EVALUACIÓN DE LA INTEGRIDAD MECÁNICA PEMEX-2012

NRF-274-PEMEX-2012 REVISIÓN: 0 14 de julio 2012 PAGINA 1 DE 35 COMITÉ DE NORMALIZACIÓN DE PETRÓLEOS MEXICANOS Y ORGANISMOS SUBSIDIARIOS SUBCOMITÉTÉCNICO DE NORMALIZACIÓN DE PETRÓLEOS MEXICANOS EVALUACIÓN DE LA INTEGRIDAD MECÁNICA DE TUBERÍAS Y EQUIPOS ESTÁTICOS Esta Norma de Referencia cancela y sustituye a la especificación P.9.0320.02 y la especificación GNT-SSIME-M401-2008 en lo relativo a Equipos estáticos. NRF-274-PEMEX-2012 Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios EVALUACIÓN DE LA INTEGRIDAD MECÁNICA DE TUBERÍAS Y EQUIPOS ESTÁTICOS PÁGINA 2 DE 35 Esta Norma de Referencia se aprobó en el Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios en la sesión extraordinaria 01-12, celebrada el 27 de abril de 2012. NRF-274-PEMEX-2012 Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios EVALUACIÓN DE LA INTEGRIDAD MECÁNICA DE TUBERÍAS Y EQUIPOS ESTÁTICOS PÁGINA 3 DE 35 CONTENIDO CAPÍTULO 0. 1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. 8. PÁGINA INTRODUCCIÓN ..............................................................................................................................................4 OBJETIVO ........................................................................................................................................................4 ALCANCE ........................................................................................................................................................4 CAMPO DE APLICACIÓN ...............................................................................................................................5 ACTUALIZACIÓN ............................................................................................................................................5 REFERENCIA...................................................................................................................................................5 DEFINICIONES ................................................................................................................................................7 SÍMBOLOS Y ABREVIATURAS....................................................................................................................11 REQUERIMIENTOS .......................................................................................................................................12 8.1. 8.2. 8.3. 8.4. Alcance de los servicios .......................................................................................................................12 Requerimientos de los servicios ...........................................................................................................12 Documentos..........................................................................................................................................19 Criterios de aceptación de los servicios. ..............................................................................................21 9. Responsabilidades .......................................................................................................................................23 10. Concordancia con normas internacionales ...............................................................................................24 11. Bibliografía ....................................................................................................................................................24 12. Anexos ...........................................................................................................................................................27 12.1.Contenido mínimo de la especificación de los servicios. ......................................................................27 12.2.Mapa de espesores de Tuberías y equipo estático................................................................................29 12.3.Deterioro típico en Tuberías y su mecanismo ........................................................................................31 12.4.Mecanismos de deterioro comunes en Equipo. .....................................................................................33 12.5.Mecanismos de deterioro en la industria de refinación ..........................................................................34 12.6.Requisitos que debe cumplir un documento “equivalente” ....................................................................35 Esta Norma de Referencia cancela y sustituye a la especificación P. su Reglamento. de R. almacenamiento. para que se aplique en la evaluación de la Integridad mecánica de Tuberías. de C. procesamiento primario. ICA Fluor Daniel S. OBJETIVO Establecer los requisitos técnicos y documentales que se deben cumplir en la contratación de los servicios para la evaluación de la Integridad mecánica de Tuberías.02 y la especificación GNT-SSIMEM401-2008 en lo relativo a Equipos estáticos. para cumplir con eficiencia y eficacia los objetivos de la empresa.com. Disposiciones y Estatuto Orgánico de PEMEX. se encuentran la operación. recolección. recipientes sujetos a presión y Equipos relacionados. vida útil estimada y en su caso las necesidades de mantenimiento y/o reparación de Tuberías y Equipos estáticos sujetos a presión. de C.A de C. queda prohibida su venta. Con el objeto de unificar criterios. . ALCANCE Esta NRF es para la evaluación de la Integridad mecánica. recipientes de almacenamiento.V. con la participación de: Petróleos Mexicanos PEMEX-Exploración y Producción PEMEX-Gas y Petroquímica Básica PEMEX-Refinación PEMEX-Petroquímica Instituto Mexicano del Petróleo Dragados Offshore México S. aprovechar las experiencias nacionales e internacionales. Este documento es publicado por Petróleos Mexicanos en www.NRF-274-PEMEX-2012 Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios EVALUACIÓN DE LA INTEGRIDAD MECÁNICA DE TUBERÍAS Y EQUIPOS ESTÁTICOS PÁGINA 4 DE 35 0. su reglamento. medición y transporte de hidrocarburos y sus derivados. bajo un ámbito de seguridad y protección. 2. reglas de operación del CNPMOS y la Guía CNPMOS-001-2004. Esta Norma de Referencia se realizó en atención y cumplimiento a la Ley Federal sobre Metrología y Normalización. PEMEX emite esta NRF. GL Noble Denton Lloyd Germánico de México S.9.0320.V. sistema de Tuberías. la Ley de Petróleos Mexicanos.de R.pemex.V. INTRODUCCIÓN Dentro de las principales actividades que se llevan a cabo en Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios. a fuego o atmosféricos.L.L. Equipos estático sujetos a presión o atmosféricos y Equipos relacionados de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios. 1. determinar el estado actual. mantenimiento y conservación de las instalaciones para extracción. REFERENCIA Normas Oficiales Mexicanas NOM-008-SCFI-2002. México D. Subcomité Técnico de Normalización de Petróleos Mexicanos. Conmutador: (55)1944-2500 Extensión: 54997. Para lo que esta se debe incluir en los procedimientos de licitación pública.F. Piso 23. NOM-020-STPS-2002. 11311. Sistemas e instrumentos de operación y/o control.NRF-274-PEMEX-2012 Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios EVALUACIÓN DE LA INTEGRIDAD MECÁNICA DE TUBERÍAS Y EQUIPOS ESTÁTICOS PÁGINA 5 DE 35 Queda excluido de la aplicación de esta NRF: a) b) c) d) e) Líneas de proceso y Recipientes a presión en plataformas marinas con mecanismo de deterioro generalizado alcance de la NRF-227-PEMEX-2009. 5. Sistema General de Unidades de Medida.02 y la especificación GNT-SSIMEM401-2008 en lo relativo a Equipos estáticos. vida útil estimada y en su caso las necesidades de mantenimiento y/o reparación de bienes alcance de la misma. o adjudicación directa. para analizar su procedencia y responder oficialmente a los mismos. CAMPO DE APLICACIÓN Esta NRF es de aplicación general y observancia obligatoria para la contratación parcial o total de los servicio para evaluar la Integridad mecánica. ACTUALIZACIÓN La revisión y actualización de la NRF debe ser dentro de los cinco años siguientes a su publicación de declaratoria de vigencia publicada en Diario oficial de la federación. Correo electrónico: [email protected]. invitación a cuando menos tres personas. Las observaciones y comentarios a esta NRF se deben enviar al Comité de Normalización de Petróleo Mexicanos y Organismos en el formato CNPMOS-001-F01.com . 5.1. de no hacerse se ordenaría su cancelación. que se lleven a cabo en Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios. Equipos dinámicos o eléctricos. Esta Norma de Referencia cancela y sustituye a la especificación P.0320. . como parte de los requisitos que se debe cumplir. Torre Ejecutiva. Teléfono Directo: (55)1944-9240. debiendo notificar a la Comisión Nacional de Normalización.1. 329. de barcos y embarcaciones marítimas. 4. 5. terrestres y marinos. Ductos o líneas de recolección y transporte de hidrocarburos y sus derivados. Colonia Huasteca.1. determinar su estado actual. Recipientes sujetos a presión y calderas-Funcionamiento-Condiciones de seguridad.1. Tuberías y Equipo submarino. Avenida Marina Nacional No. C.2. 5. 3. la revisión o actualización. 5.4.2.Use of Time-of-flight diffraction technique (TOFD)”. 5. 5. ISO 9712:2005 e ISO 9712:2005 Cor.3. 5. NMX-EC-17020-IMNC-2000.3.Part 1: Test method (scales A. “Non-destructive testing .Qualification and certification of personnel (Pruebas no destructivas.3. “Petroleum and natural gas industries – Piping. K.Vickers hardness test -. “Metallic materials .1. 5.1. NMX-CC-10005-IMNC-2006. E.2. ISO 9004:2009.2. E. K.3.Directrices para los planes de la calidad).Requisitos 5. ISO 10005:2005. Sistemas de gestión de la calidad . Equipos de Medición y Servicios de Metrología.4.4. “Managing for the sustained success of an organization .2.5. Gestión para el éxito sostenido de una organización Enfoque de gestión de la calidad. 5. . Pruebas Hidrostáticas de Tuberias y Equipos.4. 5. T)]”.2. NRF-150-PEMEX-2011. Normas Mexicanas NMX-CC-9001-IMNC-2008. “Quality management systems – Requirements (Sistemas de gestión de la calidad – Requisitos)”. Normas de Referencia NRF-028-PEMEX-2010. (Prueba no destructiva de soldaduras – Prueba ultrasónica – Uso de la técnica de tiempo de vuelo de la difracción ultrasónica (TVDU)) 5.4. N.4.4. ISO 6507-1-2005. ”Metallic materials -.Calificación y certificación de personal)”. G. Criterios generales para la operación de varios tipos de unidades (organismos) que desarrollan la verificación (Inspección). 