NRF 005 PEMEX 2009 Proteccion Ductos Inhibidores

Número de DocumentoNRF-005-PEMEX-2009

SUBCOMITÉ TÉCNICO DE NORMALIZACIÓN DEPEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN

21 de julio de 2009

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COMITÉ DE NORMALIZACIÓN DE PETRÓLEOS MEXICANOSY ORGANISMOS SUBSIDIARIOS

PROTECCIÓN INTERIOR DE DUCTOS CON INHIBIDORES

“Esta norma cancela y sustituye a la NRF-005-PEMEX-2000 del 18 de Diciembre de 2000”

HOJA DE APROBACION;

ELABORA:

~ ~;c.ING. TERESA BORRA VO RODRiGUEZ

COORDINADOR DEL GRUPO DE TRABAJO

APRUEBA:

DR. RAOL ALEJlAND~O LlVAS ELlZONDO-- PRESIDENTEDELCOMITEDENORMALlZACIONDE

PETROLEOS MEXICANOS Y ORGANISMOS SUBSIDIARIOS

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Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y

Organismos Subsidiarios


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CONTENIDO

CAPÍTULO PÁGINA

0. INTRODUCCIÓN .................................................................................................................................. 4

1. OBJETIVO ............................................................................................................................................ 4

2. ALCANCE............................................................................................................................................. 4

3. CAMPO DE APLICACIÓN ................................................................................................................... 5

4. ACTUALIZACIÓN ................................................................................................................................ 5

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

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

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

8. DESARROLLO ..................................................................................................................................... 9

8.1 Generalidades ............................................................................................................................ 9

8.2 Materiales…………………………………………………………………………………………...……10

8.3 Servicios de evaluación de la corrosión y protección interior de ductos de transporte………….15

8.4 Limpieza interior de ductos……………………………………………………………………………..22

8.5 Frecuencia de mantenimiento de los sistemas de evaluación y protección interior........ .......... .23

8.6 Requisitos de laboratorio de pruebas…………………………………..……………………………..24

8.7 Sistema de aseguramiento de calidad………………………………………………………………...26

9. RESPONSABILIDADES………………………………………………………………………..…………….26

10. CONCORDANCIA CON NORMAS MEXICANAS O INTERNACIONALES……………………..……..27

11. BIBLIOGRAFÍA……………………………………………………………………………………..…………..27

12. ANEXOS……………………………………………………………………………………………..…………..29




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0. INTRODUCCIÓN

Dentro de las actividades desarrolladas en los sistemas de transporte de hidrocarburos por ducto de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios, existe la necesidad de controlar la corrosión interior, que se genera debido a la naturaleza corrosiva de los fluidos manejados, por lo que se han establecido programas de prevención, de los que forma parte importante la evaluación de la corrosión y la protección interior de los ductos de transporte mediante aplicación de inhibidores de corrosión, para resolver en gran medida los problemas asociados.

Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios en cumplimiento con la Ley Federal sobre Metrología y Normalización y con la facultad que le confiere la Ley de Adquisiciones, Arrendamiento y Servicios del Sector Público y la Ley de Obras Públicas y Servicios Relacionados con las mismas, expide la presente norma de referencia para la Protección Interior de Ductos con Inhibidores.

Este documento normativo se realizó en atención y cumplimiento a:

Ley Federal sobre Metrología y Normalización y su Reglamento. Ley de Obras Públicas y Servicios relacionados con las mismas y su Reglamento. Ley de Adquisiciones, Arrendamientos y Servicios del Sector Público y su Reglamento. Ley General de Equilibrio Ecológico y la Protección al Ambiente y su Reglamento. Guía para la Emisión de Normas de Referencia de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios (CNPMOS-001, 30 Septiembre 2004).

En esta norma participaron:

Pemex-Exploración y Producción. Petróleos Mexicanos. Pemex-Refinación. Pemex-Gas y Petroquímica Básica. Pemex-Petroquímica.

Participantes externos:

Instituto Mexicano del Petróleo. Agua Treat, S.A. de C.V. Chem Additives de México, S.A. de C.V. Química Apollo, S.A. de C.V.

1. OBJETIVO

Establecer los criterios, metodologías, requerimientos mínimos y pruebas de campo, que deben cumplir los inhibidores de corrosión, que suministren proveedores y fabricantes.

2. ALCANCE

Esta norma de referencia establece los requisitos mínimos que deben cumplir los materiales, inspección y pruebas de laboratorio para inhibidores de corrosión, así como la contratación de los servicios para la selección




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del sitio e instalación de puntos de evaluación de la velocidad de corrosión e inyección de inhibidores, mantenimiento a los sistemas de evaluación y protección interior mediante la aplicación continua de inhibidores de corrosión instalados en los sistemas de transporte de hidrocarburos por ductos, terrestres, submarinos, nuevos y existentes de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios. Esta norma de referencia incluye los ductos de recolección, distribución y transporte de hidrocarburos y sus derivados, agua o salmuera.

Esta norma cancela y sustituye a la NRF-005-PEMEX-2000, Rev. 0 de fecha 18 de Diciembre de 2000.

3. CAMPO DE APLICACIÓN

Esta norma de referencia es de aplicación general y observancia obligatoria en la adquisición de inhibidores de corrosión, contratación de los servicios de instalación, inspección y mantenimiento de los sistemas de evaluación de la corrosión y protección interior con inhibidores, que se realizan en los sistemas de transporte por ducto de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios. Por lo que debe ser incluida en los procedimientos de contratación: licitación pública, invitación a cuando menos tres personas o adjudicación directa, como parte de los requisitos que debe cumplir el proveedor, contratista o licitante.

4. ACTUALIZACIÓN

Esta norma de referencia se debe revisar y en su caso modificar al menos cada 5 años o antes si las sugerencias y recomendaciones de cambio lo ameritan.

Las sugerencias para la revisión y actualización de esta norma, deben enviarse al Secretario del Subcomité Técnico de Normalización de Pemex-Exploración y Producción, quien debe programar y realizar la actualización de acuerdo con la procedencia de las mismas y en su caso, inscribirla dentro del Programa Anual de Normalización de Petróleos Mexicanos a través del Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios.

