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Número de Documento NRF-187-PEMEX-2013

25 de junio de 2013 P GINA INA 1 DE 29

COMITÉ DE NORMALIZACIÓN DE PETRÓLEOS MEXICANOS Y ORGANISMOS SUBSIDIARIOS SUBSIDI ARIOS SUBCOMIT MIT T CNICO DE DE NOR NORMA MALI LIZA ZAC CI N DE DE PEMEX-EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN

MANTENIMIENTO A SISTEMAS DE TUBERÍA DE PROCESO EN INSTALACIONES MARINAS (Esta Norma de Referencia cancela y sustituye a la NRF-187-PEMEX-2007, del 5 de enero de 2008).

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Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios

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MANTENIMIENTO A SISTEMAS DE TUBERÍA DE PROCESO EN INSTALACIONES MARINAS

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Rev. 0 PÁGINA 2 DE 29

HOJA DE APROBACIÓN

Esta Norma de Referencia se aprobó en el Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios en la sesión 92, celebrada el 04 de abril de 2013

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CONTENIDO CAPÍTULO

PÁGINA

0.

INTRODUCCIÓN ..................................................................................................................................

5

1.

OBJETIVO ............................................................................................................................................

5

2.

ALCANCE.............................................................................................................................................

5

3.

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

6

4.

ACTUALIZACIÓN ................................................................................................................................

6

5.

REFERENCIAS ....................................................................................................................................

6

6.

DEFINICIONES ....................................................................................................................................

7

7.

ABREVIATURAS .................................................................................................................................

9

8.

DESARROLLO..................................................................................................................................... 10 8.1

Generalidades ............................................................................................................................ 10 8.1.1

8.2

Información requerida para realizar un a reparación de una falla o defecto .................. 11

Materiales, equipos y maquinaria ............................................................................................... 11 8.2.1

Materiales ...................................................................................................................... 11

8.2.1.1 Tuberías, accesorios y válvulas ..................................................................................... 11 8.2.1.2 Soportería ...................................................................................................................... 11 8.2.1.3 Metales de aporte .......................................................................................................... 11 8.2.1.4 Recubrimiento anticorrosivo .......................................................................................... 12 8.2.2 8.3

Equipos y maquinaria .................................................................................................... 12

Soldadura ................................................................................................................................... 12 8.3.1

Calificación de los procedimientos de soldadura .......................................................... 12

8.3.2

Calificación de soldadores y operadores de máquina de soldar ................................... 12

8.3.3

Soldadura de campo ...................................................................................................... 13

8.4

Condiciones de seguridad industrial ........................................................................................... 13

8.5

Mantenimiento ............................................................................................................................ 13 8.5.1

Mantenimiento preventivo .............................................................................................. 14

8.5.1.1 Protección anticorrosiva................................................................................................. 14

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CONTENIDO CAPÍTULO

PÁGINA

8.5.1.2 Espárragos, tuercas y accesorios roscados .................................................................. 14 8.5.2

Mantenimiento correctivo ............................................................................................... 14

8.5.2.1 Esmerilado ..................................................................................................................... 16 8.5.2.2 Soldadura de relleno ...................................................................................................... 17 8.5.2.3 Envolvente mecánica (Grapa) ....................................................................................... 17 8.5.2.4 Envolvente de refuerzo (Camisa de refuerzo) ............................................................... 17 8.5.2.5 Refuerzo no metálico ..................................................................................................... 19 8.5.2.6 Sustitución de carrete .................................................................................................... 20 8.5.2.7 Soportería ...................................................................................................................... 20 8.5.2.8 Mantenimiento correctivo a tubería de servicios auxiliares ........................................... 20 8.6

9.

Información que debe entregar el Proveedor o prestador del servicio ...................................... 21 8.6.1

Información con la que se debe contar antes de iniciar la ejecución de los trabajos de mantenimiento ............................................................................................................... 21

8.6.2

Información que se debe entregar al finalizar la ejecución de los trabajos de mantenimiento ............................................................................................................... 21

RESPONSABILIDADES..................................................................................................................... 22

10. CONCORDANCIA CON NORMAS MEXICANAS O INTERNACIONALES .................................. 22 11. BIBLIOGRAFÍA .................................................................................................................................... 22 12. ANEXOS ............................................................................................................................................... 24 12.1 Criterios de aplicación del término equivalente .......................................................................... 24 12.2 Equipo, maquinaria y herramientas ............................................................................................ 25 12.3 Formatos de mantenimiento de tuberías de proceso y servicios ............................................... 27

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INTRODUCCIÓN

Petróleos Mexicanos dentro de su esquema estratégico de operación y producción, cuenta con instalaciones marinas denominadas Plataformas, en las que se desarrolla la explotación del petróleo crudo y del gas asociado. Una parte del crudo producido se envía para su exportación y el excedente, junto con el gas, se envía a los centros de refinación y transformación, como son las Refinerías y los Complejos

Petroquímicos, respectivamente, para comercializar un producto final de tal manera que se obtengan divisas y redunden en beneficios colectivos al patrimonio nacional. PEMEX desarrolla programas estratégicos de mantenimiento a las plataformas marinas, en las que se requiere

del mantenimiento a los sistemas de tubería de proceso y servicios auxiliares, para que éstos operen en condiciones de eficiencia, seguridad y rentabilidad, asegurando la operación en sus diferentes fases, la cual debe garantizar la seguridad del personal, de las instalaciones y del medio ambiente en el que se encuentran. PEMEX en cumplimiento con la Ley Federal sobre Metrología y Normalización expide la presente Norma de Referencia para el mantenimiento a sistemas de tubería de proceso y servicios auxiliares en instalaciones marinas. Este documento normativo se realizó en atención y cumplimiento con: Ley Federal sobre Metrología y Normalización (LFMN) y su Reglamento. Ley de Petróleos Mexicanos y su Reglamento (LPMR). Ley de Obras Públicas y Servicios Relacionados con las Mismas y su Reglamento (LOPSRMR). Ley General de Equilibrio Ecológico y la Protección al Ambiente y su Reglamento (LGEEPA). Ley de Adquisiciones, Arrendamientos y Servicios del Sector Público y su Reglamento (LAASSPR). Ley General para la Prevención y Gestión Integral de Residuos (LGPGIR). Reglamento de Seguridad e Higiene de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios (RSHPMOS). Reglamento para Prevenir y Controlar la Contaminación del Mar por Vertimiento de Desechos y Otras Materias (RPCCMVDOM). Guía para la Emisión de Normas de Referencia CNPMOS-001, (Rev. 1, 30 septiembre 2004). En la elaboración de la presente Norma participan: PEMEX Exploración y Producción. Instituto Mexicano del Petróleo.

1.

OBJETIVO

Establecer los requisitos que se deben cumplir en el mantenimiento de los sistemas de tuberías de proceso que transportan crudo, gas o ambos y los sistemas de tubería de servicios auxiliares que transportan agua, aire y productos químicos, de las plataformas marinas de Pemex Exploración y Producción.

2.

ALCANCE

Establecer los requisitos técnicos y documentales que se deben cumplir en la contratación de los servicios de mantenimiento correctivo y preventivo de los sistemas de tubería de proceso y servicios auxiliares en plataformas marinas de PEMEX.

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Establece las acciones permitidas a realizar de acuerdo al tipo de daño o falla y los criterios de aceptación que se deben cumplir en el mantenimiento preventivo y correctivo de los sistemas de tubería. Esta Norma de Referencia no es aplicable a ductos de transporte de hidrocarburos costa afuera (oleoductos, gasoductos, oleogasoductos, entre otros). Esta Norma de Referencia cancela y sustituye a la NRF-187-PEMEX-2007, del 5 de enero de 2008.

3.

CAMPO DE APLICACIÓN

Esta Norma de Referencia es de aplicación general y observancia obligatoria en la contratación de los servicios de mantenimiento de los sistemas de tubería de proceso y servicios auxiliares de las plataformas marinas que lleven a cabo los centros de trabajo de PEMEX. Por lo que debe ser incluida en los procedimientos de contratación: licitación pública, invitación a cuando menos tres empresas, o adjudicación directa, como parte de los requisitos que debe cumplir el proveedor, contratista o licitante. Las áreas usuarias de PEMEX, también deben cumplir los requisitos técnicos establecidos en esta Norma

de Referencia en los trabajos objeto de la misma, que se realicen por administración directa.