5. C. B. H. Diseño y Construcción de Recipientes a Presión. G.2. 5. ISO 15649:2001. 5.Part 1: Test method metálicos – Prueba de dureza Vickers – Parte 1: Método de prueba)”.Guidelines for quality plans” (Sistemas de gestión de la calidad . “Quality management systems -. H.3.6.4. F. NMX-CC-9004-IMNC-2009. D.4. NRF-111-PEMEX-2012. Sistemas de gestión de la calidad .Directrices para los planes de la calidad.1.3.NRF-274-PEMEX-2012 Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios EVALUACIÓN DE LA INTEGRIDAD MECÁNICA DE TUBERÍAS Y EQUIPOS ESTÁTICOS PÁGINA 6 DE 35 5.A quality management approach (Gestión para el éxito sostenido de una organización –Enfoque de gestión de la calidad)”. Normas Internacionales (Materiales 5. 5.Rockwell hardness test -.8.3. D. ISO 10863:2011. B.4. ISO 9001:2008 con ISO 9001:2008/Cor 1:2009. T [Materiales metálicos – Prueba de dureza Rockwell – Parte 1: Método de prueba (escalas A. 5.4. N.7.3. 5. C. F. 5.2. 1:2006. ISO 6508-1-2005. “Non-destructive testing of welds -. (Industrias del gas y petróleo – Tubería)”.Ultrasonic testing -. a la producción y/o a las instalaciones. y entonces puedan reclasificarse o remplazarse. y determinara en base a la evaluación si son aptos para las condiciones de operación actuales. 6. . “Steel products — Employer's qualification system for non-destructive Testing (NDT) personnel”. Sistema de calificación del empleador para personal de Pruebas no Destructivas (PND)).Calificación y certificación de personal para aplicaciones limitadas de pruebas no destructivas)”.10. 5. o en su caso que no son conveniente para operar a las condiciones actuales. Certificación: Procedimiento por el cual se asegura que un producto. se entiende por: 6. Equipos estáticos y componentes. análisis y evaluación sistemática de la probabilidad de la ocurrencia de daños asociados a los factores externos (fenómenos naturales y sociales). sistema o servicio se ajusta a las normas o lineamientos o recomendaciones de organismos dedicados a la normalización nacionales o internacionales.9.Performance-based qualification (Pruebas No Destructivas – Calificación basada en habilidad). Análisis de Integridad (Aptitud para el servicio): Evaluación del estado mecánico-estructural de un elemento. 5.4. factores humanos y fallas en los sistemas de administración. 6.NRF-274-PEMEX-2012 Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios EVALUACIÓN DE LA INTEGRIDAD MECÁNICA DE TUBERÍAS Y EQUIPOS ESTÁTICOS PÁGINA 7 DE 35 5. y los defectos presentes en él a partir de la Inspección e informes de resultados de pruebas.4. Non-destructive testing -. 6. al ambiente.12. petroquimica y de gas natural . (Productos de acero.11.Qualification of personnel for limited application of nondestructive testing (Pruebas no destructivas . DEFINICIONES Para los propósitos de este documento. “Non-destructive testing .2. ISO 11484:2009.4. 6.. Anomalía: Condición insegura y no favorable a las operaciones y funcionalidad de Equipos o Tuberías. 6. proceso. estableciendo los programas de la inspección o monitoreo. Caldera de potencia: Recipiente cerrado en el que se calienta agua u otro líquido.6. Análisis de riesgo(s) de proceso. ISO 28300:2008. a la población. Certificado: Documento que testimonia la Certificación en términos de LFMN y su reglamento.3. 6. defectos o fallas en Tuberías. se genera vapor.4. 5. “Petroleum. los sistemas mecánicos.5. con base en la identificación del tipo y grado de severidad.Conjunto de metodologías que consisten en la identificación. bajo presión y por la aplicación directa de energía de la quema de combustibles o de electricidad o de energía solar. sobrecalienta vapor o cualquier combinación de los mismos.Venteo para tanques de almacenamiento atmosféricos y a baja presión)”. Procedimientos usados para evaluar deterioros. ISO 20807:2004. ISO/TS 11774:2011. fallas en los sistemas de control. con la finalidad de controlar y/o minimizar las consecuencias al personal.4. petrochemical and natural gas industries—Venting of atmospheric and low-pressure storage tanks (Venteo para tanques de almacenamiento atmosféricos y a baja presión – Sin refrigeración y con refrigeración / Industrias del petroleo.1. Componente de tubería: elemento mecánico adecuado para unir o ensamblar Tuberias de manera herméticas. Recipiente a presión): Contenedor sometido a esfuerzos debido a los acciones de la presión. b) c) 6. por procesar. 6. entre otros. Circuito de tubería.7. daño. 6. así como un daño significativo a las instalaciones y al ambiente. tratar.14. Menoscabo.10. que puede ser causado por diferentes mecanismos tales como: reducción de espesor generalizada o localizada.12.11. ni el deterioro tipo metalúrgico. Equipo estático: Equipo que no tienen componentes en movimiento. 6. agrietamiento. Equipos estáticos o componente.NRF-274-PEMEX-2012 Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios EVALUACIÓN DE LA INTEGRIDAD MECÁNICA DE TUBERÍAS Y EQUIPOS ESTÁTICOS PÁGINA 8 DE 35 6. Consecuencia de falla: Resultado de una falla. por abrasión o por la acción corrosiva del fluido o del medio. Equipo estático sujeto a fuego (Calderas de potencia. degradación o condición inferior en componentes que puede estar dentro o fuera de norma. Generadores de vapor): Contenedor sometido a esfuerzos debido a las acciones y efectos directo o indirecto de la quema de combustibles.9. lo que resultaría en una lesión. desgaste.13. un daño irreversible a la salud o muerte. 6. Puede haber uno o más resultados de una sola falla. Hornos. Calentadores. por contener una sustancia. No se debe considerar como desgaste la corrosión localizada. 6.8.17. Espesor (d): Grosor de un sólido. en el que pueden variar las condiciones de operación en sus diferentes partes. Deterioro: Indicación.18. daños mecánicos entre otros. Desgaste: Pérdida de material. reducción. . 6. 6. 6. Calderas de potencia. Componente: Cualquier elemento que forma parte de un Sistema de tubería. de tipo o magnitud que excede los criterios de aceptación. Magnitud dada a la dimensión transversal perpendicular entre caras de una pared. Separadores. Donde la presión es cualquier valor diferente a la presión atmosférica. Recipientes o tanques atmosféricos. falla.15. 6. a) Equipo estático atmosférico (Equipo atmosférico. permitiría o contribuiría a una liberación de energía capaz de originar una exposición al personal a una cantidad suficiente de sustancias peligrosas. Corrosión localizada: Corrosión que se produce en parte de una superficie metálica a una velocidad mucho mayor que en el resto de la superficie. Recipiente atmosférico. Costura: Junta soldada a tope circunferencial o longitudinal. Tanque atmosférico): Contenedor sometido a esfuerzos debido a acciones de la carga hidrostática. Equipo y/o Tuberías críticas: Tuberías. proveniente de fuentes externas o como consecuencia de la reacción física y/o química que se lleve en su interior. imperfección y/o deterior. a) Espesor actual (da): Espesor medido por UTT en un componente el cual se registra en el informe de resultado de prueba correspondiente. cuya falla resultaría. Circuito de tubería: conjunto de Tubería y Equipos que manejen una sustancia de la misma composición. Cambiadores de calor. Defecto: Indicación. Tuberías o Equipo estático 6. como son Recipientes a presión.16. Equipo estático sujeto a presión (Equipo sujeto a presión. Donde la presión es la presión atmosférica. almacenar o transformar una sustancia. e) Espesor final o espesor final como se construyo (df): Espesor medido y registrado después de su fabricación y/o construcción.20. 6.23. Paquete de Tecnología de Proceso (PTP): Conjunto de documentos que describen el proceso químico. Inspección: Actividades efectuadas con métodos establecidos. y antes de la puesta en operación. que firma y avala los dictámenes de Integridad mecánica en cumplimiento con esta NRF. Reporte de Pruebas de Materiales de los componentes. con más de diez años de experiencia en Integridad mecánica de Tuberías y/o Equipos. para verificar y determinar que los materiales. que se indica y determina por la Norma de diseño o fabricación.22. instalación. fabrico o construyo. operación. la operación. así como los registro de las condiciones de operación. Pared: superficie de un material con un grosor tal para contener una sustancia dentro de un espacio. reparaciones. productos intermedios y finales. incluyendo residuos y efluentes). con el propósito de proteger a los trabajadores. que no debe ser menor al espesor calculado más el valor permisible de corrosión. d) Espesor de retiro (dt): Espesor mínimo al que se puede operar de forma confiable y segura a determinadas condiciones de operación. Datos básicos de diseño del proceso.NRF-274-PEMEX-2012 Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios EVALUACIÓN DE LA INTEGRIDAD MECÁNICA DE TUBERÍAS Y EQUIPOS ESTÁTICOS PÁGINA 9 DE 35 b) Espesor calculado (dr): Espesor mayor de los calculados para un componente antes de agregar el valor permisible de corrosión. Expediente de Integridad mecánica inicial: Conjunto de documentos con que se diseño. servicios. Ingeniero responsable: Profesionista independiente. se integra por: a) b) Información de los riesgos de las sustancias (materias primas. mantenimiento y deterioro o anomalías inherentes a su integridad mecánica-estructural hasta antes de su primera evaluación de integridad 6. Integridad mecánica (Aptitud para el servicio): Conjunto de actividades interrelacionadas enfocadas para asegurar la confiabilidad de Equipos y Tuberías. 6. así como sus parámetros de control y sus puntos críticos.25. 6. con cédula profesional o su equivalente internacional. que cubre desde la fase de diseño. las bases para la identificación y comprensión de los riesgos involucrados en el diseño del proceso. 