Las propuestas y sugerencias de cambio deben elaborarse en el formato CNPMOS-001-A01 de la Guía para la Emisión de Normas de Referencia CNPMOS-001-A01, Rev. 1 del 30 de Septiembre de 2004 y dirigirse a:

Pemex-Exploración y Producción. Subcomité Técnico de Normalización. Bahía de Ballenas 5, Edificio “D”, PB., entrada por Bahía del Espíritu Santo s/n. Col. Verónica Anzures, México D. F., C. P. 11 300 Teléfono directo: 1944-9286 Conmutador: 1944-2500 extensión 380-80, Fax: 3-26-54 Correo Electrónico: [email protected]

5. REFERENCIAS

5.1 NOM-001-SEDE-2005 – Instalaciones eléctricas (utilización).




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5.2 NOM-003-SCT/2000 – Características de las etiquetas de envases y embalajes destinadas al transporte de sustancias, materiales y residuos peligrosos.

5.3 NOM-004-SCT/2000 – Sistema de identificación de unidades destinadas al transporte de substancias, materiales y residuos peligrosos.

5.4 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.

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

5.6 NOM-024-SCT2-2002 – Especificaciones para la construcción y reconstrucción, así como los métodos de prueba de los embases y embalajes de las substancias, materiales y residuos peligrosos.

5.7 NMX-AA-087-1995-SCFI – Análisis de agua – Evaluación de toxicidad aguda con Daphnia magnaStratus (Crustacea – Cladocera) – Método de prueba.

5.8 NMX-AA-110-1995-SCFI – Análisis de agua – Evaluación de toxicidad con Artemia franciscana Kellogg (Crustacea – Anostraca) – Método de prueba.

5.9 NMX-L-081-1984 – Petróleo y productos derivados del Petróleo. Muestreo.

5.10 NMX-EC-17025-IMNC-2006 – Requisitos generales para la competencia de los laboratorios de ensayo y de calibración.

5.11 ISO/IEC 17025: 2005 – General requirements for the competence of testing and calibration laboratories.(Requisitos generales para la competencia de los laboratorios de ensayo y de calibración).

5.12 NRF-009-PEMEX-2004 – Identificación de productos transportados por tuberías o contenidos en tanques de almacenamiento.

5.13 NRF-030-PEMEX-2006 – Diseño, construcción, inspección y mantenimiento de ductos terrestres para transporte y recolección de hidrocarburos.

5.14 NRF-036-PEMEX-2003 – Clasificación de áreas peligrosas y selección de equipo eléctrico.

5.15 NRF-049-PEMEX-2006 - Inspección de bienes y servicios.

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

5.17 NRF-060-PEMEX-2006 – Inspección de ductos de transporte mediante equipos instrumentados.

5.18 NRF-194-PEMEX-2007 – Testigos y probetas corrosimétricas.

6. DEFINICIONES

6.1 Ambientes marinos o salobres: Para los fines de esta norma de referencia todas las aguas que presenten una salinidad mayor a 0,5 g/l.




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6.2 Ambientes dulceacuícolas: Para los fines de esta norma de referencia todas las aguas que presenten una salinidad de hasta 0,5 g/l.

6.3 Artemia franciscana: Microcrustáceo del orden Anostraca, planctónico de 8 a 12 mm de longitud, los adultos y 350 µm en la etapa naupliar. Generalmente habita en aguas salobres e hipersalinas, cuya concentración varía desde 5 a 150 g/l.

6.4 Barril: Unidad de volumen que equivale a 158,99 litros.

6.5 CL50: Concentración del inhibidor que ocasiona mortalidad en el 50 por ciento de los organismos expuestos. Mientras más alto es el valor de CL50, menor es la toxicidad del producto evaluado.

6.6 Daphnia magna: Microcrustáceo del orden Anomopoda, planctónico, de 1 mm a 1,5 mm de longitud los neonatos, y de 4 mm a 6 mm los adultos (ambos, visibles a simple vista).

6.7 Dique de contención: Muro construido de concreto alrededor de uno o más depósitos de inhibidor, para contener un derrame.

6.8 Drenaje: Sistema formado por tuberías, válvulas y accesorios, para colectar y desalojar los líquidos contenidos en los diques de contención de los depósitos de inhibidor.

6.9 Ductos sin tratamiento (en blanco): Ductos que no tienen un sistema de inyección de inhibidor.

6.10 Ductos con tratamiento: Ductos que cuentan con un sistema de protección interior, mediante la inyección de inhibidor en forma continua.

6.11 Ducto playero: Son los ductos asociados a operaciones marítimo portuarias.

6.12 Gasolinas, destilados intermedios y compuestos oxigenados: Productos derivados de un proceso de transformación física o química.

6.13 Inhibidor de corrosión formador de película / inhibidor: Una sustancia química o combinación de sustancias, que al dosificarse al interior de los ductos forma una película entre la pared metálica y el medio corrosivo que disminuye o controla la velocidad de corrosión interior.

6.14 Monitoreo de la velocidad de corrosión: Determinación de la velocidad de corrosión en tiempo, mediante la aplicación de diferentes técnicas gravimétricas y electroquímicas.

6.15 Muestra local: Muestra que se obtiene a un nivel específico en el tanque, barril, tambor o lata por medio de un saca muestras.

6.16 Muestra compuesta: Muestra que se obtiene por mezclas de iguales porciones de dos o más muestras locales.

6.17 Parafinas: Familia de hidrocarburos alifáticos saturados (alkanos), con fórmula general C(n)H(2n+2).

6.18 Principio activo: Sustancia química contenida en una formulación que tiene la propiedad de inhibir la corrosión y se identifica por sus características físicas y químicas.

6.19 Punto crítico: Zona donde ocurre la corrosión severa o es más probable que ocurra en el interior de un ducto de transporte.




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6.20 SAP R/3: Herramienta informática institucional de PEMEX instrumentada para integrar una base de datos única y procesos para la administración de los financiamientos y aplicación en proyectos de inversión específicos.

