la Convención por la que se suprime el requisito de Legalización de los Documentos Públicos Extranjeros. Los documentos que se presenten en un idioma distinto al español deben acompañarse con su traducción hecha por un perito traductor. En caso que Pemex no autorice el uso del documento normativo su equivalente propuesto, el proveedor o contratista está obligado a cumplir con la normatividad establecida en esta norma de referencia.

9.

RESPONSABILIDADES.

9.1

Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios.

Es responsabilidad del ingeniero de diseño de tubería, el fabricante y el contratista de los servicios de erección, montaje, ensambles, soldadura e inspección, como sea aplicable, preparar los registros requeridos por esta norma de referencia y por la ingeniería de diseño.

9.2

Subcomité Técnico de Normalización.

Promover la aplicación de esta norma de referencia entre las áreas usuarias de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios, firmas de ingeniería, prestadores de servicios y contratistas, involucradas en él o los procesos técnicos y administrativos generados por la necesidad de instalar sistemas de tuberías en plantas industriales. Establecer comunicación con las áreas usuarias de Petróleos Mexicanos, Organismos Subsidiarios y Empresas Filiales, así como con proveedores de equipos y sistemas de tuberías, para mantener el contenido y los requerimientos de ésta norma de referencia actualizados, asegurando la calidad del bien o servicio adquirido.

9.3

Área usuaria de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios.

La verificación del cumplimiento de esta norma de referencia, debe ser hecha por el supervisor de Petróleos Mexicanos, Organismos Subsidiarios y Empresas Filiales a través de constancias de cumplimiento de los Prestadores de Servicio y/o Contratistas. Debe verificar que las firmas de ingeniería o contratistas licitantes cuenten con personal técnico especializado con experiencia en la realización de los trabajos descritos en esta norma de referencia, lo que se debe garantizar a través de constancias de acreditación.

Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios 9.4



Prestadores de Servicio y/o Contratistas.

Cumplir como mínimo con los requerimientos especificados en esta norma de referencia, para la instalación, pruebas y puesta en operación de Sistemas de Tubería en Instalaciones y Plantas Industriales. La inspección no libera de la responsabilidad al fabricante, diseñador, ni al instalador de la calidad de materiales, componentes y mano de obra de acuerdo con los requerimientos de esta norma de referencia y de la ingeniería de diseño; así como de la realización de todos los exámenes requeridos y la preparación conveniente de registros de prueba y exámenes p ara uso del supervisor. Se debe permitir al personal de supervisión de Pemex, el acceso a cualquier lugar donde se venga ejecutando el trabajo concerniente a la tubería. Esto incluye: fabricación, tratamiento térmico, armado, montaje, exámenes y pruebas, debiendo también tener el derecho de intervenir en cualquier examen, e inspección de la tubería y usar cualquier método de examen especificado por la ingeniería de diseño, así como el revisar todos los certificados y registros necesarios para satisfacer los requerimientos de esta norma de referencia y de la ingeniería de diseño.

10.

CONCORDANCIA CON NORMAS NACIONALES O INTERNACIONALES.

Los requisitos de este documento concuerdan parcialmente con las normas internacionales ISO 13703 e ISO 15649.

11.

BIBLIOGRAFÍA.

Esta norma de referencia se fundamenta y complementa con las referencias técnicas que se indican a continuación, todas ellas en su última edición.

11.1

ASME B16.5 - Pipe Flanges and Flanged Fittings NPS ½ through NPS 24 (Bridas para tubería y accesorios bridados NPS de ½ a 24 pulgadas).

11.2

ASME B16.9 - Factory-Made Wrought Steel Buttwelding Fittings (Manufactura en fábrica de accesorios para soldar a tope de acero forjado).

11.3

ASME B16.25 – Buttweldings End (Extremos para Soldaduras a tope)

11.4

ASTM E-44 - Standard Definitions of Terms Relating to Heat Treatment of Metal (Definiciones normativas de términos relacionados al tratamiento térmico del metal).

11.5

ASME Sección IX - Procedimiento para calificación de soldadura y soldadores (Qualification Standard for Welding and Brazing Operators).

11.6

ASTM Volumen 01.01 - Steel Piping, tubing, fittings (Tubería, tubing y accesorios de acero).

11.7

EJMA - Expansion Joint Manufacturer Association (Asociación de Fabricantes de Juntas de Expansión).

11.8

IMP EABB 302 - Práctica de Ingeniería: Inspección y Pruebas de Tubería Metálica Soldada.

NRF-035-PEMEX-2005 SISTEMAS DE TUBERÍAS EN PLANTAS INDUSTRIALES.-INSTALACIÓN Y PRUEBAS

Recommend Documents