6. para garantizar que cumplen las condiciones de funcionamiento requeridas. cumplen con la norma o especificación aplicable. . instalaciones de los centros de trabajo y el ambiente. especificación o documento constructivo. reconocido de forma colegiada por un organismo o asociación de ingenieros nacional o extranjera. Isométrico. construcción. Plano o Dibujos dimensionales y de detalle finales cómo se construyo. que incluye de manera enunciativa: Datos de diseño y operación. ensamble. e inspecciono el bien antes de su puesta en operación. fabricación. Mapa de soldaduras. las bases del diseño de los Equipos. Mecanismo de deterioro: Cualquier tipo de Deterioro que se encuentra e induce efectos nocivos en la Integridad mecánica. Registro o mapa de materiales.24. mantenimiento y desmantelamiento. c) Espesor mínimo (dm): Espesor mínimo para un componente después de su formado o conformado. y pruebas de Tuberías y Equipos.21. 6. él que no debe ser menor al espesor calculado para todas las condiciones de diseño y operación esperadas. insumos. Memorias de cálculo de espesores. 6.19. Informes de resultado de pruebas e Informe y registro de espesores finales como se construyo. como corresponda. Probabilidad de falla: Razón fundada de falla para un periodo de tiempo dado. (razón entre el número de casos favorables y el número de casos posibles) 6.26. distribuir.NRF-274-PEMEX-2012 Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios EVALUACIÓN DE LA INTEGRIDAD MECÁNICA DE TUBERÍAS Y EQUIPOS ESTÁTICOS PÁGINA 10 DE 35 c) Datos básicos de diseño de Equipos.27.29. “MAP”): La menor de las presiones calculadas de los componentes a temperatura ambiente. separar. o recalculados con los Espesores actuales (da) menos el valor remanente de corrosión. 6. Presión de diseño (Pd): Valor más severo de presión manométrica esperado en condiciones normales de operación a su respectiva temperatura de metal. Emitido por el fabricante del material o producto. con el Espesor mínimo como se construyo sin descontar el valor permisible de corrosión. 6. “MAWP”): El menor de los valores de presión calculado para cualquiera de las partes o componentes de un Equipo o Tubería de acuerdo a su diseño con espesores finales como se construyo menos el valor permisible de corrosión. Especificación así como con los suplementarios solicitados por el comprador.34. por depósito de soldadura “Weld Overlay” o por fusión o explosión “Integral Clad”. . sin que presente deformación permanente. b) PMP corroído: La menor de las presiones calculadas de los componentes a temperatura ambiente. pinturas. medir. 6. Sistema de tubería (“Piping system”): Tubería interconectadas sometidas a las mismas condiciones de diseño.28.30. mezclar. que avala que el reporte reproduce los resultados de los informes de resultados de pruebas emitidos por el correspondiente laboratorio acreditado y que cumplen con los requerimientos de la Norma. hule. chapa metálica soldada perimetralmente o por puntos o ambos “lining”.35. a) PMP nuevo: La menor de las presiones calculadas de los componentes a temperatura ambiente. Recubrimiento: material sobrepuesto en una pared. Combinación de la probabilidad de que ocurra un accidente y sus consecuencias. como son cementos o ladrillos refractarios.CMTR” ó “Material Test Report . Revestimiento: material que se adhiere integralmente y continuamente a una pared para su protección. con nombre y firma del responsable de calidad o representante legal.31. controlar o repulsar los flujos de un fluido. entre otros. Tuberías: Sistema de tubería. descargar. Riesgo: Peligro a los que se expone el personal. 6. usado para transportar. 6. 6. 6.MTR”]: Registro de los resultados obtenidos de composición química. Tubería (“Piping”): Ensamble de tubos y componentes.36. Circuitos de tubería y/o tubería. c) PMP actual: La menor de las presiones calculadas de los componentes a temperatura ambiente. 6.32. con el Espesor mínimo (dm). 6. Presión Máxima Permisible de Trabajo (PMPT. Reporte de Pruebas de Materiales (RPM) [“Certified Material Test Report . propiedades mecánicas y otros requerimientos solicitados por la Norma o Especificación de producción del material o producto. Presión Máxima Permisible: (PMP.33. así como de los requerimiento suplementarios solicitados para el comprador. vidrio. 6. con el Espesor actual (da) del componente después de estar expuestos a la corrosión o mecanismos de pérdidas de espesor. con el Espesor mínimo como se construyo restando el valor permisible de corrosión. 6. que se espera en condiciones de operación para el componente en consideración. (TMDM. Tubo (“Pipe”): Cilindro hueco hermético utilizado para transportar un fluido o enviar un fluido presurizado. o cualquier otra fuente de enfriamiento. Temperatura de diseño (td): Temperatura máxima promedio de metal esperada a través del espesor a su correspondiente presión. a usar en el diseño. trastornos en la operación. la que no debe ser superior a la temperatura promedio del metal a través del espesor. 6. la auto refrigeración. la temperatura del metal se debe determinar por medio de cálculos o por medición directa en algún equipo en servicio bajo las mismas condiciones de operación. considerando la temperatura atmosférica extrema mínima. Prueba de fuga (Leak Test) Prueba con partículas magnéticas (Magnetic Particle Testing) Pruebas no destructivas (Nondestructive Testing) Norma de Referencia Petróleos Mexicanos Presión máxima permisible de trabajo Presión máxima de trabajo Prueba con líquidos penetrantes (Penetrant Testing) Prueba con radiografía (Radiographic Testing) Prueba ultrasónica con técnica de tiempo de vuelo de la difracción ultrasónica (TVDU) (“Time-offlight diffraction technique”) UT UTA Prueba con Ultrasonido (Ultrasonic Testing) Ultrasonido con haz angular (Ultrasonic Angle Beam) . 6.39.37. “MDMT”): Temperatura más baja esperada a ser usada en el diseño.40.38. Temperatura de operación (to): Temperatura que se debe mantener en la pared que se está considerando para la operación especificada. 7. AE CF CML ET FFS GWUT LFMN LT MT NDT NRF PEMEX PMPT PMT PT RT TOFD SÍMBOLOS Y ABREVIATURAS Prueba con emisión acústica Consecuencia de falla Lugares o puntos de monitoreo de la condición Prueba con electromagnetismo (corrientes parásitas) [Electromagnetic testing (Eddy current)] Aptitud para el servicio (“Fitness For Service”) Prueba ultrasónica con onda guiada (“Guided Wave Ultrasonic Testing”) Ley Federal de Metrología y Normalización. Si es necesario.NRF-274-PEMEX-2012 Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios EVALUACIÓN DE LA INTEGRIDAD MECÁNICA DE TUBERÍAS Y EQUIPOS ESTÁTICOS PÁGINA 11 DE 35 6. Temperatura Mínima de Diseño del Metal. 1. a) b) c) d) e) f) g) h) Identificar el mecanismo deterioro. debe cumplir con NBIC parte 2-2010 o equivalente. para Equipos atmosféricos y de baja presión. API 510-2006 y API RP 572-2009 o sus equivalentes. El programa de inspección o monitoreo futuro para el servicio cuando es necesario.2.NRF-274-PEMEX-2012 Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios EVALUACIÓN DE LA INTEGRIDAD MECÁNICA DE TUBERÍAS Y EQUIPOS ESTÁTICOS PÁGINA 12 DE 35 UTS UTT VT VUR Ultrasonido con haz recto (Ultrasonic Straight Beam) Medición de espesores con ultrasonido (Ultrasonic Thickness Measurement) Inspección visual (Visual Testing) Vida Útil Remanente (“Remaining service life. falla y/o defecto. Requerimientos de los servicios El Contratista para el Análisis de integridad mecánica o Análisis de aptitud para el servicio (FFS) de las Tuberías y/o Equipos estáticos debe cumplir con los requerimientos de esta NRF y el API 579-1/ASME FFS-12007 o equivalente. 8. b) La Inspección de Tuberías debe cumplir con NBIC parte 2-2010. por lo que el Contratista debe hacer el Análisis de integridad mecánica o Análisis de aptitud para el servicio (FFS) como se indica en esta NRF. Determinar el procedimiento de evaluación. Determinar la probabilidad de falla. 8. a las mismas condiciones de servicio o para otras diferentes a las de origen. El Contratista para identificar el o los mecanismos de deterioro o defectos debe inspeccionar las Tuberías y/o Equipos estáticos para determinar el estado actual. 8. d) La Inspección de Equipos estáticos sujetos a fuego debe cumplir con NBIC parte 2-2010 y API RP 5732003 (R2010) o sus equivalentes. para la operación confiable y segura de estos.1. cuando es requerida. API 570-2009 y API RP 574-2009 o sus equivalentes. Recopilación y análisis de información.2. Remaining service life assessment) 8. REQUERIMIENTOS 8. .2. o en su caso remplazo cuando es necesario. Determinar vida útil remanente.2. Alcance de los servicios El Contratista debe determinar la integridad mecánica actual de las Tuberías y/o Equipos estáticos materia de esta NRF que PEMEX indique en el contrato. Evaluación del deterioro. ejecutando las siguientes actividades. Identificar el mecanismo deterioro o defecto 8.2.1. c) La Inspección de Equipos atmosféricos debe cumplir API RP 575-2005 o equivalente. La Inspección debe ser por el exterior e interior cumpliendo con API 579-1/ASME FFS-1-2007 o su equivalente y los requerimientos de Inspección de los siguiente documentos como corresponda: a) La Inspección de Equipos estáticos sujetos presión. reparación.1. y Determinar métodos de corrección. mantenimiento preventivo y/o correctivo. falla y/o defecto.1. Bifurcaciones.1. Cualquier señal de fuga se debe investigar hasta encontrar la fuente. En los anexos 12.2. Equipo o elemento de estos. Cada mecanismo de deterioro y/o desgaste. La Inspección visual externa (VT) se debe realizar a todas las Tuberías y Equipo estático alcance de sus servicios. costuras. Nota 2. Dobleces.4. Superficies sujetas al fuego. para obtener resultados confiables y exactos. sustituciones o reparaciones anteriores.2.2. incluyendo conexiones Conexiones a tierra Sistema de protección catódica Instrumentos de medición. por lo que se deben considerar todas las condiciones y características de operación con respecto a la especificación de material para determinar las NDT. para su atención. Intersecciones. cumpliendo con 8. Retornos en U. fuera de su alcance como resultado de la Inspección VT externa.2 y en lo siguiente. 12. Equipos y Tuberías. Superficies secas (por arriba de los niveles de operación) Superficie de lodos (por debajo de los sedimentos). Cuando se detecte una señal de fuga o riesgo en las Instalaciones. Componentes internos fijos y/o removibles no sujetos a esfuerzos. Tes. Toroides. según aplique: a) b) c) d) e) f) g) h) i) j) k) l) m) n) o) Paredes. el Contratista debe reportar de forma inmediata el hallazgo a PEMEX o a quien designe. Esquinas. Franja de nivel (superficie comprendida entre las superficies húmedas y secas. pasillos y plataformas Equipo auxiliar local Dispositivos de relevo de presión Aéreas para operación y mantenimiento Identificación y señalamientos de seguridad Nota 1.1. y adicionalmente en lo siguiente. Superficies de elementos o componentes con cambio de dirección (Curvas. Superficies con espesor disminuido por conformado como son doble curvatura. 