6.21 Sistema de transporte por ducto / Ducto de transporte: Tubería de recolección, distribución y transporte desde su origen hasta su destino final, que conduce hidrocarburos y sus derivados, agua o salmuera en una fase o multifases, incluye estaciones y/o plantas para su proceso, bombeo, compresión y almacenamiento.

6.22 Sistema de evaluación de la velocidad de corrosión interior: Conjunto de equipos, conexiones e infraestructura necesarios para determinar la velocidad de corrosión interior en ductos, el cual se compone generalmente de: niples de evaluación, equipo de medición, testigos o probetas corrosimétricos, fosa o registro y casetas o resguardos.

6.23 Sistema de protección interior con inhibidores: Conjunto de equipos, accesorios, conexiones e infraestructura para efectuar la inyección de inhibidor en ductos, el cual se compone de: módulos o depósitos de inhibidor, bombas de inyección eléctricas y/o neumáticas, niples de inyección, inyectores, casetas o resguardos, válvulas y conexiones.

6.24 Tercero independiente: Persona física o moral que no tiene relación contractual con el proveedor o contratista.

6.25 Toxicidad aguda: Efecto letal que se produce después de exponer a los organismos de prueba a sustancias (puras o combinadas) una sola vez, durante un período corto.

6.26 UT: Unidades de toxicidad, utilizado para indicar la toxicidad de una o varias sustancias, relaciona de manera directa la toxicidad de las muestras evaluadas. Se obtiene por la siguiente fórmula: 100

50

1 ×=CL

UT

7. SÍMBOLOS Y ABREVIATURAS

ASTM American Society for Testing and Materials (Sociedad Americana de Pruebas y Materiales).

CO2 Bióxido de carbono.

H2S Ácido sulfhídrico.

ISO International Organization for Standardization (Organización Internacional de Estandarización).

LFMN Ley Federal sobre Metrología y Normalización.

MPA Milésimas de pulgada por año.

MBPD Miles de barriles por día.

MMPCD Millones de pies cúbicos por día.

NACE National Association of Corrosion Engineers (Asociación Nacional de Ingenieros en corrosión).




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NMX Norma Mexicana.

NOM Norma Oficial Mexicana.

NRF Norma de Referencia.

PEMEX Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios.

pH Potencial Hidrógeno.

ppm Partes por millón.

Rp Resistencia a la polarización.

r/min Revoluciones por minuto.

Toda unidad debe ser simbolizada y delimitada conforme a lo indicado en la NOM-008-SCFI-2002 Sistema General de Unidades de Medida.

8. DESARROLLO

8.1 Generalidades

8.1.1 Clasificación de ductos de transporte de hidrocarburos

Para la selección de los métodos de prueba indicados en la tabla 1 de esta NRF, se establece la siguiente clasificación de los ductos en función de su régimen de flujo:

a) Ductos que operan en forma intermitente con régimen de flujo laminar o turbulento. b) Ductos que operan en forma continúa con régimen de flujo laminar. c) Ductos que operan en forma continúa con régimen de flujo turbulento.

Las características del ducto denominadas régimen de flujo y continuidad de flujo, deben estar registradas en la clase “Ducto” del proceso de mantenimiento del Sistema SAP R/3. En caso de que este Sistema SAP no cuente con esta información, el régimen de flujo debe calcularse por el número de Reynolds indicado en el anexo 12.1 de esta NRF y la continuidad del flujo se debe solicitar al área operativa.

Esta clasificación para ductos de transporte, se considera únicamente para efectos de esta norma de referencia.

8.1.2 Ductos fuera de operación temporal

Los ductos de transporte que se encuentren fuera de operación temporal se deben acondicionar para protegerlos contra la corrosión interior, para lo cual PEMEX debe inertizar el ducto con nitrógeno, para conservar su integridad mecánica y se debe evaluar la velocidad de corrosión interior para su control. La limpieza interior debe realizarse de acuerdo con los numerales 8.2 y 8.9.2 de la NRF-060-PEMEX-2006.




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8.1.3 Selección del sitio para evaluar la velocidad de corrosión interior y para inyectar inhibidores en los ductos de transporte

Los ductos de transporte que por su naturaleza manejan sustancias corrosivas, deben estar protegidos contra la corrosión interior desde la puesta en operación del ducto, por lo que en la etapa de diseño se deben seleccionar los puntos para evaluar la corrosión interior donde es factible que ocurra, así como seleccionar la ubicación de los niples de inyección de inhibidores de corrosión de acuerdo con lo descrito en este numeral.

8.1.3.1 Sitios para evaluar la velocidad de corrosión - Los puntos para evaluar la velocidad de corrosión interior en los ductos de transporte o tramo, se deben ubicar en los puntos críticos, para lo cual se puede considerar la figura 3 de esta NRF, además de los que se indican a continuación:

a) Áreas con fluido estancado. b) Corrientes de fluido con velocidad alta. c) Áreas donde se tenga flujo multifásico.

La posición del niple de evaluación en el ducto debe ser a las 6 ó 12 (hora técnica), donde se asegure que el testigo o probeta este sumergido totalmente en el fluido corrosivo, cada ducto debe contar como mínimo con dos niples de evaluación uno en el origen y otro en el destino.

8.1.3.2 Sitios para Inyección de inhibidor - Los puntos de inyección de inhibidor deben estar en el origen del ducto de transporte o tramo, para ductos con longitudes mayores al alcance de protección del inhibidor, debe considerarse una reinyección para proteger la longitud total del ducto, de acuerdo con las características fisicoquímicas del fluido, diámetro del ducto y de la velocidad de corrosión obtenida en el punto de evaluación inmediato anterior o posterior.

8.2 Materiales

El proveedor o contratista debe cumplir con lo establecido en las bases de licitación en cuanto a las características de los equipos, componentes y materiales que conforman los sistemas de evaluación de la corrosión y los sistemas de protección interior con inhibidores, de acuerdo con lo establecido en esta norma y las recomendaciones del fabricante o proveedor.