4.

ACTUALIZACIÓN

Esta Norma de Referencia se debe revisar y en su caso modificar al menos cada 5 años a partir de su publicación en el Diario Oficial de la Federación o antes si las sugerencias y recomendaciones de cambio lo ameritan. Las sugerencias para la revisión y actualización de esta norma, se deben enviar al Secretario Técnico del Subcomité Técnico de Normalización de PEMEX, quien debe programar y realizar la actualización de acuerdo a la procedencia de las mismas, y en su caso, inscribirla dentro del Programa Anual de Normalización de Petróleos Mexicanos, a través del Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios. Las propuestas y sugerencias de cambio se deben elaborar en el formato CNPMOS-001-A01 de la guía para la emisión de normas de referencia CNPMOS-001, Rev. 1 del 30 de Septiembre del 2004 y dirigirse por escrito a: PEMEX-Exploración y Producción. Subdirección de Mantenimiento y Logística. Bahía de Ballenas No. 5, Edificio “D”, P.B., entrada por Bahía del Espíritu Santo s/n. Col. Verónica Anzures, México, D. F., C. P. 11300 Teléfono directo: 1944-9286 Conmutador: 1944-2500 extensión 3-80-80 Correo electrónico: [email protected]

5.

REFERENCIAS

5.1.

NOM-005-STPS-1998. Relativa a las condiciones de seguridad e higiene en los centros de trabajo para el manejo, transporte y almacenamiento de sustancias químicas peligrosas.

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5.2.

NOM-006-STPS-2000. Manejo y almacenamiento de materiales-condiciones y procedimientos de seguridad.

5.3.

NOM-009-STPS-2011. Condiciones de seguridad para realizar trabajos en altura.

5.4.

NOM-010-STPS-1999. Condiciones de seguridad e higiene en los centros de trabajo donde se manejen, transporten, procesen o almacenen sustancias químicas capaces de generar contaminación en el medio ambiente laboral.

5.5.

NOM-027-STPS-2008. Actividades de soldadura y corte - Condiciones de seguridad e higiene.

5.6.

NOM-031-STPS-2011. Construcción -Condiciones de seguridad y salud en el trabajo.

5.7.

ISO 3183:2007 Petroleoum and natural gas industries-Steel pipe for pipeline transportation systems (Industrias del petróleo y gas natural-tubos de acero para sistemas de ductos de transporte).

5.8.

ISO 9712:2005 con ISO-9712:2005 Cor. 1:2006. Non-destructive testing -Qualification and certification personnel (Pruebas no destructivas – Calificación y certificación de personal).

5.9.

NOM-008-SCFI-2002. Sistema general de unidades de medida.

5.10.

NOM-026-STPS-2008. Colores y señales de seguridad e higiene, e identificación de riesgos por

fluidos conducidos en tuberías. 5.11.

NRF-009-PEMEX-2012. Identificación de Instalaciones Fijas.

5.12.

NRF--009-PEMEX-2012. Calificación y certificación de soldadores y soldadura.

5.13.

NRF-032-PEMEX-2012. Sistemas de tubería en plantas industriales – Diseño y especificación de materiales.

5.14.

NRF-035-PEMEX-2005. Sistemas de tubería en plantas industriales – Instalación y pruebas.

5.15.

NRF-053-PEMEX-2006. Sistemas de protección anticorrosiva a base de recubrimientos para instalaciones superficiales.

5.16.

NRF-150-PEMEX-2011. Pruebas hidrostáticas de tuberías y equipos.

5.17.

NRF-227-PEMEX-2009. Evaluación de la integridad mecánica de tuberías de proceso y recipientes a presión en instalaciones marinas.

6.

DEFINICIONES

Para propósitos de esta Norma de Referencia, se establecen las definiciones siguientes: 6.1

Abolladura. Depresión en la superficie del tubo.

6.2

Anomalía. Condición no deseable en el cuerpo de la tubería, sus accesorios o en el medio circundante.

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6.3 Corrosión localizada. Deterioro por corrosión que está confinado a un área limitada de la superficie del metal (ver API-570: 2009 en bibliografía). 6.4

Daño caliente (quemadura). Pérdida de material debida al arco inducido por el paso del electrodo.

6.5 Daño mecánico. Es aquel producido por un agente externo ya sea por impacto, ralladura o presión y puede estar dentro o fuera de norma (ver NRF-227-PEMEX-2009 en referencias). 6.6 Defecto. Una imperfección de un tipo o magnitud superior a los criterios aceptables (ver API-570: 2009 en bibliografía). 6.7 DN. Diámetro nominal, designación alfanumérica del diámetro para componentes de un sistema de tuberías, el cual se utiliza con propósitos de referencia, esto comprende las letras DN, seguidas por un número entero sin dimensiones el cual se relaciona indirectamente al diámetro físico en mm (ver ISO-6708: 1995 en referencias). 6.8

Envolvente de refuerzo. Cuerpo sólido que envuelve completamente por el exterior a una sección o a una parte del tubo, con el propósito de constituir un respaldo o refuerzo mecánico. 6.9

Equivalente (o equivalente): En cumplimiento con anexo 12.1 de esta NRF.

6.10

Grampa o grapa. Dispositivos o accesorios en forma de abrazaderas, atornilladas en la sección de

la tubería que contiene un daño o defecto, y que pueden ser manufacturados en fábrica o fabricados en taller .

6.11 Grieta o fisura. Discontinuidad del material interior o exterior, sin importar la profundidad en la pared del componente o en soldaduras. 6.12 Indicación. Una respuesta o evidencia resultante de la aplicación de una técnica de inspección (ver API-570:2009 en bibliografía). 6.13

Mantenimiento. Conjunto de técnicas que tienen por objeto conseguir una utilización óptima de los

activos productivos, manteniéndolos en el estado que requiere una producción eficiente con gastos mínimos de operación.

6.14

Mantenimiento correctivo. Acción u operación que consiste en reparar los daños o fallas o sustituir tramos en la tubería para evitar riesgos en su integridad o para restablecer la operación del mismo. 6.15 Mantenimiento preventivo. Acción u operación que se aplica para evitar que ocurran fallas, preservar en condiciones óptimas de operación y en servicio continuo a todos los elementos que integran una tubería, a fin de no interrumpir las operaciones; así como de corrección de anomalías detectadas en su etapa inicial producto de la inspección. 6.16 Muesca. Sinónimo de identación, entalla, rayón o tallón. Pérdida de material en la pared de la tubería producida por el golpe o rozamiento de un objeto agudo. 6.17 Picadura. Corrosión localizada confinada a un punto o a un área pequeña, la cual tiene forma de cavidad. 6.18 Pruebas No Destructivas. Es la aplicación de métodos y/o técnicas de inspección que permiten determinar la calidad de un espécimen sin alterar sus condiciones físicas y químicas.

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Ranura. Abertura delgada y poco profunda producida por algún objeto filoso.

6.20 Reparación Definitiva. Es el reemplazo de la sección del tubo que esta fuera de norma o que presenta una falla. 6.21 Reparación Permanente. Es el reforzamiento de una sección de tubería que contiene el defecto, mediante la colocación de una envolvente metálica soldada o no metálica, esta reparación considera la sustitución en el largo plazo (igual o mayor a 10 años). 6.22 Reparación Provisional. Es la acción de colocar envolventes mecánicas (grapas), o camisas atornilladas, fabricadas en campo o taller en la sección de la tubería que contiene un daño o defecto, esta reparación debe considerar la sustitución en el corto o mediano plazo. 6.23

Sanidad. Condición de una tubería cuyo material base y/o soldadura no contiene defectos.

6.24 Tubería de proceso. Es la tubería que conduce fluidos para suministrar la carga a las unidades de proceso, las cuales conectan equipos como cambiadores de calor, acumuladores, separadores, reactores, columnas, calentadores a fuego directo, deshidratadores, compresores, bombas y filtros entre otros equipos que intervienen en los procesos. 6.25 Tubería de servicios auxiliares. Son tuberías que conducen fluidos para suministrar los servicios de ayuda a los procesos de las instalaciones en plataformas marinas, como por ejemplo: agua de enfriamiento, vapor, entre otros.