8. viscosos o abrasivos. Radio de nudillos. Codos. operación y/o control Escaleras. Recubrimientos y superficies por debajo de estos. .1. incluyendo anclaje y cimentaciones Hermeticidad. soldaduras. sin detrimento del sistema de tubería.2.NRF-274-PEMEX-2012 Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios EVALUACIÓN DE LA INTEGRIDAD MECÁNICA DE TUBERÍAS Y EQUIPOS ESTÁTICOS PÁGINA 13 DE 35 8. pueden tener características únicas. Superficies húmedas (por debajo de los niveles de operación). La Inspección visual interna (VT) se debe realizar a todas las Tuberías y Equipo estático en que es factible y es alcance de sus servicios.5 y 12.2. tubería. entro otros. húmedas y de lodos).1.4.6 de esta NRF. técnica de aplicación y su capacidad de detección. Nota 3. entro otros). Superficies con alteraciones. costuras. Superficies sujetas a los efectos de fluidos a alta velocidad. se describen deterioros típicos para algunos servicios. según aplique: a) b) c) d) e) f) g) h) i) j) k) l) m) n) Paredes. Revestimientos y superficies por debajo de estos. cerramientos y elementos exteriores visibles Sistemas de recubrimiento anticorrosivo Limites de presión y temperatura de operación Sistema de recubrimiento para protección contra fuego Sistema termoaislante Sistema de apoyo y soportes. Áreas de alta temperatura.3. soldaduras y elementos integrales sujetos a esfuerzos o en contacto con la sustancia. cumpliendo con 8. 4.2.1 del API 579-1/ASME FFS-1-2007 o su equivalente.  Con paquete de tecnología de proceso y expediente de Integridad mecánica inicial o subsecuente.3. para Equipos estáticos en servicio de acido sulfhídrico o servicio amargo. para Equipos estáticos en servicio de amina.NRF-274-PEMEX-2012 Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios EVALUACIÓN DE LA INTEGRIDAD MECÁNICA DE TUBERÍAS Y EQUIPOS ESTÁTICOS PÁGINA 14 DE 35 o) Puntos con registro de espesores finales como se construyó. .5.2. El Contratistas debe hacer la evaluación de las Tuberías y Equipos estático en cumplimiento con API 579-1/ASME FFS-1-2007 o su equivalente de acuerdo a los deterioros. d) API RP 576-2009 o equivalente.1. g) API RP 945-2003 (R2008). e) API RP 577-2004 o equivalente. los que debe cotejar con los resultados obtenidos de la Inspección realizada. i) NACE SP0198-2010.1 y figura 2. para Equipos estáticos.2.  Con temperatura de operación entre 4°C y 50°C. para verificación de materiales. Válvulas y componentes de Tuberías. f) API RP 578-2010 o equivalente. para Válvulas de relevo de presión (si son parte del servicio en el alcance en el Contrato). h) NACE RP0296-2004 o equivalente. En caso de que PEMEX no cuente con el Paquete de tecnología de proceso y/o Expediente de Integridad mecánica inicial o subsecuentes. Nota 4. para soldaduras y metalurgia.2.  Con presión de operación manométrica menor de 686 kPa (7 kg/cm2). del Paquete de tecnología de proceso y Expediente de Integridad mecánica inicial o subsecuente.  Con probabilidad de falla en un lapso mayor a diez años. 8. El Contratista en adición a los incisos anteriores debe inspeccionar los puntos o superficies susceptibles a deterioro y/o falla en el interior y exterior por el servicio. para Inspección de Equipos sujetos a presión. Tuberías de aleación en Refinerías y Petroquímica. las actividades particulares que el Contratista debe realizar para obtener la información mínima requerida. puntos de monitoreo (CML) o con lectura de espesores en inspecciones previas.  Que contengan o conduzcan sustancias con grados de riesgos de 2 o menores de acuerdo con la NOM-018-STPS-2000. Tuberías y Equipos estáticos con sistema termoaislante y/o protección contra fuego.4. 8.2.2. en base a las siguientes prácticas según corresponda: a) API RP 571-2011 o equivalente.3.1. b) API RP 572-2009. Determinar el procedimiento de evaluación El Contratista debe seleccionar el procedimiento de evaluación del o los deterioros y/o defectos identificados por la Inspección de acuerdo con la tabla 2. 8. 8. Recopilación y análisis de información 8. defectos y con el nivel mínimo siguiente a menos que PEMEX especifique un nivel superior: a) Nivel 1 para Tuberías y Equipos estático que cumplan con todo lo siguiente:  Con menos de 5 años de operación o vida útil remanente mayor a 15 años.2. c) API RP 574-2009 o equivalente. El Contratista debe recopilar y analizar la información requerida para la evaluación del deterioro o defecto en cumplimiento API 579-1/ASME FFS-1-2007 o su equivalente. Evaluación del deterioro y/o defecto 8. debe indicar en la especificación de los servicios.1. para Tuberías. deterioro o defectos y que estos no registren deterioro o defectos o adviertan de un riesgo. El Contratista debe determinar y registrar en el formato 12. 8.5.5.1.2. PMPT y/o dt. la Presión Máxima Permisible de Trabajo (PMPT) y espesor de retiro (dt). por mecanismo de deterioro generalizado (perdida generalizada de metal) todos los componentes de todo Sistema de tubería.1 y en caso de encontrar mecanismos de deterioros o defectos diferentes a deterioro generalizado.  No cuente con registro de operación. Tubería y/o Equipo estático alcance de sus servicios.2. Determinar vida útil remanente 8.5. Tubería o Sistema de tubería críticos.2.  No cuenta con evaluación de Integridad mecánica en el último quinquenio. b) Nivel 2 para Tuberías y Equipos estático que no aplica para evaluación nivel 1 o se encuentren en uno o más de los siguientes casos:  Con más de 10 años de operación.  Se advierta un riesgo o anomalía que pone en riesgo la Integridad mecánica como resultado de la evaluación nivel 1 o 2. mayores a 12 meses. debe determinar y registrar en el formato 12.6. mantenimiento.  Con periodos fuera de operación menor de 12 meses. mantenimiento e Inspección o no se han atendido y /o subsanado las desviaciones o hallazgos.2.  En Equipo.6. evaluación de Integridad mecánica o estos registren deterioro.2. El Contratista en adición a 8.  Con vida útil remanente menor de 10 años. en cumplimiento con la correspondiente parte del API 579-1/ASME FFS-1-2007 o su equivalente. cumpliendo con la parte 4 del API 579-1/ASME FFS-1-2007 o su equivalente.2 la VUR.  No cuenta con registro de operación.2. b) Nivel 3 para Tuberías y Equipos estático con:  Vida útil remanente de 5 años o menor. 8. . como corresponda. 8. mantenimiento Inspección. El Contratista debe determinar la probabilidad de falla de las Tuberías y/o Equipos estático alcance de sus servicios que: a) b) c) d) Lo requiera como resultado de la evaluación del deterioro y/o defecto (nivel 3).2.  Con condiciones de operación o servicio diferentes a las del diseño original. Que son Equipo y/o Tuberías críticas. defectos o adviertan de un riesgo.  No cuente con expediente de Integridad mecánica inicial o subsecuente.  Con periodos fuera de operación. Que resulten con VUR de 5 años o menor. o PEMEX lo indique en la especificación de los servicios.5.  Contenga o conduzca sustancias con grados de riesgo de 3 o mayor de acuerdo con la NOM-018STPS-2000.  No cuente con paquete de tecnología de proceso.2 la Vida útil remante (VUR). Probabilidad de falla 8.1.NRF-274-PEMEX-2012 Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios EVALUACIÓN DE LA INTEGRIDAD MECÁNICA DE TUBERÍAS Y EQUIPOS ESTÁTICOS PÁGINA 15 DE 35  Con registro operación. 1-2010 o la sección 1 de ASME para reparaciones en Tuberías para calderas de potencia.7.2.2. acciones de mitigación.GWUT . deber dar su autorización para todos los métodos para el diseño. sin consulta previa con PEMEX o a quien designe. 3 y 4 del NB-23-2010 (NBIC) y Secciones I.Directa. PEMEX o a quien designe.2. No se debe efectuar la reparación con soldadura. o API 570-2009 en conjunto con el API RP 5772004 o sus equivalentes.7.Translúcido. API Std 653-2009.2. 8. expansión térmica y agrietamiento ambiental. mantenimiento preventivo y/o correctivo. 3 y 4 del NB-23-2010 (NBIC) y ASME B31.3-2010 o equivalente para reparaciones de Tuberías de proceso.12-2008 o equivalente para reparaciones en Tuberías para hidrogeno. Parte 3 secciones 2. El Contratista debe inspeccionar por medio de las NDT y Pruebas indicadas para el tipo de deterioro y/o desgaste esperado por el servicio de conformidad con 8. 8.2.2. reparación.6.7. Parte 3 secciones 2.8.2.7. . . PMPT y/o dt y en su caso la Probabilidad de falla.1.2. El Contratista una vez que determina la VUR. Nota: PEMEX.1. propuestos por el proveedor o Contratista. son los siguientes: a) Visual (VT): . 8. . o su equivalente para las reparaciones y reconstrucción de Equipos estáticos atmosféricos y a baja presión. b) c) d) e) 8.TODF .NRF-274-PEMEX-2012 Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios EVALUACIÓN DE LA INTEGRIDAD MECÁNICA DE TUBERÍAS Y EQUIPOS ESTÁTICOS PÁGINA 16 DE 35 8. o sus equivalentes para reparaciones en Equipos sujetos a presión. ASME B31. ejecución.Remota. se reserva el derecho de aplicar o implementar las recomendaciones que vierta el contratista objeto de la evaluación de la integridad mecánica. Inspección y pruebas para la reparación y alteración de Tubería. Métodos de Inspección y pruebas 8. en conjunto con la metodología y niveles de Inspección descritos en API 579-1/ASME FFS-1-2007 o su equivalente.3.2.8.UTS.UTA. procedimientos de soldadura.8. debe establecer las recomendaciones de mantenimiento preventivo y/o correctivo las cuales se deben fundamentar y cumplir con lo siguiente: a) Secciones 2 a la 5 de la parte 3 del NB-23-2010 (NBIC) o equivalente y con el ASME B31. o en su caso remplazo 8.2.2. 