8.2.1 Inhibidores de corrosión

PEMEX debe seleccionar los inhibidores de corrosión para proteger el interior de los ductos de transporte, que cumplan con los requisitos, propiedades y características indicados en este numeral.

8.2.1.1 Propiedades y requisitos que deben cumplir los inhibidores seleccionados

a) Marca registrada en términos de la Ley de la propiedad Industrial (para los efectos del Artículo 76, Capítulo III del título Cuarto de la LFMN).

b) Formador de película. c) Eficiencia del 90 por ciento numeral 8.2.1.3 de esta NRF. d) No debe presentar tendencia a la emulsión con el fluido manejado. e) No debe presentar tendencia a la formación de espuma. f) Debe ser térmicamente estable a la temperatura de operación del ducto hasta 408 K (135 °C) y la

temperatura de almacenamiento debe ser de; 278, 293 y 323 K (5, 20 y 50 °C), de acuerdo con la tabla 2 de esta NRF.

g) No debe causar daños a empaques, sellos, accesorios de las bombas, válvulas, ni causar obstrucción al sistema de protección interior con inhibidores.




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h) Toxicidad, debe cumplir con lo establecido en la tabla 2 de esta NRF.

8.2.1.2 Tipo de inhibidor de corrosión - El proveedor y/o contratista debe proponer el tipo de inhibidor de acuerdo con la clasificación de los ductos de transporte del numeral 8.1.1 de esta NRF y con la tabla 5 de esta NRF, el inhibidor debe cumplir con la eficiencia y caracterización indicadas en las tablas 1 y 2 de esta NRF.

8.2.1.3 Determinación en laboratorio de la eficiencia de inhibidores de corrosión - El inhibidor debe cumplir con una eficiencia mínima del 90 por ciento, determinada con cualquiera de las siguientes concentraciones de inhibidor; 5; 10; 25 y 50 ppm, como se indica en la tabla 1 de esta NRF, cuando se aplique la técnica de pérdida de peso, se debe realizar una inspección visual del testigo de prueba, el cual no debe presentar ningún tipo de picaduras identificadas con la ASTM G 46-94 o equivalente. Estas pruebas se deben realizar en un laboratorio acreditado en términos de la LFMN, ver numeral 8.6 de esta NRF.

Clasificación de ductos de

transporte de hidrocarburos

Técnica Prueba Método de prueba Requisito

de aceptación

Condiciones de prueba

Ductos que operan en forma Intermitente con régimen de flujo laminar o turbulento

Pérdida de peso e inspección visual Rueda NACE ID182, ASTM G 46

o equivalente

Pérdida de peso e inspección visual

Cilindro rotatorio

ASTM G 185, ASTM G 46 o equivalente

Ductos que operan en forma continua con régimen de flujo laminar(1) Electroquímica

(Rp) Electrodo de

cilindro rotatorioASTM G 185 o equivalente

Pérdida de peso e inspección visual

Jaula rotatoria ASTM G 184, ASTM G 46 o equivalente

Ductos que operan en forma continua con régimen de flujo turbulento(1)

Electroquímica (Rp)

Electrodo de cilindro rotatorio

ASTM G 185 o equivalente

Eficiencia de inhibidores

90 % mínima, sin ningún tipo

de picaduras

Tabla 11 de esta NRF

(1) La eficiencia se debe determinar por las técnicas de pérdida de peso y electroquímica.

Tabla 1 Eficiencia mínima de inhibidores de corrosión de acuerdo con la clasificación de ducto

8.2.1.3.1 Gasolinas, destilados intermedios y compuestos oxigenados – Adicionalmente a los requisitos y métodos de prueba establecidos para eficiencia mínima de inhibidores de corrosión en el numeral 8.2.1.3 y en la tabla 1 de esta NRF, los inhibidores de corrosión seleccionados para aplicación a ductos que transportan gasolinas, destilados intermedios y compuestos oxigenados, deben cumplir con un nivel de corrosividad máximo de B++, determinado con cualquiera de las siguientes concentraciones de inhibidor; 1, 3, 5, 7 y 10 ppm, determinado con el método de prueba establecido en NACE TM0172-2001 o equivalente.

8.2.1.4 Caracterización, muestreo y control de calidad de inhibidores - Las pruebas de laboratorio para caracterizar los inhibidores se indican en el numeral 8.2.1.4.1 y en la tabla 2 de esta NRF, para realizar el muestreo del lote de inhibidor suministrado por el proveedor o contratista se debe cumplir con el numeral 8.2.1.4.2 de esta NRF, las muestras de inhibidor obtenidas deben ser analizadas en el laboratorio de prueba para determinar el control calidad descrito en el numeral 8.2.1.4.3 de esta NRF y deben cumplir con el requisito de aceptación de la tabla 4 de esta NRF.

La totalidad de las pruebas de laboratorio mencionadas en este numeral, deben realizarse en un laboratorio acreditado en términos de la LFMN como se describe en el numeral 8.6 de esta NRF.




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8.2.1.4.1 Caracterización de inhibidores – Únicamente los inhibidores que cumplan con el 90 por ciento de eficiencia mínima indicada en la tabla 1 de esta NRF, deben ser caracterizados en el laboratorio con los métodos de prueba establecidos en la tabla 2 de esta NRF.

Cuando PEMEX lo considere necesario debe establecer en las bases de licitación, el volumen de pruebas de laboratorio para la caracterización del inhibidor, de forma adicional a lo establecido en esta NRF, las muestras puede ser tomadas del depósito del sistema de inyección de inhibidor o de los lotes suministrados, con el fin de que se realice la caracterización del inhibidor indicada en la tabla 2 de esta NRF, durante la vigencia del contrato.