7.

ABREVIATURAS

API

American Petroleum Institute (Instituto Americano del Petróleo).

ASME

American Society of Mechanical Engineers (Sociedad Americana de Ingenieros Mecánicos).

ASNT

American Society of Non Destructive Test (Sociedad Americana de Pruebas no Destructivas).

AWS

American Welding Society (Sociedad Americana de Soldadura).

BPVC

Boilers and Pressure Vessels Code (Código de calderas y recipientes sujetos a presión).

DN

Diámetro Nominal (Sistema Internacional), expresado en milímetros.

FCAW

Flux Cored Arc Welding (Soldadura de arco con fundente en el núcleo).

GMAW

Gas Metal Arc Welding (Soldadura de arco metálico con gas).

GTAW

Gas Tungsten Arc Welding (Soldadura con arco de tungsteno protegido con gas).

ISO

International Organization for Standardization (Organización Internacional de Normalización).

LGEEPA

Ley General de Equilibrio Ecológico y la Protección al Ambiente y su Reglamento.

LGPGIR

Ley General para la Prevención y Gestión Integral de Residuos.

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LFMN

Ley Federal sobre Metrología y Normalización.

MT

Magnetic Particle Testing (Prueba con partículas magnéticas).

NACE

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

NOM

Norma Oficial Mexicana.

NPS

Nominal Pipe Size (Diámetro nominal de tubería).

NRF

Norma de Referencia.

PEMEX

Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios.

PEP

PEMEX-Exploración y Producción.

PND

Pruebas No Destructivas.

PQR

Procedure Qualification Record (Registro de Calificación de Procedimiento).

PT

Liquid Penetrant Testing (Prueba con Líquidos Penetrantes).

RPCCMVDOM

Reglamento para Prevenir y Controlar la Contaminación del Mar por Vertimiento de Desechos y Otras Materias.

RSHPMOS

Reglamento de Seguridad e Higiene de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios.

RT

Radiologic Testing (Prueba Radiológica).

SMAW

Shielded Metal Arc Welding (Soldadura de arco con electrodo recubierto).

UT

Ultrasonic Testing (Prueba con Ultrasonido).

VT

Visual Testing (Prueba visual)(ver ASTM E-1316-09 en bibliografía)

WPS

Welding Procedure Specification (Especificación de Procedimiento de Soldadura).

ZAC

Zona Afectada por el Calor.

Para los efectos de esta NRF con relación a la simbología y valores de unidades de medida, remitirse a NOM008-SCFI-2002.

8. DESARROLLO 8.1

Generalidades

El mantenimiento preventivo y/o correctivo a los sistemas de tubería de proceso y de servicios auxiliares en plataformas marinas, se debe desarrollar conforme a los programas estratégicos elaborados por PEMEX,

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cuidando en todo momento que la vida útil de los sistemas de tubería proporcionen a la instalación las mejores condiciones de operación, eficiencia, seguridad, rentabilidad y protección ambiental. En la elaboración del programa de mantenimiento preventivo y/o correctivo, se debe considerar la evaluación de la integridad mecánica de tuberías de proceso, conforme los requisitos de la NRF-227-PEMEX-2009, para determinar su estado actual, realizar estimaciones de su vida útil y recomendar las acciones de reparación que se requieran. El proveedor o contratista debe realizar la prueba de presión solo después de concluir todos los trabajos de reparación de tuberías, que estén dentro del alcance del contrato y dentro de los resultados establecidos en los protocolos de prueba, para su entrega oficial a PEMEX. Las pruebas de presión (hidrostática y neumática) se deben realizar en conformidad con los requisitos descritos en la NRF-035-PEMEX-2005 y la NRF-150-PEMEX-2011. 8.1.1

Información requerida para realizar una reparación de una falla o defecto

Para verificar las condiciones originales de operación de los sistemas de tubería, se debe contar como mínimo con la información siguiente: a) b) c) d) e) f) g)

Características físicas y químicas del fluido. Presión y temperatura en condiciones normales y máxim as de operación. Tolerancia de corrosión de la tubería. Especificación de material de la tubería. Normatividad aplicada en el diseño de la tubería. Condiciones de seguridad imperantes en el área. Cualquier otra información relacionada con el sistema (recubrimientos anticorrosivos, pintura y acabados, soportería, entre otros). h) Registros de inspecciones anteriores. i) Información histórica de operación y mantenimiento. j) Características y dimensionamiento del daño a reparar. 8.2

Materiales, equipos y maquinaria

Los materiales, equipos y maquinaria que se deben emplear para el mantenimiento de los sistemas de tubería de proceso y servicios auxiliares en plataformas marinas se deben apegar a las especificaciones indicadas a continuación. 8.2.1

Materiales

8.2.1.1 Tuberías, accesorios y válvulas. Los materiales que se deben emplear para e l mantenimiento de los sistemas de tubería de proceso y servicios auxiliares en plataformas marinas como son: tuberías, accesorios y válvulas, deben ser nuevos y cumplir con lo que se indica en la NRF-032-PEMEX-2012 8.2.1.2 Soportería. Los materiales que se deben emplear para el mantenimiento de los soportes en la tubería de proceso y de servicios auxiliares, deben cumplir con lo indicado en la NRF-0 32-PEMEX-2012. 8.2.1.3 Metales de Aporte. Para los procesos de soldadura con arco con electrodo revestido (SMAW), con arco metálico protegido con gas (GMAW), con arco de tungsteno protegido con gas (GTAW) y con arco con núcleo de fundente (FCAW), los metales de aporte deben cumplir con los requisitos que se indican en la

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Sección II Parte C del ASME-2010 adenda 2011 y errata 2012 o equivalente, que se indican en los documentos de ingeniería aprobados para construcción. Los metales de aporte se deben almacenar en contenedores herméticos para impedir su deterioro y la exposición a condiciones de humedad que altere su composición química y dañe su integridad, para lo que se diseñaron y se deben manejar con extremo cuidado para prevenir su daño. 8.2.1.4 Recubrimiento anticorrosivo. Se debe seleccionar un sistema de protección anticorrosiva a base de recubrimientos para ambiente marino, de acuerdo a las Tablas 13 y 14, de 8.3.2 de la NRF-053-PEMEX-2006, el cual debe cumplir con las pruebas y criterios de aceptación establecidos en 8.5 de la misma norma. 8.2.2

Equipos y maquinaria

Las características mínimas que deben cumplir los equipos y maquinaria a utilizar en el mantenimiento preventivo y/o correctivo de los sistemas de tubería se indican en el Anexo 12.2 de esta NRF. El equipo y maquinaria que se van a utilizar en la obra deben de contar con certificados de calibración vigentes emitidos por un laboratorio acreditado de acuerdo a Ley Federal de Metrología y Normalización y su Reglamento u otro organismo internacional. Las herramientas de apoyo que utilice el operario especialista para la ejecución de los trabajos regulados por esta NRF, debe estar en óptimas condiciones d e uso y garantizar la correcta ejecución d e los trabajos. 8.3

Soldadura

8.3.1

Calificación de los procedimientos de soldadura

Los procedimientos que se utilicen para la soldadura de los Sistemas de Tubería de proceso y servicios auxiliares de las instalaciones marinas se deben calificar, conforme a lo que se establece en la NRF-020PEMEX-2012 y todo lo que al respecto establezca la citada NRF-020-PEMEX-2012. 8.3.2

Calificación de soldadores y operadores de máquinas de soldar

Los soldadores especialistas y operadores de máquinas de soldar que realicen los trabajos que se mencionan en esta NRF, se deben calificar de acuerdo a lo que se establece en el numeral 8.4 de la NRF-020-PEMEX2012 y todo lo que al respecto establezca la citada NRF-020-PEMEX-2012. Es obligatorio mantener vigente la calificación de todos los soldadores y operadores de máquinas de soldar durante el periodo que duren los trabajos y de acuerdo a lo que se describe en el numeral 8.4.12 de la NRF020-PEMEX-2012 y todo lo que al respecto establezca la citada NRF-020-PEMEX-2012. Se debe presentar la documentación que acredite que el soldador y operadores de máquinas de soldar fue calificado (registro de calificación de soldador), de acuerdo a la que se indica en el numeral 8.5.b) de la NRF020-PEMEX-2012 y todo lo que al respecto establezca la citada NRF-020-PEMEX-2012. El personal que evalúe los resultados de las pruebas no destructivas debe estar calificado y cumplir con lo descrito en los numerales 8.4.3 y 8.4.4 de la NRF-020-PEMEX-2012 y todo lo que al respecto establezca la citada NRF-020-PEMEX-2012.