8. Los métodos de Inspección que se puede utilizar.2. Determinar métodos de corrección. Equipos estáticos sujetos a fuego y Equipos relacionados. b) Ultrasónica (UT): . VIII Divisiones 1 y 2 del ASME-2010. ciclos térmicos. materiales. . La probabilidad de falla se debe determinar mediante un análisis de riesgo cumpliendo con API RP 580-2009 y API RP 581-2008 o sus equivalentes. de grietas que se produjeron durante el servicio y se sospeche que fueron causadas por vibración.2.2. .NRF-274-PEMEX-2012 Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios EVALUACIÓN DE LA INTEGRIDAD MECÁNICA DE TUBERÍAS Y EQUIPOS ESTÁTICOS PÁGINA 17 DE 35 .Rayos X. .Espectrómetro de masas con helio — Detector de sonda .6. Los métodos de prueba que se pueden utilizar.Espectrómetro de masas con helio — Sonda de rastreo .3.Equipos metálicos. . son los siguientes: a) Medición de espesores (UTT).2.Burbuja — Presión directa . h) Dureza: .7. .8. Los métodos y técnicas de NDT y pruebas se deben realizar en cumplimiento con ASME sección V2010 o equivalente. El procedimiento lo debe elaborar personal calificado nivel 2 o 3. Las pruebas de presión hidrostáticas con agua deben cumplir con la NRF-150-PEMEX-2011. . . f) Emisión acústica (AE): . 8.8. i) Replica metalográfica (“in situ”) 8. 8.Visibles. b) Prueba de fuga (LT) .8.Ultrasonido con arreglo de fases c) Líquidos Penetrantes (PT): .2.Húmedas Visibles.Rayos Gamma.Fluorescentes.Vickers HV 10 o HV 5 de acuerdo con ISO 6507-1.2. d) Prueba de presión neumáticas.5.Cambio de presión c) Prueba de presión hidrostática. . f) Prueba de composición químico de materiales por rebaba cuando se puede tomar la muestra y de lo contrario por espectrometría. 8.Rockwell 15N de acuerdo con ISO 6508-1.Húmedas fluorescentes. 8. d) Partículas Magnéticas (MT): .8.2.2.Secas fluorescentes.4. e) Pruebas de presión hidroneumática (neumática parcialmente lleno de líquido).Diodo detector de halógenos .Secas visibles.Burbuja — Caja de vacío . e) Radiográfica (RT): . los requerimientos de la Norma de fabricación y/o construcción de las Tuberías o Equipos estático y las normas o procedimientos o prácticas correspondientes al NDT que se refieren en esta NRF. El Contratista en caso de cualquier señal de fuga en las pruebas de presión o fuga debe encontrar el punto de fuga y registrar este en el correspondiente informe de resultados.Equipos reforzados con Fibra de Vidrio.8. Las pruebas neumáticas y neumáticas parcialmente lleno de líquido deben cumplir con ASME sección VIII división 1-2010. . g) Electromagnetismo. 8. Espesores remanente. 8.2. El Ingeniero responsable debe estar calificado y certificado como técnico nivel 3 de acuerdo con ISO 9712:2005 en los métodos particulares con base en ANSI/ASNT CP-106-2008 o su equivalente.10.8. como la intensidad de estas. debe incluir la metodología. considerando los siguientes factores: a) b) c) d) e) f) g) h) i) Modos de degradación conocidas o previstas. Impactos potenciales negativos en la Integridad mecánica por las técnicas de Inspección y/o prueba. LT o UTT debe ser por personal calificado y Certificado nivel 3. alternativamente.9.10. requisitos de seguridad e higiene relacionados.2. por una entidad acreditada en términos de la LFMN y su Reglamento. en términos de la LFMN y su Reglamento. su Reglamento y la NRF-111-PEMEX-2012. y definir la o las técnicas de Inspección y/o prueba. un sólo procedimiento general de Inspección con listas de verificación anexas.2.9.4. Riesgos posibles en las actividades de Inspección.2. como corresponda. LT o UTT y para no eliminar el total del sistema termoaislante pueden habilitar ventanas de Inspección previa aprobación de PEMEX. El proveedor o Contratista debe desarrollar procedimientos de Inspección de acuerdo a los requisitos descritos en esta NRF. Los informes de resultados de las pruebas de inspección deben ser emitidos por Personas acreditadas para el método o técnica en particular.5.2.9. Monitoreo en defectos existentes.9.2. Personal y equipo 8. Plan de Inspección 8.1.2. con base en ANS/ASNT CP-106-2008 o su equivalente.2. se pueden desarrollar para cada tipo Equipo.2. 8. Accesibilidad segura a Equipos o partes del equipo. 8. 8.10. Los instrumentos y aparatos de medición y prueba deben tener informes de calibración vigentes en cumplimiento con la LFMN. El Contratista para la Inspección por el exterior con NDT. Además.3. Técnica(s) de Inspección que puede(n) detectar efectivamente los modos de degradación identificados. Tasa de degradación/susceptibilidad esperada. criterios de aceptación o rechazo y registros (reportes) que se generen derivados de las mismas. acciones correctivas y su procesamiento. . o ISO 20807:2004 para medición de espesores por ultrasonido (UTT) o ISO 11484:2009 complementado con ISO 9712:2005 e ISO/TS 11774:2011 para técnicas con equipo automatizado.9.NRF-274-PEMEX-2012 Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios EVALUACIÓN DE LA INTEGRIDAD MECÁNICA DE TUBERÍAS Y EQUIPOS ESTÁTICOS PÁGINA 18 DE 35 8. La interpretación de los resultados de las NDT.9. 8. Se debe considerar el uso de listas de verificación para la Inspección visual. 8.2. y/o ISO 11484:2009 para técnicas con equipo automatizado. El personal que realice las pruebas no destructivas debe estar calificado y certificado como técnico nivel 2 o nivel 3 de acuerdo a ISO 9712:2005. El Contratista debe elaborar el plan de Inspección con base a los mecanismos de deterioro esperados.2. como corresponda.1.2. Principales áreas de degradación. con ISO 20807:2004 para UTT.8. Tubería auxiliar. 8. El Contratista debe elaborar y entregar a PEMEX todos los documentos en idioma español y en el Sistema General de unidades cumpliendo con la NOM-008-SCFI-2002.10. 1) 2) 3) 4) 5) 6) 7) 8) 9) Nombre y Rótulos del Contratista. Válvulas críticas.3. 8. con la selección de las técnicas de Inspección y NDT apropiadas que identifiquen claramente el mecanismo particular de deterioro en lugares específicos. Tubería de uso general crítica según lo defina Pemex. . firmados y avalados por el Ingeniero responsable del Contratista. Descripción de la revisión. para cada una de las Tuberías o Equipo estáticos. Piernas muertas. 8. Puntos de mezcla del proceso. Titulo del documento. alcance de sus servicios de manera independiente. Número de revisión. Puntos de contacto de tubería en los soportes. se permiten en Idioma inglés. Fecha de la revisión. El plan de Inspección de Tuberías y Equipos estáticos lo debe aprobar y firmar el ingeniero responsable con la información base para definir los tipos de deterioro y la localización de su ocurrencia.1. Número de Contrato de PEMEX.3. Soportes de tubería soldados.10. Uniones de tubería roscadas. Corrosión bajo aislamiento (CBA). Los reportes de resultados de software que por sus características de validez no se deben modificar con la traducción al idioma Español. como se indique en el contrato. Número de identificación del documento. en original. los planes de la Inspección deben describir entre otros. copia electrónica y tantos juegos de copias.3. Venteos/drenes. 8. Interfaces suelo-aire (S-A) (concreto-a-aire). Indicar en su caso los elementos que se deben revisar en la Inspección preventiva de riesgos. debidamente identificados con al menos la siguiente información. Nombre y firma del Ingeniero Responsable.NRF-274-PEMEX-2012 Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios EVALUACIÓN DE LA INTEGRIDAD MECÁNICA DE TUBERÍAS Y EQUIPOS ESTÁTICOS PÁGINA 19 DE 35 8. como mínimo.3.2. Puntos de inyección. Nombre y firma del responsable de calidad del Contratista.2.4. Documentos 8. El plan de inspección y técnicas de inspección están sujetas a la verificación por PEMEX. siguiente: a) b) c) d) e) b) c) d) e) f) g) h) i) j) k) l) m) Para las Tuberías y Equipo estáticos.3.3.2. los documentos indicados en los siguientes incisos. Recubrimientos anticorrosivos o recubrimiento interno. lo Lugares de monitoreo de la condición (CML) para mecanismos específicos de deterioro. de condensado o nivel. Juntas de expansión. Secciones de flujo lento de la tubería. El Contratista debe elaborar y someter a verificación de PEMEX. 3) Registro de deterioros no generalizado (cuando aplique). Lista de materiales y componentes.NRF-274-PEMEX-2012 Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios EVALUACIÓN DE LA INTEGRIDAD MECÁNICA DE TUBERÍAS Y EQUIPOS ESTÁTICOS PÁGINA 20 DE 35 10) 11) 12) Clave. el que debe contener como mínimo por Sistema de tubería.3.3. cuando es requerida. . que debe contener como mínimo lo siguiente: 8. Periodicidad de Inspección y prueba en casos de deterioro. Determinar vida útil remanente. Autorización de funcionamiento otorgado por la STPS.3.4. reparación o remplazo. que debe contener como mínimo: 8. o en su caso remplazo. Expediente de Integridad mecánica. Recomendaciones de mantenimiento preventivo o correctivo. Mapa de soldaduras. alcance de sus servicios de manera independiente. Dictamen de evaluación de Integridad mecánica (Aptitud para el Servicio).3. nombre y servicio de las Tuberías o Equipo. Informes de calibración de los instrumentos vigente. Evaluación del deterioro. 8. falla o defecto.3. Informe de Vida Útil Remanente. Plan de Inspección futura. a) b) c) d) e) f) g) h) i) Alcances de los trabajos e Inspección (General y particular) Identificar el mecanismo deterioro. Plan de trabajo. 8. y Determinar métodos de corrección. Plan de Inspección. Tubería y/o Equipo: a) b) c) d) e) f) g) Alcance.3. Informe de probabilidad de falla. considerando las excepciones de la NOM-020STPS-2011. Recopilación y análisis de información. Programa de trabajo.2.3. como corresponda.1. Isométrico o plano de Tubería como corresponda. el que debe contener como mínimo: a) b) c) d) e) f) Informe de estado actual. a) b) c) d) e) f) g) h) Plano de arreglo general de Equipos. Determinar la probabilidad de falla.3. reparación. mantenimiento preventivo y/o correctivo. falla y/o defecto. Procedimientos de pruebas. para cada uno de las Tuberías o Equipo estático.3. Métodos de Inspección y pruebas por mecanismo de deterioro interior y/o exterior. PMPT y dt. Circuito de tubería. falla y/o defecto. Acreditaciones y calificaciones. Procedimientos de Inspección por cada NDT correspondiente a cada mecanismo de deterioro. Lista del contenido y paginación consecutiva. cuando aplique. Conclusiones. Determinar el procedimiento de evaluación. Registro de espesores actuales (anexo 12. Memoria de cálculo de VUR. Dictamen de evaluación de la Integridad mecánica. Número de serie del Equipo. como en los puntos con registro de espesores finales como se construyo y puntos de monitoreo (CML) o de lectura de espesores en inspecciones previas. tanto de los puntos susceptibles a falla determinados por la evaluación de la Integridad mecánica en ejecución. API RP 575-2005.2. según corresponda.NRF-274-PEMEX-2012 Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios EVALUACIÓN DE LA INTEGRIDAD MECÁNICA DE TUBERÍAS Y EQUIPOS ESTÁTICOS PÁGINA 21 DE 35 i) j) k) Informes de resultados de prueba y NDT emitidos por personas acreditadas en términos de LFMN e incluir la evidencia documental de los mismos. API RP 580-2009.4.3. así como en su caso y a solicitud de PEMEX actualizar la información en la base de datos existente o software que PEMEX indique.1. Válvula de relevo de presión que protege las Tuberías y/o equipo (Aplica cuando es alcance de los servicios).3.3.5. API 579-1/ASME FFS-1-2007.3.10 de esta NRF y lo siguiente con base a la aptitud para el servicio (FFS).3. 