Propiedad Unidad Requisito de aceptación Método de prueba

Principio activo N° acido N° acido Rango o valor indicado en la hoja de especificaciones

técnicas del fabricante(1)ASTM D 664 o equivalente

Principio activo contenido de Amina

Valor total de Amina

Rango o valor indicado en la hoja de especificaciones técnicas del fabricante(1)

ASTM D 2074 o equivalente

pH Adimensional Rango o valor indicado en la hoja de especificaciones técnicas del fabricante(1)

ASTM E 70 o equivalente

Densidad g/cm3 Rango o valor indicado en la hoja de especificaciones técnicas del fabricante(1)


Viscosidad Pa s Rango o valor indicado en la hoja de especificaciones técnicas del fabricante(1)


Apariencia No aplica Análisis comparativo de la muestra original (patrón) evaluada en laboratorio para caracterización Visual

Tendencia a la emulsión s

El tiempo de separación de fases de la mezcla con inhibidor (muestra agua - hidrocarburo - inhibidor) no debe ser mayor en un 10 por ciento del tiempo de separación de fases de la mezcla sin inhibidor (muestra agua - hidrocarburo)

Numeral 9.3 del ASTM G 170 o equivalente

Tendencia a la formación de espuma

s El volumen de espuma formada y el tiempo de para colapsarse con inhibidor no debe ser mayor en un 10 por ciento al de la mezcla sin inhibidor


Espectrograma de Infrarrojo No aplica Obtener el gráfico que identifique los puntos máximos principales (picos) en función de la longitud de onda


Estabilidad térmica a la temperatura de operación delducto hasta 408 K (135 °C)

Después de la exposición del inhibidor a la temperatura de prueba hasta 408 K (135 °C). Determinar la eficiencia y cumplir con el requisito de aceptación, como se indica en la tabla 1 de esta NRF

Numeral 9.5.4 del ASTM G 170 o equivalente

Estabilidad térmica de almacenamiento a 278, 293 y 323 K (5, 20 y 50 °C)

No aplica

No debe presentar separación de fases Numeral 9.5.5 del

ASTM G 170 o equivalente

2,0 máximo, ambientes marinos o salobres NMX-AA-110-1995-SCFI y Anexo 12.4

de esta NRF Toxicidad Unidades de

toxicidad 20 máximo, ambientes dulceacuícolas

NMX-AA-087-1995-SCFI, y Anexo 12.4

de esta NRF (1) La hoja de especificaciones técnicas del inhibidor, debe ser copia de la entregada en la licitación y se debe entregar junto con la muestra de inhibidor al laboratorio e incluirse en el informe descrito en el numeral 8.2.4.1 de esta NRF.

Tabla 2 Caracterización de inhibidores




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8.2.1.4.2 Muestreo de inhibidores - El proveedor o contratista debe realizar el muestreo del lote de inhibidor en presencia de PEMEX de acuerdo con lo indicado en la tabla 3 de esta NRF.

El envase para contener la muestra debe presentar las siguientes características como mínimo:

a) Ser nuevo y limpio. b) Fabricado con un material resistente al inhibidor contenido. c) Boca ancha. d) Tapa roscada con contra tapa o rosca de seguridad. e) Sello para evitar derrames. f) Capacidad mínima de 1 litro. g) Etiqueta de identificación fechada y firmada por el proveedor y/o contratista y por PEMEX.

Forma de entrega Tipo de muestra Equipo de muestreo

Tamaño de muestra Muestreo

En carro - tanque, camión - tanque, tanque de almacenamiento o tanque montado en barco abastecedor

Se debe tomar una muestra local en el punto medio de la columna del líquido

Toma de muestra con saca muestras tipo botella

1 por tanque Anexo 12.2.1 de esta NRF

En tambor, barril o lata

Se debe tomar una muestra compuesta en el punto medio de la columna del líquido

Toma de muestra con saca muestras tipo tubo


Anexo 12.2.2 de esta NRF

Tabla 3 Muestreo de inhibidores

8.2.1.4.3 Control de calidad de inhibidores - Para la aceptación del lote de inhibidor se deben realizar las pruebas de control de calidad descritas en la tabla 4 de esta NRF. La muestra debe ser envasada y etiquetada de acuerdo con lo indicado en el numeral 8.2.1.4.2 de esta NRF, la muestra y la hoja de especificaciones técnicas del inhibidor deben entregarse a un laboratorio acreditado en términos de la LFMN ver numeral 8.6 de esta NRF. Para realizar las pruebas de control de calidad, el laboratorio de prueba no debe aceptar la muestra si los envases no cumplen con el numeral 8.2.1.4.2 de esta NRF y no deben presentar daños, derrames o alteraciones en la etiqueta de identificación.

Cada lote de inhibidor debe contar con la documentación indicada en el numeral 8.2.4 de esta NRF.

El lote de inhibidor debe aceptarse siempre y cuando todas sus propiedades estén dentro del requisito de aceptación, métodos de prueba y unidades establecidos en la tabla 4 de esta NRF y se debe rechazar cuando el lote de inhibidor no cumpla con alguna de las propiedades contenidas en dicha tabla.


Eficiencia % 90 % mínimo (1), sin ningún tipo de picaduras Tabla 1 de esta NRF

Principio activo N° ácido N° ácido ± 5 por ciento del valor indicado en el primer informe de

laboratorio descrito en el numeral 8.2.4.1 de esta NRF ASTM D 664 o equivalente

Principio activo contenido de Amina

Valor total de Amina

± 5 por ciento del valor indicado en el primer informe de laboratorio descrito en el numeral 8.2.4.1 de esta NRF


pH Adimensional ± 0,3 del valor indicado en el primer informe de laboratorio descrito en el numeral 8.2.4.1 de esta NRF


Tabla 4 Control de calidad de inhibidores




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Densidad g/cm3 ± 5 por ciento del valor indicado en el primer informe de laboratorio descrito en el numeral 8.2.4.1 de esta NRF


Viscosidad Pa s ± 10 por ciento del valor indicado en el primer informe de laboratorio descrito en el numeral 8.2.4.1 de esta NRF


Apariencia No aplica La original del patrón muestra evaluada en laboratorio para caracterización Visual

Tendencia a la emulsión s

El tiempo para que se presente la separación de fases (muestra agua-hidrocarburo-inhibidor) no debe ser mayor en un 10 por ciento al tiempo requerido para la separación de fases de la mezcla sin inhibidor (muestra agua-hidrocarburo)


Tendencia a la formación de espuma

s El volumen de espuma formada y el tiempo para colapsarse con inhibidor no debe ser mayor en un 10 por ciento al de la mezcla sin inhibidor


Espectrograma de Infrarrojo No aplica

Se deben obtener los puntos máximos principales (picos) exactamente a la misma longitud de onda que presentó en la muestra original, en el gráfico del primer informe emitido por el laboratorio de acuerdo con el numeral 8.2.4.1 de esta NRF


(1) Para fines de control de calidad para ductos con flujo continuo, se debe utilizar la técnica electroquímica.