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Soldadura de campo

Los procedimientos de soldadura que se utilicen para el mantenimiento en campo de Tubería de Proceso y Tubería de Servicios Auxiliares se deben calificar de acuerdo con los requisitos que se establecen en la NRF020-PEMEX-2012 y todo lo que al respecto establezca la citada NRF-020-PEMEX-2012 En la reparación de soldaduras se deben eliminar los defectos hasta encontrar metal sano. La aplicación de soldadura se debe realizar mediante un procedimiento calificado de acuerdo a la NRF-020-PEMEX-2012, tomando en consideración que la cavidad a reparar puede diferir del contorno y dimensiones de la junta original, el precalentamiento y tratamiento térmico cuando aplique, se debe realizar de acuerdo a lo que se indica en el WPS que se utiliza y con lo que se indica en la NRF-035-PEMEX-2005. Una soldadura solo se puede reparar dos veces y en caso de volver a mostrar defectos se debe eliminar mediante la sustitución del carrete o componente. 8.4

Condiciones de seguridad industrial

Durante las actividades de mantenimiento el Contratista debe cumplir con las disposiciones de la LGEEPA y su reglamento en materia de prevención y control de la contaminación de la atmósfera RPCCMVDOM, y LGPGIR. También debe cumplir con lo que estipula el RSHPMOS, mientras labore dentro de las instalaciones de PEMEX. Así mismo, el Contratista debe cumplir y hacer cumplir, los requerimientos de seguridad descritos en las NOM005-STPS-1998, NOM-006-STPS-2000, NOM-009-STPS-1998, NOM-010-STPS-1999, NOM-027-STPS-2008 y NOM-031-STPS-2011. El Contratista debe aplicar las recomendaciones de seguridad en los trabajos de mantenimiento que se indican en el instructivo PEMEX IN.10.1.02 y acatar lo que se establece en el Anexo “S” de las “Obligaciones de seguridad, salud en el trabajo y protección ambiental de los proveedores o contratistas que realizan actividades en instalaciones de PEMEX Exploración y Producción”. Previo a efectuar las actividades de mantenimiento preventivo y/o correctivo a los sistemas de tubería, que impliquen un riesgo potencial a los trabajadores, equipos e instalaciones, el contratista debe solicitar o efectuar la gestión para obtener el permiso correspondiente, en los formatos del Sistema de Permisos para Trabajos con Riesgo vigente. No se debe efectuar actividad alguna que conlleve un riesgo en los sistemas de tubería, sin el permiso de trabajo con riesgo debidamente autorizado. 8.5

Mantenimiento

El mantenimiento preventivo y/o correctivo que requieran las tuberías de proceso o de servicios, se debe realizar mediante un procedimiento verificado por PEMEX y lo debe realizar personal calificado y/o capacitado en trabajos de mantenimiento. El personal que realice pruebas no destructivas (PND), debe estar calificado como mínimo con nivel 2 conforme a los requisitos de ISO 9712:2005 con ISO 9712:2005 Cor. 1:2006, complementándose con ANSI/ASNT CP106-2008 o equivalente, la calificación la debe emitir por un organismo acreditado en términos de la LFMN y su Reglamento.

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Terminadas las actividades de mantenimiento, la tubería, válvulas, bridas y accesorios intervenidos se deben identificar de acuerdo al fluido que transporta y al peligro asociado a su transporte, mediante color de seguridad, información complementaria e indicación de la dirección del flujo y en su caso con color de contraste conforme a los requisitos establecidos en la NOM-026-STPS-2008 y la NRF-009-PEMEX-2012. 8.5.1 8.5.1.1

Mantenimiento preventivo Protección anticorrosiva

Los sistemas de tubería de proceso y servicios auxiliares se deben mantener protegidos contra la corrosión mediante la aplicación de protección anticorrosiva conforme a lo indicado en la NRF-053-PEMEX-2006, la cual establece como mínimo lo siguiente:       

Personal calificado. Equipo, herramienta y accesorios. Condición de la superficie (grado de corrosión). Tipo de recubrimiento (primario, intermedio y de acabado). Preparación de la superficie (grado de limpieza). Inspección y pruebas (visual, medición de espesores, adherencia, detección dieléctrica de poros). Criterios de aceptación.

8.5.1.2

Espárragos, tuercas y accesorios roscados

Todas las bridas de extremos roscados, roscas de conexiones, vástagos de válvulas, cuerdas de espárragos y otros accesorios roscados, se deben cubrir con grasa anticorrosiva según l a recomendación del fabricante. Se debe mantener el apriete (torque) en los espárragos de las conexiones mecánicas de los sistemas de tubería para prevenir fugas, dicho torque para tornillería debe cum plir con la NRF-035-PEMEX-2005. La longitud de los espárragos en las uniones bridadas se deben especificar para que después del apriete, éstos sobresalgan toda la conicidad y dos cuerdas más en cada extremo. 8.5.2

Mantenimiento correctivo

La Tabla 1, indica los métodos de reparación permitidos y los criterios de aceptación que se deben cumplir, de acuerdo al tipo de daño o defecto que se presentan en la tubería.

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Fuga

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MANTENIMIENTO A SISTEMAS DE TUBER A DE PROCESO EN INSTALACIONES MARINAS


INDICACIONES

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ACCIONES PERMITIDAS DE MANTENIMIENTO PREVENTIVO Y/O CORRECTIVO EN TUBERÍA DE PROCESO Envolvente Relleno con CRITERIOS DE ACEPTACIÓN Refuerzo no Reparación de circunferencial Grapa Esmerilado material de metálico la soldadura completa soldada aporte Inaceptable cualquier tamaño. Definitiva Provisional Permanente Provisional

Sustitución de tramo

Abolladuras

Definitiva

Muescas y ranuras

Definitiva

Permanente Provisional

Permanente

Definitiva

Definitiva

Permanente

Las que no excedan una profundidad de 6 mm (1/4· in) en un tubo de 305 mm (12 in) de diámetro nominal y menores ó 6 por ciento del diámetro nominal de tubos mayores de 305 mm (12 in) y no afecten a una unión soldada (longitudinal o circunferencial) y no contengan ninguna arrancadura.

Permanente

Profundidad menor de 10 por ciento del espesor nominal.

Defectos en soldadura Penetración inadecuada y fusión incompleta Cavidades por quemaduras Inclusiones de escoria Porosidad o burbujas de gas

Definitiva Provisional

Socavación

Permanente

Laminaciones en metal base

Definitiva

Provisional

Quemaduras por arco (Daños calientes)

Definitiva

Permanente

Grietas o fisuras

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Definitiva

Provisional

Definitiva Definitiva

Permanente

Definitiva

Menores a 25,4 mm (1 in) de longitud.

Definitiva

Para DN 300 (NPS 12) y menores, hasta 6.4 mm (1/4 in) de longitud y para mayores de DN 300 (NPS 12), hasta un espesor nominal del material base, si el espesor es mayor a 6.4 mm (1/4 in).

Definitiva

Hasta 50,8 mm (2 in) de longitud o 1,6 mm (1/16 in) de ancho.

Definitiva

Hasta 1,6 mm (1/16 in) de diámetro.