5 años para Tuberías y Equipos estáticos con nivel 2 de inspección.4. en archivo electrónico que debe estar en el software y versión que se especifique en el contrato. los componentes que se deben inspeccionar y el tipo de Inspección recomendada para éstos.4. así como los espesores dr.2.2. los espesores actuales (da) medidos por UTT.5. contener como mínimo la información que en el anexo 12. Conclusiones . El Contratista debe elaborar y entregar a PEMEX el plan de Inspección o monitoreo a futuro en cumplimiento con 8.5. 10 años para Tuberías y Equipos estáticos con nivel 1 de inspección. El programa de inspecciones a futuro debe establecer los periodos o intervalos recomendados en API 510-2006. El plan de Inspección a futuro. La mitad de la vida útil remanente. Plan de Inspección a futuro 8.2 de esta NRF o en su caso contener como mínimo la información que en este se indica. 8. debe contener el programa de inspecciones futuras con los periodos o intervalos recomendados de Inspección. Expediente de Integridad mecánica inicial o previo.3. 8. El mapa de espesores debe cumplir con el anexo 12.5. de acuerdo con el anexo 12. API RP 5812008 y NB-23-2010 o sus equivalentes. Mapa de espesores 8. 8. la vida útil remanente (VUR) y probabilidad de falla determinada para cada Tubería y Equipo estático alcance de sus servicio.4.2. El Contratista debe entregar a PEMEX el mapa de espesores de cada una de las Tubería y/o Equipo estático alcance de sus servicios.5. 8.3. 8.1. 8.3. API 570-2009.4. dm y dt para el componente y punto registrado en particular. El Contratista debe registrar en el mapa de espesores.3.2 de esta NRF se indica.3. 8.2 de esta NRF o en caso de reportes de software especializados. que no deben ser posteriores o mayores a los siguientes: a) b) c) d) Fecha de vencimiento de la licencia de operación de la STPS para Equipos sujetos a presión. deben proveer salvaguardas dentro de la organización para asegurar la adecuada segregación de las relaciones y las responsabilidades delegadas en provisión de los servicios de verificación e inspección para la organización.NRF-274-PEMEX-2012 Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios EVALUACIÓN DE LA INTEGRIDAD MECÁNICA DE TUBERÍAS Y EQUIPOS ESTÁTICOS PÁGINA 22 DE 35 El Contratista debe determinar en sus conclusiones la disponibilidad de las Tuberías y/o Equipos estáticos. examen o prueba que efectúa y que éstas estén bajo un procedimiento o práctica aprobada y probado. Bases de licitación. con registro de Conformidad o en su caso de No Conformidad. atiendan y cierran toda No Conformidad. por el personal de aseguramiento de calidad deben estar en cumplimiento su Manual de Calidad. generando el plan de mitigación y recuperación para que no se incumpla con la ruta crítica y fecha de entrega. así como un plan de calidad basado en NMX-CC10005-IMNC-2006 o ISO 10005:2005.4. cuando aplique. Que los documentos estén revisados. alcance de sus servicios. b) c) d) e) f) g) h) i) j) k) . para su operación segura a las mismas condiciones de operación o diferentes. mediante identidad organizacional. contiene la información mínima necesaria en base a esta Norma de Referencia para que pueda proceder con los servicios o suministro del bien en términos del Contrato. de manera independiente a la verificación y/o inspección de PEMEX o quien designe. Revisión de la especificación bases de licitación y contrato. donde el personal no debe involucrarse en cualquier actividad que puede entrar en conflicto con su independencia de juicio e integridad (con relación a sus actividades de inspección). Se integre un expediente de los servicios desde la aceptación del contrato. llevando y manteniendo un registro de toda actividad y personal que interviene. Que la Evaluación de la Integridad mecánica. aprobados y avalados por el Ingeniero responsable.4. probable reutilización o en su caso el emplazamiento para mantenimiento. con sustentabilidad y cuidado al medio ambiente en base a NMX-CC-9004-IMNC-2009 o ISO 9004:2009. integrando la información y documentos históricos como se generen. así como por PEMEX o quien designe. notificando a PEMEX. un programa de ejecución mostrando la ruta crítica y eventos de pago.1. Que todo proceso o tarea. elaborado y certificado bajo un Sistema de gestión de Calidad en cumplimiento con NMX-CC-9001IMNC-2008 o ISO 9001:2008 con ISO 9001:2008/Cor 1:2009. para verificar el cumplimiento con esta Norma de Referencia. Registrando los incumplimientos o eventos vencidos. Criterios de aceptación de los servicios 8. especificación de los servicios.4. Contrato y Especificación de los servicios. Los servicios contratados por PEMEX en materia de esta NRF se deben revisar y aprobar por el responsable de aseguramiento de calidad del Contratista. Que el personal esté calificado o certificado según corresponda. interna o externa. Se elabore. para la tarea.2. el Personal de aseguramiento de calidad del Contratista. conteniendo al menos los siguientes puntos. Que se registren. a) Se establezca una separación clara y autónoma de las responsabilidades de la unidad de calidad e inspección. La unidad o departamento de calidad e inspección. Que se cumplan y hagan cumplir las Normatividad vigente en materia. bases de licitación y/o contrato. y de ser necesario proporcionado para su revisión y comentarios. El responsable de aseguramiento de calidad del Contratista como las correspondientes actividades de verificación con esta NRF. hasta cierre del Contrato a satisfacción de PEMEX. cumplan con esta Norma de Referencia. cuente con al menos un punto de verificación antes de pasar a la siguiente. la que puede ser o no coincidente con el nivel V de la NRF-049-PEMEX-2009. donde no deben existir condiciones indebidas de financiamiento u otras condiciones que limiten su independencia. actividad. reparación o baja. 8. el que debe estar a disposición de PEMEX o quien designe. o administre de manera discriminatoria. para al menos un nivel V de acuerdo con la NRF-049PEMEX-2009. proceso. 8. iniciales como posteriores. Circuitos de Tuberías.6. omisión. El procedimiento que describa la elaboración y custodia del expediente de los servicios por el Contratista. de su responsabilidad que le obliga a garantizar y dar cumplimiento total con esta NRF.2. mala interpretación.1.4. 9. para obtener del usuario los registros. quedando obligados a subsanar a satisfacción de PEMEX. previo a su recepción. 8. conservando la evidencia física corresponda. 9.6. 9.3. cualquier desviación. para su resolución. RESPONSABILIDADES De Petroleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios 9. aclaración o interpretación. que todo Servicio en materia de esta NRF. 9. Expedientes de Integridad mecánica inicial y subsecuentes e incorporar a estos toda la información tecnológica de proceso e integridad mecánica correspondiente que se de.4. se Especifique. Sin perjuicio de lo dispuesto por la Ley de Petróleos Mexicanos. Arriende o Contrate. registrando todos los hallazgos.1.1. así como a toda la documentación y pruebas. La Inspección por parte de PEMEX o por quien designe de acuerdo con la NRF-049-PEMEX-2009. defecto.4. Elaborar y someter ante el CNPMOS toda consulta o conflictos técnicos que se presente en materia relacionada con esta NRF. no libera al Contratista.1. relacionados con los servicios. y en cumplimiento con la Ley Federal sobre Metrología y Normalización. garantías. como su omisión. según corresponda. cumpla con esta NRF. el Contrato.1. en todo momento debe prestar y facilitar el libre acceso a PEMEX y/o su Representante. Tuberías y Equipos estáticos el Paquete de Tecnología de Proceso. . entre otros. 9. error. Permitir y dar acceso tanto a las instalaciones como al personal de PEMEX al personal del contratista de los servicios en materia de esta NRF.1. Licite. entre otros.4.1. mantenimiento y/o expedientes de Integridad Mecánica y de inspecciones.4. 9. entre otros en que incurra. 9. Verificar y en su caso atestiguar que los servicios de objeto de esta NRF. como evidencia física para verificar el cumplimiento de los requerimientos técnicos establecidos en esta NRF.5. vicio oculto. cumplan con la misma. para fines y propósitos del inciso anterior. mismo que debe establecer el resguardo de éste en copia digital por al menos seis años después de cerrado el contrato. la Licitación.1.NRF-274-PEMEX-2012 Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios EVALUACIÓN DE LA INTEGRIDAD MECÁNICA DE TUBERÍAS Y EQUIPOS ESTÁTICOS PÁGINA 23 DE 35 8. Para toda actividad o punto de verificación se debe generar y registrar la “Conformidad” o “No Conformidad” como evidencia documental. Resguarda y mantener durante toda la vida útil de los Sistema de Tuberías. 8.4. y las que se desprenden en términos de Ley. se deben realizar las actividades supervisión y verificación de las operaciones descritas en esta NRF y en su caso.1.5. 9. requerimientos específicos de Inspección determinados por el área usuaria y que se encuentren incluidos en los requerimientos de contratación.7 Verificar la vigencia de los permisos de autorización de funcionamiento de Equipos a presión emitidos por la STPS.1. bitácoras de operación. 8. El Contratista. reclamaciones. a las instalaciones donde se realizan los servicios contratados.3. Especificar y facilitar copias de la información técnica necesaria para la evaluación de la Integridad mecánica cumpliendo con el anexo 12. Evaluación de la Integridad mecánica de Tuberias de proceso y recipientes a presión en instalaciones terrestres. y en cumplimiento con Ley Federal sobre Metrología y Normalización. 