Tabla 4 Control de calidad de inhibidores (continuación)

8.2.1.4.3.1 Gasolinas, destilados intermedios y compuestos oxigenados – Adicionalmente a los requisitos y métodos de prueba establecidos para el control de calidad de los inhibidores en el numeral 8.2.1.4.3 y en la tabla 4 de esta NRF, los inhibidores de corrosión seleccionados para aplicación a ductos que transportan gasolinas, destilados intermedios y compuestos oxigenados, deben cumplir con un nivel de corrosividad máximo de B++, determinado con cualquiera de las siguientes concentraciones de inhibidor; 1, 3, 5, 7 y 10 ppm, determinado con el método de prueba establecido en NACE TM0172-2001 o equivalente.

8.2.1.5 Almacenamiento y transporte - Las condiciones de seguridad e higiene en los centros de trabajo, para el manejo, transporte y almacenamiento de los inhibidores deben cumplir con la NOM-005-STPS-1998.

Las características, dimensiones, símbolos y colores de las etiquetas que deben portar todos los envases y embalajes que identifican la clase de riesgo que representan durante su transportación y manejo de los inhibidores, deben cumplir con la NOM-003-SCT/2000.

Las características y dimensiones de los carteles que deben portar las unidades vehiculares, camiones, unidades de arrastre, autotanques, carrotanques, contenedores, contenedores cisterna, tanques portátiles y recipientes intermedios para granel y demás unidades de auto transporte de los inhibidores, deben cumplir con la NOM-004-SCT/2000.

Los envases y embalajes para la transportación de los inhibidores deben cumplir con las disposiciones generales y especificaciones que establece la NOM-024-SCT2-2002.

8.2.2 Testigos y probetas corrosimétricos

Para los testigos y probetas corrosimétricos, el proveedor y/o contratista debe entregar la documentación descrita en el numeral 8.2.4 de esta NRF y en lo relativo a la composición química, metalúrgica, dimensiones,




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identificación y calidad entre otros, debe cumplir con los requisitos indicados en la norma de referencia NRF-194-PEMEX-2007.

8.2.3 Accesorios y equipos

Los accesorios y equipos utilizados en los sistemas de evaluación y de protección interior con inhibidores tales como: niples; conexiones; portatestigos; empaques; válvulas; equipo para instalación y recuperación de testigos y/o probetas; bombas dosificadoras; entre otros, deben cumplir con los requisitos establecidos por PEMEX en las bases de licitación, además el proveedor y/o contratista debe calibrar los equipos e instrumentos de medición, mediante un laboratorio acreditado en términos de la LFMN, debe mantenerlos calibrados durante la ejecución del contrato, así como debe entregar la documentación descrita en el numeral 8.2.4 de esta NRF.

8.2.4 Documentación y registros que debe entregar el proveedor o contratista para materiales

El proveedor o contratista debe entregar como mínimo la siguiente documentación del material, equipo, accesorios, entre otros:

a) Informe de resultados de pruebas de laboratorio para inhibidores, ver numeral 8.2.4.1 de esta NRF. b) Hoja de especificaciones técnicas del fabricante del inhibidor seleccionado, [debe contener como

mínimo la siguiente información: tipo de inhibidor, servicio, principio activo (número ácido o número de amina), densidad, viscosidad y pH].

c) Hoja de seguridad. d) Identificación y tamaño del lote. e) Garantía del fabricante. f) Informe de conformidad formato FI-001 Anexo A de la NRF-049-PEMEX-2006. g) Informe o dictamen de calibración de los equipos o instrumentos de medición emitido por un laboratorio

acreditado en términos de la LFMN, ver numeral 8.6 de esta NRF. h) Certificado del Sistema de Aseguramiento de Calidad del fabricante del inhibidor en términos de la

LFMN ver numerales 8.6 y 8.7 de esta NRF.

8.2.4.1 Primer informe de resultados de las pruebas de laboratorio para inhibidores - El proveedor y/o contratista debe entregar un informe de resultados de las pruebas de laboratorio para inhibidores, el cual debe contener la eficiencia y caracterización indicadas en las tablas 1 y 2 respectivamente, de esta NRF, del inhibidor seleccionado y/o propuesto en las bases de licitación, de acuerdo con las condiciones de operación de cada ducto contenidas en la tabla 5 de esta NRF. Este informe debe tener una vigencia de un año como máximo, por lo que debe renovarse durante el tiempo de ejecución del contrato. Estas pruebas deben realizarse en un laboratorio acreditado en términos de la LFMN como se describe en el numeral 8.6 de esta NRF.

8.3 Servicios de evaluación de la corrosión y protección interior de ductos de transporte

El contratista o proveedor debe proporcionar los servicios para la inspección y mantenimiento de los sistemas de evaluación de la corrosión y protección interior con inhibidores de los sistemas de transporte de hidrocarburos por ductos, terrestres, playeros, submarinos, nuevos y existentes de PEMEX establecidos en este numeral.

8.3.1. Información que debe entregar PEMEX para la evaluación de la corrosión y protección interior - La información técnica mínima que PEMEX debe proporcionar al proveedor o contratista relacionada con los servicios de evaluación de la corrosión y protección interior de ductos de transporte con tratamiento o sin tratamiento (en blanco), de los sistemas de transporte de hidrocarburos por ductos, terrestres, playeros, submarinos, nuevos y existentes de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios, se establecen en la tabla 5 de esta NRF.