Definitiva

Provisional

Definitiva

Definitiva

Provisional (1)

Permanente

Provisional

Hasta una profundidad de 0.8 mm (1/32 in) o 12.5 por ciento del espeso, si el espesor es mayor a 0,8 mm (1/32 in) y su longitud no exceda el valor de 50,8 mm (2 in) o 1/8 de la longitud de soldadura, el que sea menor. Cualquier laminación que exceda una longitud de 75 mm (3 in) o que se encuentre a la mitad del espesor de la tubería es inaceptable. Así mismo, cualquier laminación que este en contacto con la soldadura queda rechazada. Los daños calientes que tengan una profundidad no mayor al 10 por ciento del

espesor nominal de la tubería no ameritan reparación ni estudio. Los daños calientes iguales o mayores al 10 por ciento del espesor nominal de la tubería deben ser evaluados con estudios de ingeniería basados en modelos de evaluación de pérdida localizada de metal, aumentando un 10 por ciento las dimensiones del daño. Inaceptable cualquier tamaño. Reparar a la brevedad posible. Las grietas pasantes o que hayan alcanzado su tamaño crítico de acuerdo a un estudio de mecánica de fractura deben ser reparadas de inmediato, entre tanto la presión se debe reducir a un nivel seguro establecido de acuerdo al mismo estudio.

(1) Solo para grietas circunferenciales, siempre y cuando se demuestre que la grieta no crece en la dirección longitudinal de acuerdo a lo indicado en API570:2009 o equivalente.

Corrosión externa generalizada Corrosión interna generalizada Corrosión externa localizada Corrosión interna localizada

Definitiva

Provisional

Permanente

Permanente

Espesor mínimo requerido conforme a la NRF-227-PEMEX-2009

Definitiva

Provisional

Permanente

Provisional

Espesor mínimo requerido conforme a la NRF-227- PEMEX-2009

Definitiva

Provisional

Permanente

Permanente


Definitiva

Provisional

Permanente

Provisional


Definitiva

Tabla 1. Criterios de aceptación de defectos en tuberías y métodos de reparación



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Rev. 0 P GINA 16 DE 29

El método de reparación a utilizar en una tubería con disminución de espesor de pared por corrosión o con algún tipo de daño mecánico debe ser de acuerdo al tipo de anomalía. Es preferible realizar una reparación definitiva del tipo reemplazo, y se debe sustituir la sección del tubo que contiene el daño, pero si no es posible dejar de operar la tubería se puede optar por una reparación provisional mediante envolventes mecánicas y se debe programar una reparación definitiva. Dichas alternativas de reparación se deben seleccionar en base a la flexibilidad operacional, condiciones de operación y morfología del daño, las cuales deben garantizar la seguridad del personal y la instalación durante su vida útil o remanente. Las acciones de reparación indicadas en la Tabla 1 son las aplicables en los mecanismos de daño mencionados. Otros medios de reparación están sujetos a la aprobación de PEMEX bajo un argumento técnico (estudios de ingeniería, modelos de mecánica de la fractura, elementos finitos, prueba de laboratorio, entre otros) y económico debidamente analizado y documentado por parte del proveedor.

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Rev. 0 P GINA 16 DE 29

El método de reparación a utilizar en una tubería con disminución de espesor de pared por corrosión o con algún tipo de daño mecánico debe ser de acuerdo al tipo de anomalía. Es preferible realizar una reparación definitiva del tipo reemplazo, y se debe sustituir la sección del tubo que contiene el daño, pero si no es posible dejar de operar la tubería se puede optar por una reparación provisional mediante envolventes mecánicas y se debe programar una reparación definitiva. Dichas alternativas de reparación se deben seleccionar en base a la flexibilidad operacional, condiciones de operación y morfología del daño, las cuales deben garantizar la seguridad del personal y la instalación durante su vida útil o remanente. Las acciones de reparación indicadas en la Tabla 1 son las aplicables en los mecanismos de daño mencionados. Otros medios de reparación están sujetos a la aprobación de PEMEX bajo un argumento técnico (estudios de ingeniería, modelos de mecánica de la fractura, elementos finitos, prueba de laboratorio, entre otros) y económico debidamente analizado y documentado por parte del proveedor. Los trabajos de biselado y contra biselado de la tubería se deben realizar con una máquina biseladora en frío o en torno. No se permite utilizar equipo de corte oxiacetileno para trabajos de bisel ado. Después de realizar cualquier trabajo de mantenimiento correctivo, la zona reparada se debe someter a inspecciones con pruebas no destructivas. 8.5.2.1

Esmerilado

Las quemaduras por arco, muescas y ranuras se pueden eliminar por medio de esmeril, y se deben evitar los sobrecalentamientos, enfriamientos bruscos y agrietamientos. El área dañada se debe esmerilar por capas, para formar un contorno parabólico y de perfil suave; posteriormente se le debe realizar la prueba de partículas magnéticas, para detectar indicaciones de grietas, en tal caso se debe continuar esmerilando el área agrietada hasta hacerla desaparecer, siempre y cuando la profundidad de la grieta no implique un riesgo de ruptura de acuerdo al espesor requerido con base a lo que se indica en la NRF-227-PEMEX-2009. En caso de existir riesgo de ruptura se debe suspender el esmerilado y se debe reparar la sección acorde a la magnitud del daño generado. Se debe medir el espesor remanente de la tubería después del esmerilado para que no se haya reducido un 12,5 por ciento del espesor nominal que se requiere, de acuerdo a lo que se indica en la NRF-227-PEMEX2009, de otra manera se prohíbe la reparación y el tramo de tubería dañado se debe reforzar o remplazar. En las áreas en donde a causa del esmerilado, se redujo el espesor de pared de la tubería a un valor menor del espesor de pared requerido por diseño, se debe realizar un análisis de esfuerzos producidos por presión interna, en la misma forma como se trata a la corrosión localizada del tipo picaduras, para determinar si las áreas se necesitan remplazar, reparar o reducir la presión de operación. Si se detectan porosidades en la corona de la soldadura se pueden eliminar por medio de esmerilado para desbastar la zona con porosidad. La Tabla 1 indica los tipos de daños, que se pueden reparar por esmerilado.

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8.5.2.2

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Soldadura de relleno

Las quemaduras por arco, ranuras, muescas y corrosión externa localizada se pueden reparar con relleno de soldadura. El metal de aporte que se debe utilizar para reparar el daño, debe estar de acuerdo con la especificación del material de la tubería. Antes de aplicar la soldadura de relleno, las áreas a reparar se deben esmerilar de acuerdo a 8.5.2.1 de esta Norma de Referencia, de tal forma que la superficie se encuentre, lisa, uniforme, libre de grasa, pintura y otras impurezas que puedan afectar la aplicación de la soldadura. Entonces se procede a aplicar la soldadura de relleno, mediante cordones paralelos uno respecto del otro, en la dirección circunferencial de la tubería, se debe depositar un cordón de refuerzo que circunde los cordones de soldadura anteriores y finalmente se deben colocar cordones de soldadura en la dirección longitudinal de la tubería, de manera que se forme una cuadrícula con los cordones en dirección circunferencial pero que queden circunscritos en el cordón de refuerzo. En porosidades en la corona de la soldadura se puede reparar realizando un esmerilado previo y anexando material de aporte para el acabado final de la corona de soldadura. La Tabla 1 indica los tipos de daños que se pueden reparar por soldadura de relleno. Para verificar la sanidad de la reparación realizada, se debe realizar una inspección radiográfica o ultrasónica, líquidos penetrantes o partículas magnéticas. 8.5.2.3

Envolvente mecánica (Grapa)

Las grapas solo se deben instalar en la reparación de daños en carretes de tubería y en soldaduras entre carretes. Este tipo de reparación es provisional y es la acción inmediata para contener la fuga. La instalación de una envolvente mecánica (Grapa), se debe utilizar para la reparación de daños, cuando la tubería no pueda salir de operación. La reducción de la presión de la tubería mientras se efectúa la reparación permanente o definitiva, depende de las condiciones de operación y del diseño de la envolvente mecánica. 8.5.2.4

Envolvente de refuerzo (Camisa de refuerzo)

Cuando no es posible sustituir un tramo de tubería con daños mecánicos, de soldadura o por corrosión, dictaminados para reparación, se puede realizar una reparación permanente, mediante la instalación de una envolvente de refuerzo, capaz de restituir la resistencia mecánica de la tubería, mantener su hermeticidad y garantizar una vida útil igual o mayor a la del tubo reparado. La selección del tipo de envolvente a instalar depende de un análisis específico de la problemática de la reparación. Las camisas de refuerzo solo se deben instalar en la reparación de daños en carretes de tubería y en soldaduras entre carretes. Cuando una envolvente mecánica se suelda a la tubería, se considera como reparación permanente, por lo que se debe realizar una inspección ultrasónica o radiográfica al 100 por ciento de las soldaduras, y efectuar un tratamiento térmico conforme lo indicado en la NRF -035-PEMEX-2005.