9. Arriende o Contrate por PEMEX. 9. en la fecha en que se ejecutan los trabajos. o en su caso contratar o subcontratar a Persona acreditada en términos de la LFMN en materia.9.2. así como tener personal calificado y certificado para estas en lo particular. con sustentabilidad y cuidado al medio ambiente en base a NMX-CC-9004-IMNC-2009 o ISO 9004: 2009. en cumplimiento con esta NRF. Estar acreditado en lo particular para cada prueba y emitir los informes de resultados de pruebas correspondientes en términos de la LFMN. Contar con un sistema de gestión de la calidad (Manual de calidad). 10.2.1. Guía Técnica para Integridad Mecánica Revisión 1.NRF-274-PEMEX-2012 Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios EVALUACIÓN DE LA INTEGRIDAD MECÁNICA DE TUBERÍAS Y EQUIPOS ESTÁTICOS PÁGINA 24 DE 35 9. que se. análisis y programación de la medición preventiva de espesores E13 SSPA 800/16000/DCO/GT/017/10-2010.2.2.3. CONCORDANCIA CON NORMAS INTERNACIONALES Esta Norma de Referencia no tiene concordancia con alguna Norma Mexicana o Internacional al momento de su elaboración. Sin perjuicio de lo dispuesto por la Ley de Petróleos Mexicanos. a las pruebas. Nondestructive Testing . P. análisis y programación de la medición preventiva de espesores. certificado de acuerdo con NMXCC-9001-IMNC-2008 o ISO 9001:2008 con ISO 9001:2008/Cor 1:2009.4.02:2009. Licite.2. suministrar y proveer todo Servicio en materia de esta NRF. así como un plan de calidad basado en NMX-CC-10005-IMNC-2006 o ISO 10005: 2005. BIBLIOGRAFÍA DG-GPASI-IT-00204. requerida por esta NRF y bases de licitación y/o contrato. exámenes e Inspección. Instrumentos e Infraestructura suficiente y apropiada para el cumplimiento de las actividades y obligaciones derivadas de esta NRF y las que se desprenden.Qualification and Certification of Personnel (Pruebas no destructivas – Calificación y Certificación de personal) .0320. Procedimiento para el registro. 9. 9.2. y de ser necesario proporcionado para su revisión y comentarios. ANSI/ASNT CP-106-2008..2.5. Contar o disponer de los Equipos e Instrumentos de medición calibrados y con informe de calibración vigente en términos de la LFMN y la NRF-111-PEMEX-2011. Contar o Disponer de los Equipos. 11. Del Contratista 9. DG-SASIPA-00204-2010 Guía para el registro. que emita el informe correspondiente. el cual debe estar a disposición de PEMEX y/o su representante. reparación. División 1. Pressure Vessel Inspection Code: Maintenance Inspection. Adenda 3-2011 y Errata 2011. edición del 2010 incluyendo adenda 2012 y errata 2012) . petroquimica y de gas natural . Rating. Welded. Risk-Based Inspection Technology (Tecnología para la Inspección basada en riesgo) API Std 620-2008 con adenda 1-2009 y adenda 2-2010. Nondestructive Examination. Repair. alteración y reconstrucción de tanques) API Std 2000-2009. Damage Mechanisms Affecting Fixed Equipment in the Refining Industry (Mecanismos de deterioro que afectan equipo fijo en la industria de la refinación) API RP 572-2009. repair. Petroleum. de tanques de almacenamiento a baja presión de grandes dimensiones) API Std 650-2007 con adenda 1-2008. 2010 Edition including addenda 2011 and errata 2012 (Sección VIII. Tank inspection. adenda 2-2009. Fitness-For-Service (Adecuación para el servicio) API 579-2/ASME FFS-2-2009. reparación y alteración de sistemas de tubería) API RP 571-2011. ASME Section V. and Alteration of Piping Systems (Código de Inspección de Tuberias – Inspección en servicio. Material Verification Program for New and Existing Alloy Piping (Programa de verificación de material de tubería aleada nueva y existente) API 579-1/ASME FFS-1-2007. Reglas para la construcción de recipientes a presión. Repair. Piping Inspection Code: In-service Inspection. clasificación. Pruebas no destructivas. Inspection Practices for Pressure Vessels (Prácticas de Inspección de recipientes a presión) API RP 574-2009. Rating. 2010 Edition including addenda 2011 and errata 2012 (Sección V. Venting Atmospheric and Low-pressure Storage Tanks: Nonrefrigerated and Refrigerated / ISO 28300:2008. reparación y alteración) API 570-2009. Design and Construction of Large. Rules for Construction of Pressure Vessels. alteration and reconstruction (Inspección. Inspection Practices for Piping System Components (Prácticas de Inspección de componentes en un sistema de tubería) API RP 577-2004. Example Problem Manual (Manual con ejemplos de problemas) API RP 580-2009. clasificación. Inspección. edición del 2010 incluyendo adenda 2012 y errata 2012) ASME Section VIII. Welding Inspection and Metallurgy (Inspección de soldadura y metalurgia) API RP 578-2010. LowPressure Storage Tanks (Diseño y construcción por medio de soldadura. Division 1.Venteo para tanques de almacenamiento atmosféricos y a baja presión). Welded Tanks for Oil Storage (Tanques soldados para almacenamiento de crudo) API Std 653-2009 con adenda 1-2010 y adenda 2-2012. Risk-Based Inspection (Inspección basada en riesgo) API RP 581-2008. petrochemical and natural gas industries—Venting of atmospheric and lowpressure storage tanks (Venteo para tanques de almacenamiento atmosféricos y a baja presión – Sin refrigeración y con refrigeración / Industrias del petroleo.NRF-274-PEMEX-2012 Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios EVALUACIÓN DE LA INTEGRIDAD MECÁNICA DE TUBERÍAS Y EQUIPOS ESTÁTICOS PÁGINA 25 DE 35 API 510-2006. and Alteration (Código de Inspección de recipientes a presión: Mantenimiento. 2009 and 2010 (NB-23-2007 Código de Inspección de Comité Nacional Parte 2 – Inspección. 2009 y 2010) del National Board of Boilers and Pressure Vessels Inspectors (Comité Nacional de Inspectores de Calderas y Recipientes a Presión).NRF-274-PEMEX-2012 Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios EVALUACIÓN DE LA INTEGRIDAD MECÁNICA DE TUBERÍAS Y EQUIPOS ESTÁTICOS PÁGINA 26 DE 35 ASME Section VIII .1-2010. incluyendo adendas del 2008. 2007 Edition including addenda's dated 2008. Standard Practice for Contact Ultrasonic Testing of Welds using Phased Arrays (Práctica estándar para la prueba ultrasónica por contacto de soldaduras mediante el uso de Arreglo de fases) ASTM E2775-11. 2007 Edition including addenda's dated 2008.Division 2. Reglas para la construcción de recipientes a presión – Reglas alternas. 2009 and 2010 (NB-23-2007. incluyendo adendas del 2008.3-2010. Rules for Construction of Pressure Vessels . Standard Practice for Contact Ultrasonic Testing of Welds using Phased Arrays (Práctica estándar para la prueba ultrasónica por contacto de soldaduras mediante el uso de Arreglo de fases) NB-23 National Board Inspection Code.Division 2. incluyendo adendas del 2008. Manual for Determining the Remaining Strength of Corroded Pipelines (Manual para determinar la resistencia remanente en lineas de tubería) ASME PCC-2-2011. Standard Practice for Guided Wave Testing of Above Ground Steel Pipework Using Piezoelectric Effect Transduction (Práctica estándar para la prueba ultrasónica por contacto de soldaduras mediante el uso de Arreglo de fases) . NB-23 National Board Inspection Code .12-2008. edición del 2010 incluyendo adenda 2012 y errata 2012) ASME B31. 2009 y 2010) del National Board of Boilers and Pressure Vessels Inspectors (Comité Nacional de Inspectores de Calderas y Recipientes a Presión).Repairs and Alterations. edición 2007. 2009 and 2010 (NB-23-2007 Código de Inspección de Comité Nacional Parte 3 – Reparaciones y alteraciones. Process Piping (Tubería de proceso) ASME B31. Part 1 – Installation. edición 2007. NB-23 National Board Inspection Code . Repair of Pressure Equipment and Piping (Reparación de equipo a presión y Tuberias) ASME SE-2709-2010 Adenda 2011 y errata 2012.Part 2 – Inspection. Código de Inspección de Comité Nacional Parte 1 – Instalación. Hydrogen Piping and Pipelines (Tubería y ductos para hidrógeno) ASME B31G-2009.Alternative Rules. edición 2007. 2007 Edition including addenda's dated 2008. 2009 y 2010) del National Board of Boilers and Pressure Vessels Inspectors (Comité Nacional de Inspectores de Calderas y Recipientes a Presión).Part 3 . Power Piping (Tubería para plantas de fuerza) ASME B31. ASTM E 2709-09. 2010 Edition including addenda 2011 and errata 2012 (Sección VIII . entre otros por ejemplo: fugas. 12. cuando así corresponda Clave de Identificación Planos de localización (debe ser coincidente con la de campo) Dibujos de arreglo general del Equipo estático o isométricos de Tuberias. o discrepancia en la especificación. temperatura y ciclos de arranque y paros Condiciones internas y externas que incluyan presión. a) b) c) d) e) f) g) h) i) j) k) Nombre genérico del equipo Número de serie del fabricante y fecha de fabricación. En caso contrario se debe especificar por PEMEX en adición a la Evaluación de Integridad mecánica las actividades particulares que el Contratista debe realizar para obtener la información mínima requerida. procesos. 2. 1. interpretación. quienes en conjunto deben describir e indicar todos los requisitos y características mínimas que debe evaluar el Contratista de acuerdo con esta Norma de Referencia. Fecha de instalación y puesta en operación. cualquier omisión. diseño. temperatura. solicitar por escrito a PEMEX. 3. Información general. Expediente de Integridad mecánica inicial o previo a la ejecución. siendo obligación del Contratista de los servicios de Evaluación de la Integridad mecánica. Contenido mínimo de la especificación no limitativo. La especificación de los servicios debe contener al menos la información requerida por esta Norma de Referencia y este anexo. fisuras y estallamientos . Historial de operación y de condiciones a) b) c) d) e) f) g) h) Tiempo de operación continua y periodos fuera de servicio. Diagrama de Tuberías e instrumentación. cuando exista Número de control asignado por la Secretaría. Velocidad de corrosión (si se conocen) Bitácora de operación Registros de operación incluyendo presión.3. 3. Identificar los mecanismos de deterioro actualmente activos o que pueden llegar a ser activos. o por precios unitarios por tipo NDE y CML previo o nuevo.1 Cantidad y tipo de Equipos estáticos y Tuberías a evaluar indicando forma de pago como es por ítem (Equipos estáticos y Tuberías). durante la etapa de licitación y antes de iniciar sus actividades o servicios. 