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Condiciones operativas y características del ducto

1. Especificaciones de diseño

Topografía y perfil del ducto Croquis plano

Ubicación de las instalaciones superficiales Croquis plano

Especificación de la tubería Indicar especificación

Diámetro del ducto mm (pulgada)

Longitud del ducto kilómetro

Condiciones operativas y características del ducto

2. Condiciones operativas Unidad Rango

Servicio Indicar el servicio

Condición de operación Operando / Fuera de operación temporal

No aplica

Volumen de gas por día MMPCD

Volumen de líquido por día MBPD

Temperatura de operación K (° C)

Presión de operación kg/cm2

Velocidad de flujo m/s

Mínimo- Máximo

Continuidad del flujo Intermitente / Continuo Ciclos de operación y fuera de operación (Ductos intermitentes) Hora

Régimen de flujo Laminar / Turbulento

Requiere prueba de compatibilidad (Numeral 8.3.3.4) Si / No

No aplica

3. Parámetros fisicoquímicos del fluido Unidad Rango

Contenido de H2S % mol

Contenido de CO2 % mol

Contenido de O2 % mol

Contenido de ión Fe ppm

Contenido de ión Mn ppm

Contenido de Ca ppm

Contenido de Mg ppm

Contenido de Sulfatos ppm

Contenido de Cloruros ppm

pH Adimensional

Contenido de agua %

Contenido de agua (aplica solamente para arribos playeros) ppm

Contenido de sólidos (asfáltenos, parafinas, entre otros) %

Parámetros adicionales a los listados Definir

Mínimo - Máximo

Nota: Cuando PEMEX no cuente con la totalidad de los datos o se requiera información adicional, el contratista debe obtenerlos, asimismo su obtención debe estar considerada en las bases de licitación y contractuales que se requieran. Esta información debe ser actualizada durante la vigencia del contrato.

Tabla 5 Información técnica para la evaluación de corrosión y protección interior de ductos de transporte




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8.3.2 Servicios de evaluación de la corrosión interior

El servicio de evaluación de la corrosión interior considera principalmente la determinación de la velocidad de corrosión interior en los ductos de transporte con tratamiento o sin tratamiento (en blanco), la obtención de los parámetros fisicoquímicos del fluido indicados en el numeral 8.3.2.4 de esta NRF y de los parámetros químicos de sedimentos señalados en el numeral 8.4.3 de esta NRF.

8.3.2.1 Información que debe entregar el proveedor o contratista para la evaluación de la corrosión interior - El proveedor o contratista debe entregar a PEMEX para su autorización los programas de mantenimiento de evaluación de la corrosión interior, de acuerdo con la información establecida en la tabla 5 de esta NRF y con las frecuencias descritas en la tabla 7 de esta NRF. Además de la documentación indicada en el numeral 8.2.4 de esta NRF.

Los programas deben contener como mínimo las siguientes actividades:

a) Determinación de la velocidad de corrosión con testigos y/o probetas. b) Instalación y retiro de testigos y/o probetas corrosimétricos. c) Mantenimiento a los sistemas de evaluación de la velocidad de corrosión interior. d) Instalación de nuevos sistemas de evaluación de la corrosión interior. e) Determinación de parámetros fisicoquímicos del fluido tabla 5 de esta NRF. f) Determinación de parámetros químicos de los sedimentos tabla 6 de esta NRF.

8.3.2.2 Requerimientos del servicio de evaluación de la corrosión interior - El proveedor o contratista debe proporcionar los materiales, determinar la velocidad de corrosión interior y mantener los sistemas de evaluación con las frecuencias descritas en la tabla 7 de esta NRF y cumplir como mínimo con lo relacionado a continuación:

a) Los materiales deben cumplir con los numerales 8.2.2 y 8.2.3 de esta NRF. b) Determinación de la velocidad de corrosión interior numeral 8.3.2.3 de esta NRF. c) Mantenimiento a los sistemas de evaluación de la velocidad de corrosión interior. d) Instalación y retiro de testigos y/o probetas corrosimétricos. e) Instalación de nuevos sistemas de evaluación numeral 8.3.2.2.1 de esta NRF. f) Muestreo y determinación de parámetros fisicoquímicos del fluido numeral 8.3.2.4 de esta NRF. g) Muestreo y determinación de parámetros químicos del numeral 8.4.3 de esta NRF. h) Mantenimiento a obra civil y rotulación.

8.3.2.2.1 Instalación de nuevos sistemas de evaluación de la corrosión interior en ductos existentes y/o nuevos - Para la instalación de nuevos sistemas de evaluación de la corrosión interior, en ductos existentes y/o nuevos, PEMEX debe seleccionar la ubicación de los niples de evaluación de acuerdo con el numeral 8.1.3.1 de esta NRF.

En caso de que las condiciones de campo de los ductos por evaluar, no permitan instalar los niples de evaluación en los sitios indicados en el numeral 8.1.3.1, se pueden considerar las instalaciones superficiales, donde en forma segura se realicen las maniobras para colocar y retirar los testigos o probetas corrosimétricos, además se debe cumplir con la NRF-194-PEMEX-2007.

El proveedor o contratista debe instalar y retirar los testigos o probetas en forma segura y confiable.

El proveedor o contratista debe instalar los niples de evaluación de acuerdo con lo descrito en el numeral 8.1.9 y Anexo B.2 de la NRF-030-PEMEX-2006, para lo cual los niples deben considerarse como una conexión ramal.




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Como mínimo cada ducto de transporte o tramo, debe contar con un niple de evaluación en el origen y uno en el destino del ducto o tramo, en caso de requerirse PEMEX puede instalar dos niples en el origen y dos en el destino del ducto o tramo, con la finalidad de evaluar con testigos y probetas en forma simultánea, para correlacionar el método gravimétrico y electroquímico y efectuar una toma de decisiones inmediata.

En el caso que no sea posible la instalación de niples de evaluación en el origen y en el destino, se debe justificar la causa por la que se instale un solo niple.