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Las abolladuras, grietas y defectos por soldadura, se pueden reparar mediante un envolvente de refuerzo, la cual requiere para su instalación un material que transfiera la carga por presión de la tubería a la envolvente rellenando el vacío entre la envolvente y la tubería. Una tubería con daños por quemaduras o ranuras, ocasionadas normalmente al realizar trabajos de corte o al aplicar soldadura con arco eléctrico, se puede reparar instalando envolventes de refuerzo siempre y cuando la quemadura o la ranura sea removida por esm erilado cumpliendo con 8.5.2.1 de esta Norma de Referencia. Las envolventes circunferenciales completas, que se instalan para eliminar fugas, o para contener la presión interna, se deben diseñar para contener o soportar la presión de diseño o la presi ón máxima de las tuberías que se van a reparar. Dicha envolvente se debe soldar en su totalidad tanto circunferencial como longitudinalmente. (ver Figura 1). La camisa se debe extender por lo menos 100 mm (4 in) a cada lado del defecto y como máximo la mitad del diámetro, siempre y cuando exista sanidad en la tubería, con el propósito de asegurar que la envolvente cumpla satisfactoriamente su función. Las envolventes deben tener com o mínimo, el mismo espesor y especificación de material de la tubería o su equivalente, además de ser habilitadas y colocadas sobre la superficie exterior de la tubería previa limpieza mecánica. Si el espesor de la envolvente es mayor que el espesor de la tubería a reparar, los extremos circunferenciales de dicha envolvente se deben biselar hasta alcanzar un espesor igual al de la tubería.

Acabado de soldadura de filete Camisa Acabado de soldadura de filete

Tubería

Codón de soldadura longitudinal (Soldadura a tope solamente. La superposición de franjas laterales no se permite)

Figura 1 Camisa de refuerzo (envolvente circunferencial completa soldada) Se consideran camisas de refuerzo los encapsulamientos realizados a niples de tuberías, tal y como se muestra en la Figura 2.

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Figura 2 Camisa de refuerzo (encapsulamiento de niples) Si la tubería no puede dejar de operar durante la reparación por envolvente de refuerzo, se debe reducir la presión de operación a un nivel seguro, y realizar en cada caso un análisis en el que participen las dependencias de Operación, Mantenimiento y Seguridad de la entidad responsable de la tubería. Dicho análisis debe contener como mínimo los resultados de la inspección ultrasónica o radiográfica, pruebas no destructivas, cálculos para determinar la presión máxima y otras medidas de seguridad adicionales a los criterios que sugieren las prácticas recomendadas al respecto. La Tabla 1 indica los tipos de daños que se pueden reparar por envolvente de refuerzo. 8.5.2.5

Refuerzo no metálico

La reparación con envolvente no metálica, que se utiliza para dar reforzamiento a la tubería debilitada, la cual debe soportar como mínimo las condiciones máximas de operación de la tubería (presión, temperatura, fluido y condiciones ambientales). Los materiales compuestos que se permiten para los sistemas de reparación incluyen, pero no están limitados, los siguientes: refuerzos de fibra de vidrio, aramida (Kevlar) o fibra de carbono, en una matriz de polímero termofijo (poliéster, poliuretano, fenólicos, viniléster o epóxicos, entre otros), de acuerdo a lo que se indica en la sección 5 de ISO/TS 24817:2006. Los refuerzos no metálicos se deben calificar, instalar y probar de acuerdo a lo indicado en los párrafos 6, 7, 8, 9 y anexo B de la ISO/TS 24817:2006. Los refuerzos no metálicos se consideran reparaciones permanentes siempre y cuando en el tubo a reparar no existan fugas. En el caso de que se presenten fugas, los refuerzos no metálicos se deben considerar provisionales. Los refuerzos no metálicos que se instalan como reparaciones en daños tales como: desgaste interno, corrosión interna, laminaciones, entre otros, se consideran reparaciones provisionales, que se deben monitorear mediante pruebas no destructivas, tales como: radiografiado, corrientes parasitas (de Eddy), entre otros, para verificar que no exista contacto entre el fluido transportado y el material del refuerzo no m etálico. Para este tipo de reparaciones se debe monitorear el estado del recubrimiento y la completa adherencia del envolvente a la tubería.

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8.5.2.6

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Sustitución de Carrete

Si es factible que la tubería quede fuera de operación, se debe reparar en forma definitiva mediante la sustitución del carrete que sea del mismo espesor de pared, especificación y grado ASTM o equivalente, o ISO 3183:2007, de acuerdo a la ingeniería de tubería aprobada para construcción de la tubería a reparar, misma que debe cumplir con los requisitos de 304.1 del ASME B31.3-2010 o equivalente. La separación mínima entre soldaduras circunferenciales contiguas en arreglos de Tubería debe ser como sigue: a) 90 mm (3.5 in), para DN 50 (NPS 2) y menores. b) 1.5 veces el DN, para DN 80 a 100 (NPS 3 a 4). c) 1.0 veces el DN, para DN 150 (NPS 6) y mayores. En daños mecánicos en la tubería a reparar, el carrete debe tener 10 mm (4 in) más a cada lado del tramo de tubería a ser sustituido. En la instalación del carrete se deben utilizar materiales nuevos y para la maniobra de montaje no se deben instalar orejas de izaje en el carrete de tubería a sustituir. Se debe aplicar relevado de esfuerzos en todas las soldaduras de tuberías con espesor mayor a 19 mm (3/4 in), de acuerdo a lo que se indica en la NRF-032-PEMEX-2012. Una vez terminada la reparación de una sección de tubería mediante la sustitución del tramo dañado, el carrete se debe som eter a una prueba hidrostática como se requiere para una tubería nueva de acuerdo a lo indicado en la NRF-150-PEMEX-2011. Esta prueba se puede realizar antes de su instalación, aceptando que se realice en taller o patio de fabricación, o con equipo de prueba en campo, siempre y cuando se cuente con la documentación correspondiente y se efectúe el radiografiado u otras pruebas no destructivas (excepto la inspección visual) de tal forma que se cumpla con los criterios de aceptación establecidos en la Tabla 1 de esta Norma de Referencia. 8.5.2.7

Soportería

El mantenimiento correctivo de la soportería, consiste en la sustitución de aquellos soportes, deteriorados, en mal estado, que por su condición actual, no brindan ningún apoyo y seguridad a los sistemas de tubería de proceso. Para la sustitución de cualquier soporte se deben tomar en cuenta los criterios establecidos en la NRF-035PEMEX-2005 y lo indicado en la NRF-032-PEMEX-2012. Antes de sustituir el soporte, por daños mecánicos, se debe evaluar la necesidad de colocar apoyos provisionales para no afectar la integridad mecánica de la tubería. Se debe realizar una inspección visual de la reparación para comprobar la funcionalidad del soporte. 8.5.2.8

Mantenimiento correctivo a tubería de servicios auxiliares

Cuando se tenga cualquiera de los daños listados en la Tabla 1 referida y sea factible sacar de operación la tubería, se debe considerar como primera opción realizar una sustitución de carrete conforme a lo indicado en 8.5.2.6 de esta Norma de Referencia. Sin embargo, cuando no sea posible dejar de operar la tubería, se debe aplicar alguno de las otros tipos de mantenimiento preventivo y/o correctivo indicados en la Tabla 1 de esta Norma de Referencia, cumpliendo siempre con las condiciones de operación del sistema original y especificaciones requeridas para el tipo de ser vicio.