3. Identificar los métodos de falla asociados con los mecanismos de deterioro identificados. Dibujos “tal y como se construyó” (as-built).1.NRF-274-PEMEX-2012 Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios EVALUACIÓN DE LA INTEGRIDAD MECÁNICA DE TUBERÍAS Y EQUIPOS ESTÁTICOS PÁGINA 27 DE 35 12. entre otros Lista de los mecanismos de deterioro en base a materiales. ANEXOS Contenido mínimo de la Especificación de los servicios.2. 3. ambiente químico y mecánico. contaminantes y condiciones de operación identificados con anterioridad y que pueden estar presentes. Hoja de seguridad de la o las sustancias contenidas y/o conducidas. cargas. La especificación de los servicios se debe elaborar por el Licenciador o Contratista que desarrolle la Ingeniería Básica o Especificación y PEMEX. NRF-274-PEMEX-2012 Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios EVALUACIÓN DE LA INTEGRIDAD MECÁNICA DE TUBERÍAS Y EQUIPOS ESTÁTICOS PÁGINA 28 DE 35 3. Historial de Inspección a) b) c) d) Resumen y registros de reparaciones Registros de pruebas incluyendo la de presión Resultados de pruebas anteriores (NDT. medición de espesores y velocidad de corrosión) Mediciones o inspecciones físicas .4. NRF-274-PEMEX-2012 Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios EVALUACIÓN DE LA INTEGRIDAD MECÁNICA DE TUBERÍAS Y EQUIPOS ESTÁTICOS PÁGINA 29 DE 35 12.: Centro de trabajo Localización Especificación del material Área/Unidad: Servicio Fecha de fabricación Fecha inicio de operaciones: . Mapa de espesores de Tuberías y Equipo estático EVALUACIÓN DE INTEGRIDAD MECÁNICA DE TUBERÍAS Y RECIPIENTES A PRESIÓN (ORGANISMO) Equipo o sistema Tag No.2. NRF-274-PEMEX-2012 Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios EVALUACIÓN DE LA INTEGRIDAD MECÁNICA DE TUBERÍAS Y EQUIPOS ESTÁTICOS PÁGINA 30 DE 35 EVALUACIÓN DE INTEGRIDAD MECÁNICA DE TUBERÍAS Y RECIPIENTES A PRESIÓN (ORGANISMO) Centro de trabajo Equipo o sistema Tag No.: Localización Especificación del material Servicio Fecha de fabricación Área/Unidad: Fecha inicio de operaciones: No. de Reporte: Fecha Elemento de control ESPESOR (mm) dm dr df da dt Po Pc Presión (kg/cm ) Pd PMPT PMP 2 Temperatura (°C) td ta TMDM VUR (Años) d l dt Estado Actual Dibujo de arreglo general o isométrico incluyendo elementos de control . : Centro de trabajo Localización Especificación del material ESPESORES df Área/Unidad: Servicio Fecha de fabricación Fecha inicio de operaciones: PUNTOS da dm dt PMPT VUR Eretiro DIBUJO DEL ELEMENTO DE CONTROL .NRF-274-PEMEX-2012 Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios EVALUACIÓN DE LA INTEGRIDAD MECÁNICA DE TUBERÍAS Y EQUIPOS ESTÁTICOS PÁGINA 31 DE 35 EVALUACIÓN DE INTEGRIDAD MECÁNICA DE TUBERÍAS Y RECIPIENTES A PRESIÓN (ORGANISMO) Equipo o sistema Tag No. 3. Deterioro típico en Tuberias y su mecanismo Fisuración conectada superficie Formación de microfisuras / microhuecos Ataque por hidrógeno a alta temperatura Termofluencia Cambios en las propiedades de los materiales Factura frágil Perdida de metal general y local la Fisuración subsuperficial Cambios metalúrgicos Ampulación Cambios Dimensionales Termofluencia y ruptura por esfuerzos térmicos Sulfatación Fatiga Fisuración bajo esfuerzos de corrosión cáustico Fisuración bajo esfuerzos con azufre Fisuración por corrosión bajo esfuerzos en cloro Fisuración bajo esfuerzos en ácido politiónico Otras formas de fisuración por el ambiente Fisuración inducida por hidrogeno Grafitización Ampulación por hidrógeno Oxidación Corrosión influenciada microbiológicamente corrosion por acido orgánico Erosión erosióncorrosión Corrosión galvánica Corrosión bajo aislamiento / Fragilización por revenido .NRF-274-PEMEX-2012 Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios EVALUACIÓN DE LA INTEGRIDAD MECÁNICA DE TUBERÍAS Y EQUIPOS ESTÁTICOS PÁGINA 32 DE 35 12. Mecanismos de deterioro comunes en Equipo. Falla mecánica y metalúrgica Pérdida de espesor localizada o uniforme Corrosión Galvánica por Corrosión Atmosférica Corrosión a alta temperatura Oxidación Sulfatación Agrietamiento asistido por el ambiente Agrietamiento por esfuerzos de corrosión por Cloro (AEC–Cl) Corrosión por Fatiga Agrietamiento por esfuerzos de corrosión producido por sustancias cáusticas (Fragilización Cáustica) Agrietamiento por esfuerzos corrosión producido por Amoniaco Fragilización por Metal Líquido (FML) Fragilización por Hidrógeno (FH) Grafitización Agrietamiento recalentamiento Ablandamiento (Esferoidizacion) Corrosión bajo aislamiento (CBA) Corrosión por enfriamiento agua de Carburización Fragilización por revenido Envejecimiento deformación Fragilización a (885°F) por 475 C o Decarburización Polvo Metálico Corrosión por cenizas del combustible Nitruración Corrosión por condensación del agua de la caldera Corrosión por CO2 Corrosión causada por el punto de rocío de los gases de combustión Corrosión Inducida Microbiológicamente (CIM) Corrosión por composición del suelo Corrosión Caustica Corrosión por pérdida de elementos de aleación Corrosión Grafítica Fragilización por la formación de la fase Sigma Fractura frágil Fractura por termofluencia y esfuerzos Fatiga Térmica Sobrecalentamiento en corto tiempo – ruptura por esfuerzos Bloqueo por vapor (Steam Blanketing) Agrietamiento en la soldadura en metales disimiles (ASMD) Choque Térmico Erosión / erosión – corrosión Cavitación Fatiga Mecánica Fatiga Inducida por Vibración Degradación del Refractario .NRF-274-PEMEX-2012 Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios EVALUACIÓN DE LA INTEGRIDAD MECÁNICA DE TUBERÍAS Y EQUIPOS ESTÁTICOS PÁGINA 33 DE 35 12.4. 5. Mecanismos de deterioro en la industria de refinación Pérdida de espesor localizada o uniforme Corrosión por amina Corrosión por bisulfato de amina (agua amarga alcalina) Corrosión por cloruro de amonio Corrosión por ácido clorhídrico (HCl) Corrosión H2/H2S a alta temperatura por Agrietamiento asistido por el ambiente Corrosión bajo esfuerzos en ácido politiónico Agrietamiento por Corrosión por Amina esfuerzos de Otros mecanismos Ataque por hidrógeno temperatura (AHAT) Hidruración por titanio a alta Deterioro por H2S húmedo (Ámpulas. SOHIC. SCC) Agrietamiento hidrógeno bajo esfuerzos con bajo Agrietamiento por corrosión esfuerzos con carbonato Corrosión por ácido fluorhídrico (HF) Corrosión por ácido Nafténico (CAN) Corrosión por Fenol (ácido carbónico) Corrosión por ácido fosfórico Corrosión por agua amarga Corrosión por ácido sulfúrico . HIC.NRF-274-PEMEX-2012 Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios EVALUACIÓN DE LA INTEGRIDAD MECÁNICA DE TUBERÍAS Y EQUIPOS ESTÁTICOS PÁGINA 34 DE 35 12. que tengan requerimientos. 4.. No se aceptan como equivalentes documentos Normativos o Lineamientos Nacionales.1. y los que de esta se desprenden. Actividad. a que den lugar” 8. o Proveedor. En todos los casos. mayor emisión de humos y características constructivas de los conductores eléctricos. químicas y mecánicas. son de cumplimiento obligatorio por Licitantes. 6. que se menciona en esta NRF. Contratista o Proveedor. requerimientos y/o obligaciones indicados en esta Norma de Referencia. para los efectos de la Licitación y/o. La traducción debe ostentar la siguiente leyenda que debe estar signada por el representante legal del Licitante. menores niveles de aislamiento eléctrico. menores factores de seguridad. después de los Documentos extranjeros. 2. 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”. . Lo anterior también es aplicable a los requerimientos señalados en los Documentos Técnicos de los Paquetes de Ingeniería Básica de los Licenciadores o Tecnólogos. anexando los antecedentes y argumentación que justifique su solicitud. las características. Documento normativo que indica las características. Contratistas y/o Proveedores de Bienes o Servicios. y efectos Legales. Contratista y/o Proveedor. cualitativo. en nivel cuantitativo. 2. Contratista. por un perito traductor certificado. deben estar legalizados ante cónsul mexicano o. no son de origen Nacional. es igual que el indicado o referido en esta NRF o ET. concepto por concepto. menores propiedades a la temperatura. especificaciones. Contrato.6 Requisitos que debe cumplir un documento “equivalente” 1. demostrando que el documento que propone. La respuesta de PEMEX al uso de un documento equivalente debe ser por escrito. especificaciones. o prescripciones aplicables a un Bien. 7. características operativas.NRF-274-PEMEX-2012 Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios EVALUACIÓN DE LA INTEGRIDAD MECÁNICA DE TUBERÍAS Y EQUIPOS ESTÁTICOS PÁGINA 35 DE 35 12. en el caso de que no se autorice el uso del documento equivalente. especificaciones o exigencias menores a los referidos y/o solicitados por PEMEX. menores capacidades. a lo que PEMEX debe responder de forma explícita. y las que se refieran a su cumplimento o aplicación. publicado en el Diario Oficial de la Federación del 14 de agosto de 1995. así como una comparativa. el Licitante. menores presiones y/o temperaturas. requerimientos. atributos. Cuando los documentos señalados en el párrafo anterior. indicando si es o no autorizado el documento propuesto como equivalente. El Licitante. deben cumplir con lo indicado y/o exigido por el Documento extranjero referido por esta NRF o ET. Los Documentos extranjeros. “Esta traducción refleja fielmente el contenido e interpretación del documento original en su idioma de origen. Proceso. reglas. propiedades físicas. Servicio o Método. Industriales o Extranjeros. significa lo siguiente: 2. Internacionales. 3. está obligado a cumplir con el Documento extranjero establecido en la NRF o ET. Especificación Técnica. eficiencias. que propone el documento equivalente. considerando la conversión de unidades conforme a la NOM-008-SCFI-2002. “equivalentes”. debe solicitar por escrito a PEMEX la autorización para su uso. (por ejemplo: menores espesores. Los documentos que se presenten en un idioma distinto al español deben acompañarse de una traducción de dicho idioma al español. directrices. que considere que un documento es equivalente al Documento extranjero indicados en esta Norma de Referencia y/o ET. La indicación “o equivalente”. 5.2. cuando resulte aplicable. entre otros). igual al propuesto en esta NRF.