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8.6

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Información que debe entregar el Proveedor o prestador del servicio

8.6.1 Información con la que se debe contar antes de iniciar la ejecución de los trabajos de mantenimiento PEMEX debe llevar un registro estadístico de todas las reparaciones, modificaciones, ajustes y cambios que se realicen a los sistemas de tubería y soportería como actividades del mantenimiento preventivo y/o correctivo, y se debe someter a un sistema de control de documentos. PEMEX debe contar con copia dura y en archivo electrónico de la siguiente documentación mínima, antes de realizarlos trabajos de mantenimiento preventivo y/o correctivo. a) Procedimientos de: - Alineamiento de tubería. - Reparación de tubería por esmerilado. - Reparación de tubería por soldadura de relleno. - Reparación de tubería por camisa de refuerzo. - Reparación de tubería por camisa metálica. - Reparación de tubería por sustitución de carrete. - Reparación de tubería por refuerzo no metálico. - Reparación de soldadura en campo. - Reparación y/o sustitución de soportes. - Sustitución de espárragos de juntas bridadas. - Inspección de soldadura mediante PND (RT, UT, VT, PT y MT). - Inspección dimensional. - Prueba hidrostática, neumática y fugas. - Prueba de corte y biselado. - Prueba de dureza. - Prueba de impacto. b) Especificación del procedimiento de soldadura a emplear (WPS) conforme la NRF-020-PEMEX-2012. c) Registros de calificación de procedimientos de soldadura (PQR) conforme la NRF-020-PEMEX-2012. d) Calificación de soldadores y operadores de máquinas de soldar (WPQ) conforme la NRF-020-PEMEX-2012. f) La lista del personal que va realizar las pruebas no destructivas (PND), con nivel 2 conforme a los requisitos del ISO 9712:2005 con ISO 9712:2005 Cor. 1:2006 complementándose con ANSI/ASNT CP-106-2008 o equivalente. 8.6.2

Información que se debe entregar al finalizar la ejecución de los trabajos de mantenimiento

Una vez terminadas las actividades del mantenimiento preventivo, correctivo, inspección y pruebas de los sistemas de tubería, PEMEX debe recopilar la información técnica de la reparación realizada. Los reportes e informes de las reparaciones, pruebas e inspecciones generados durante el desarrollo del mantenimiento preventivo y/o correctivo a los sistemas de tuberías deben incluir como mínimo lo siguiente: a) Registro de la reparación, conforme los formatos de mantenimiento del Anexo 12.3 de esta Norma de Referencia. b) Registro de pruebas no destructivas (RT, UT, VT, PT y MT) conforme los formatos de inspección del Anexo 12.3 de esta Norma de Referencia. c) Registro de inspección y pruebas al recubrimiento anticorrosivo, conforme los formatos de inspección del Anexo 12.3 de esta Norma de Referencia. d) Registro de la revisión de dureza, conforme el formato del Anexo 12.3 de esta Norma de Referencia.

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e) f) g) h) i) j)

Reportes de prueba hidrostática/neumática/fugas. Isométricos indicando la localización del área reparada (mapa de soldadura y soldadores). WPS y PQR que aplican en las especificaciones de tubería de la Planta, Proyecto y/o Contrato de Obra. Reporte de medición de espesores. Registros (gráficas) de relevado de esfuerzos. Informe o reporte ejecutivo que incluya la memoria de los trabajos realizados, observaciones y recomendaciones. k) Expediente y dictamen de Integridad Mecánica de acuerdo a la NRF-274-PEMEX-2012.

9.

RESPONSABILIDADES

9.1

Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios

Aplicar los requisitos técnicos y documentales de esta norma, en las actividades de mantenimiento a los sistemas de tubería de proceso y servicios auxiliares en instalaciones marinas, a fin de asegurar una operación confiable y eficiente de las mismas. 9.2

Subcomité técnico de Normalización de PEMEX

Establecer comunicación con las aéreas usuarias de Petróleos Mexicanos y Organismos, así como prestadores de servicios, para mantener su contenido y requerimientos actualizados, con el fin de asegurar que los sistemas de tubería de proceso y servicios auxili ares, operen de una manera confiable y segura. La verificación del cumplimiento de esta norma, debe ser realizada por el área usuaria, verificando y atestiguando los trabajos realizados y su conformidad con los resultados registrados en los formatos indicados en el Anexo 12.3 de esta Norma de Referencia. 9.3

De los proveedores, contratistas o licitantes

Cumplir con los requisitos que se establecen en esta Norma de Referencia para los servicios de mantenimiento de los sistemas de tubería de proceso y servicios auxiliares de las plataformas marinas de PEMEX. Cumplir con las disposiciones de la LGEEPA y su reglamento, RPCCMVDOM y su reglamento, LGPGIR, y RSHPMOS.

10.

CONCORDANCIA CON NORMAS MEXICANAS O INTERNACIONALES

Esta Norma de Referencia no tiene concordancia con ninguna Norma Mexicana o Internacional.

11.

BIBLIOGRAFÍA

11.1 ANSI/ASNT CP-106-2008. Nondestructive Testing – Qualification and Certification of Personnel. (Pruebas no destructivas – Calificación y certificación de personal). 11.2

ASME B31.3-2010. Process Piping, (Tubería de Proceso).

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11.3 API 570-2009. Piping Inspection Code: In-service inspection, Rating, Repair and Alteration of Piping Systems, (Código de inspección de tubería: Inspección en servicio, clasificación, reparación y modificación de los sistemas de tubería). 11.4 ASTM E 1316-11b. Standard Terminology for Non destructive Examinations, (Terminología estándar para exámenes no destructivos). 11.5 Especificación PEMEX IN-10.1.02-1990. Instructivo de seguridad para personal de operación y mantenimiento de ductos. 11.6

PEMEXCID-NOR-03-1996. “Reparaciones permanentes de defectos por medio de envolventes

bipartidas soldables en tuberías que transportan hidrocarburos”.

11.7 Anexo”S”. Obligaciones de Seguridad, Salud en el Trabajo y Protección Ambiental de los Proveedores o Contratistas que Realizan Actividades en Instalaciones de PEMEX-Exploración y Producción, Cuarta Versión Agosto 2008.

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12.

ANEXOS

12.1

Requisitos que debe cumplir un documento “equivalente

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1. La indicación “o equivalente”, que se menciona en esta NRF, después de los Documentos extranjeros, significa lo siguiente: 2. Documento normativo que indica las características, reglas, especificaciones, requerimientos, atributos, directrices, o prescripciones aplicables a un Bien, Proceso, Actividad, Servicio o Método, y las que se refieran a su cumplimento o aplicación, en nivel cuantitativo, cualitativo, igual al propuesto en esta NRF. 2.1. Los Documentos extranjeros, “equivalentes”, deben cumplir con lo que se indica y/o exige por el Documento extranjero referido por esta NRF o ET. 2.2. No se aceptan como equivalentes documentos Normativos o Lineamientos Nacionales, Internacionales, Industriales o Extranjeros, que tengan requerimientos, especificaciones o exigencias menores a los que refiere y/o solicita PEMEX, (por ejemplo: menores espesores, menores factores de seguridad, menores presiones y/o temperaturas, menores niveles de aislamiento eléctrico, menores propiedades a la temperatura, mayor emisión de humos y características constructivas de los conductores eléctricos, menores capacidades, eficiencias, características operativas, propiedades físicas, químicas y mecánicas, entre otros). 3. Lo anterior también es aplicable a los requerimientos que se señalan en los Documentos Técnicos de los Paquetes de Ingeniería Básica de los Licenciadores o Tecnólogos. 4. En todos los casos, las características, especificaciones, requerimientos y/o obligaciones que se indican en esta NRF, Especificación Técnica, y los que de esta se desprenden, son de cumplimiento obligatorio por Licitantes, Contratistas y/o Proveedores de Bienes o Servicios. 5. El Licitante, Contratista o Proveedor, que considere que un documento es equivalente al Documento extranjero indicado en esta NRF y/o ET, debe solicitar por escrito a PEMEX la autorización para su uso, anexando los antecedentes y argumentación que justifique su solicitud, así como una comparativa, concepto por concepto, y demostrar que el documento que propone, es i gual que el que se indica o refiere en esta NRF o ET., a lo que PEMEX debe responder de forma explícita. 6.

Cuando los documentos que se señalan en el párrafo anterior, no son de origen Nacional, 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”, publicado en el Diario Oficial de la Federación del 14 de agosto de 1995.

7. Los documentos que se presenten en un idioma distinto al español se deben acompañar de una traducción de dicho idioma al español, por un perito traductor certificado, y debe considerar la conversión de unidades conforme a la NOM-008-SCFI-2002. La traducción debe ostentar la siguiente leyenda que debe estar signada por el representante legal del Licitante, Contratista y/o Proveedor, que propone el documento equiva lente. “Esta traducción refleja fielmente el contenido e interpretación del documento original en su idioma de origen, para los efectos de la Licitación y/o, Contrato, y efectos Legales, a que den lugar”

La respuesta de PEMEX al uso de un documento equivalente debe ser por escrito, y se debe indicar si es o no autorizado el documento propuesto como equivalente, en el caso de que no se autorice el uso del documento equivalente, el Licitante, Contratista, o Proveedor, está obligado a cumplir con el Documento extranjero establecido en la NRF o ET.

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Equipo, maquinaria y herramientas DESCRIPCIÓN

CARÁCTERÍSTICAS Y ESPECIFICACIONES Capacidad mínima 400 A, Porta-electrodo 300 A, con cable de uso rudo, conectores macho-hembra para empate de cable, protegida contra explosión, conexiones a tierra física, incluye reóstato. Equipo hidráulico con accesorios y discos para corte. Compresor de aire de 0,5516 MPa (80 psi) mínimo y electrodo de carbón. Equipo de corte oxiacetileno con boquillas de corte del 1-5 y 50 m de manguera duplex de 6,3 mm (¼ in) de diámetro. Eléctricas y/o neumáticas de 0,7457 kW (1 HP), pulidora portátil para trabajo mediano y pesado, capacidad de discos de 17,78 cm (7 in), 5000 a 8000 r/min Para el diámetro de tubería que se esté reparando. Con regletas de 3 m mínimo. Compresor de aire de 1,207 MPa (175 psi) y 136,26 m /h (600 pcm) mínimo, con mangueras porta-boquillas, purificador de aire, filtro separador de humedad, ollas areneras con capacidad de 200 -300 kg (440 - 660 lb), alarma de monóxido de carbono, casco escafandra. Maquina eléctrica de relevado de esfuerzo para relajamiento de tensión en junta con soldadura especial (línea de proceso), incluye cables de alimentación eléctrica, accesorios de descarga de tensión, resistencia de cerámica flexible, colcha mineral, alambre termopar para alta temperatura, conectores tipo K y consumibles. Compresor de aire de 1,207 MPa (175 psi) y 136,26 m /h (600 pcm) mínimo, ollas para pintura con capacidad para 0.020 m 3 (5,25 galones), pistolas para aplicación de recubrimiento primario y acabado. Neumáticos, hidráulicos y/o eléctricos (capacidad desde 1 a 15 toneladas).

Máquina de soldar Equipo de corte en frío Equipo de arco aire Equipo de corte oxiacetileno Esmeriladoras Biseladora universal para tubería Biseladora para corte recto Equipo de Sand-blast

Equipo de relevado de esfuerzos

Equipo de pintura Malacates

EQUIPO PARA LA PRUEBA HIDROST TICA Y LIMPIEZA DE TUBER A 20,684 MPa (3 000 psi) y bajo volumen 34,065 m /h (150 g/min) mínimo. 1,52 MPa (220 psi) y alto volumen 317,94 m /h (1 400 g/min) mínimo. 295,23 m /h (1,300 pcm) y 862 o 1206 kPa (125 a 175 psi) mínimo.

Bomba de alta presión Bomba de baja presión Compresor de aire Manómetros, manógrafos balanza de pesos muertos Termómetro y termógrafo

y

Con rango de medición no mayor al doble de la presión de prueba. Para medición de rango de temperatura de 0 ºC – 100 ºC.

EQUIPO PARA PRUEBAS NO DESTRUCTIVAS

Equipo de radiografía

Rayos Gamma Iridio-192 de capacidad nominal de 35 Cu para espesores desde 19,05 mm (¾ in) hasta 76,2 mm (3 in); contador de radiación ionizante; penetrómetros requeridos tipo ASME o equivalente.

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DESCRIPCIÓN Laboratorio para revelado de radiografías Equipo de Ultrasonido

Equipo de partículas magnéticas

Equipo de líquidos penetrantes

Equipo para medición de dureza

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CARÁCTERÍSTICAS Y ESPECIFICACIONES Dosímetro, cargador para dosímetro, reloj alarma, lámpara de seguridad, tanque para revelado, negatoscopio, químicos, unidad de aire acondicionado, termómetro, medidor de densidades (densitómetro). Equipo detector de fallas digital con memoria y lectura en pantalla, transductores, zapatas, acoplante, baterías, cargador para batería. Yugo magnético, medidor de intensidad de flujo magnético (medidor de pastel), pulverizadores, atomizadores, cepillos suaves o brochas de limpieza, lámpara de mano de luz blanca, lámpara de luz negra, partículas magnéticas secas y/o húmedas, visibles, fluorescentes y/o duales. Lámpara de mano de luz blanca, lámpara de luz negra, lupa, regla con escala, brochas, paños secos y limpios, líquidos penetrantes visibles, fluorescentes y/o duales y solvente. El equipo debe ser portátil con pantalla digital, para medir durezas en acero al carbono y acero micro aleado en cualquier dirección y en rango de exactitud de ± 0,5 por ciento, con rango de medición de dureza Brinell de 100 hasta 500 y/o dureza Rockwell B desde 50 hasta 90 y/o Rockwell C desde 20 hasta 60.

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Formatos de mantenimiento de tubería de proceso y servicios CLAVE : _________________

DIÁMETRO : ______________

SERVICIO : __________________________________________

LOGO DE LA COMPAÑÍA

FORMATO DE MANTENIMIENTO (FM01)

PLATAFORMA : ______________________________________ FECHA DE INSPECCIÓN : _______________________________

MANTENIMIENTO PREVENTIVO

COMPAÑÍA : ________________________________________

No.

TIPO DE HALLAZGO

DOCUMENTO DE REFERENCIA

MANTENIMIENTO PREVENTIVO EFECTUADO

FECHA

OBSERVACIONES

REALIZÓ

REVISÓ

APROBÓ

ACEPTÓ

Nombre y Firma

Encargado de la Cuadrilla

Coordinador / Representante Técnico

Supervisor de PEP

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CLAVE : _________________

DIÁMETRO : ______________

SERVICIO : __________________________________________

LOGO DE LA COMPAÑÍA

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FORMATO DE MANTENIMIENTO (FM02)

PLATAFORMA : ______________________________________ FECHA DE INSPECCIÓN : _______________________________

MANTENIMIENTO CORRECTIVO

COMPAÑIA : ________________________________________

No.

TIPO DE HALLAZGO

DOCUMENTO DE REFERENCIA

MANTENIMIENTO CORRECTIVO EFECTUADO

FECHA

OBSERVACIONES

REALIZÓ

REVISÓ

APROBÓ

ACEPTÓ

Nombre y Firma

Encargado de la Cuadrilla

Coordinador / Representante Técnico

Supervisor de PEP

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En la siguiente tabla se enlistan de manera enunciativa más no limitativa las técnicas de ensayos no destructivos aplicables antes, durante y después de las reparaciones con soldadura en componentes metálicos de tuberías de procesos Método de inspección l a u s i V

a í f a r g o i d a R

Grietas

X

X

Falta de fusión

X

X

Falta de penetración

X

X

Porosidad

X

Aplicación

o s e c o r p e d a í r e b u t n e a r u d a d l o s n o c n ó i c a r a p e R

Tipos de indicación

s e s t o n d i a r u t e q í n L e P

X

X

o d i n o s a r t l U

X

X

Inclusiones de escoria, tungsteno o indicaciones alargadas.

X

Socavados

X

Terminación superficial

X

X

Concavidad de raíz

X

X

Sobre espesor de soldadura

X

Porosidad interna

X

Inclusiones

X

Traslapes

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

X

X

X X X

X X

Tabla. Método de inspección para reparación con soldadura en tuberías de proceso En el caso de las pruebas de presión, si la tubería de procesos puede ser aislada del sistema de operación y es práctico, se pueden realizar la prueba. Es recomendable una prueba de fuga antes de presurizar el componente a la máxima presión de prueba

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