Para la instalación de los niples de evaluación en ductos en operación, la horadación se debe realizar con una máquina perforadora (Hot Tapping Machine o equivalente), como se indica en la práctica recomendada API-RP-2201-2003 o equivalente. Para ductos en etapa de construcción la horadación debe hacerse con una máquina taladradora (Hot Tapping Machine o equivalente).

Los niples de evaluación ubicados a las 6 (hora técnica) en ductos de transporte terrestres que no cuenten con el espacio necesario para efectuar las maniobras con el equipo para instalación y recuperación de testigos y/o probetas, deben disponer de una fosa o registro, con las dimensiones requeridas para el manejo y operación del equipo mencionado, además deben contar con al menos una escalera de acceso, tapa de fibra de vidrio con agarraderas abatibles y dispositivo para asegurarse con candados, PEMEX debe solicitar este requerimiento al proveedor o contratista.

8.3.2.2.2 Identificación y rótulos de los sistemas de evaluación de la corrosión interior - La identificación y rótulos de los sistemas de evaluación deben cumplir con la NRF-009-PEMEX-2004 y con la Especificación Técnica P.3.0403.01:2007.

8.3.2.3 Determinación de la velocidad de corrosión en ductos de transporte con tratamiento y sin tratamiento (en blanco) - La determinación de la velocidad de corrosión en los sistemas de transporte por ducto con tratamiento y sin tratamiento (en blanco), se debe efectuar con las frecuencias mínimas establecidas en la tabla 7 de esta NRF, de acuerdo con la NRF-194-PEMEX-2007 ya sea por medio de testigos y/o probetas corrosimétricos, se debe expresar en mm/año y su equivalencia en MPA. Cuando se utilicen testigos corrosimétricos el tiempo de exposición mínimo debe ser de 30 días. Para la determinación con probetas corrosimétricas, se debe efectuar una medición diaria durante dos semanas como máximo, comparar los resultados en función del tiempo y verificar que el elemento sensor se encuentre estable.

La determinación de la velocidad de corrosión mediante testigos corrosimétricos debe realizarse en un laboratorio acreditado en términos de la LFMN como se describe en el numeral 8.6 de esta NRF, ésta determinación incluye peso inicial, peso final, inspección visual de los testigos corrosimétricos y el cálculo de la velocidad de corrosión de acuerdo con la NRF-194-PEMEX-2007.

En caso de que las condiciones de campo de los ductos por evaluar no permitan la determinación de la velocidad de corrosión en los puntos críticos, el responsable del control de la corrosión interior debe establecer el valor máximo de velocidad de corrosión, en función de las condiciones particulares de cada ducto o tramo, tales como: calidad del fluido manejado, composición química de las sustancias corrosivas, condiciones de operación, entre otras y no debe ser mayor al establecido en los numerales 8.3.2.3.1 y 8.3.2.3.2 de esta NRF.

Para los ductos con tratamiento, la determinación de la velocidad de corrosión con probetas y/o testigos corrosimétricos, debe ser realizada por un tercero independiente del proveedor o contratista que suministre el inhibidor y que proporcione el servicio de protección interior, el cual debe ser aprobado por PEMEX en la etapa de licitación, por lo que el proveedor y/o contratista y el tercero independiente inicien estas actividades al mismo tiempo.




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8.3.2.3.1 Requisitos para la velocidad de corrosión de ductos con tratamiento

a) Para los ductos de transporte o tramo con tratamiento, la velocidad de corrosión debe ser máximo de 0,05 mm/año (2,00 MPA) evaluada en los puntos críticos. El testigo no debe presentar ningún tipo de picaduras identificadas con la ASTM G 46-94 o equivalente.

b) Si se obtienen velocidades de corrosión mayores que 0,05 mm/año (2,00 MPA), el proveedor o contratista debe recabar los resultados de laboratorio, datos de campo e informar a PEMEX para que se apliquen las medidas correctivas.

c) Para el caso de los ductos con tratamiento que transportan salmuera, el requisito para la velocidad de corrosión debe ser máximo 0,18 mm/año (7,00 MPA) evaluada en los puntos críticos.

8.3.2.3.2 Requisitos para la velocidad de corrosión sin tratamiento (en blanco)

a) Para ductos de transporte o tramo sin tratamiento (en blanco), la velocidad de corrosión debe ser máximo 0,025 mm/año (1,00 MPA) evaluada en los puntos críticos. El testigo no debe presentar ningún tipo de picaduras identificadas con la ASTM G 46-94 o equivalente.

b) Para los ductos que presenten velocidades de corrosión interior mayores que 0,025 mm/año (1,00 MPA), PEMEX debe actualizar y analizar la información contenida en la tabla 5 de esta NRF para que realice una toma de decisiones relacionada con el control de la corrosión interior.

c) Cuando se trate de ductos nuevos o ductos existentes, con cambios en sus condiciones de operación como régimen de flujo, operación intermitente, cambio de servicio, entre otros; se debe evaluar la velocidad de corrosión de forma mensual por un periodo tres meses como máximo y se debe considerar lo establecido en este numeral.

d) Para el caso de los ductos sin tratamiento que transportan salmuera, el requisito para la velocidad de corrosión debe ser máximo 0,25 mm/año (10,00 MPA) evaluada en los puntos críticos.

8.3.2.4 Determinación de parámetros fisicoquímicos del fluido - PEMEX debe coordinarse con un tercero independiente y en caso de que lo requiera se puede solicitar la presencia del proveedor o contratista, para realizar la toma de muestra del fluido a los ductos de transporte con tratamiento o sin tratamiento (en blanco), como mínimo en el origen y en el destino del ducto o tramo, para que un laboratorio acreditado en términos de la LFMN ver numeral 8.6 de esta NRF, realice las determinaciones fisicoquímicas del fluido, establecidas en la tabla 5 de esta NRF y emita el informe de resultados, en el cual se deben indicar los métodos de prueba utilizados con la interpretación correspondiente de cada parámetro, con el fin de que PEMEX analice los resultados y aplique las medidas correctivas necesarias. Para las determinaciones subsecuentes se deben utilizar los mismos métodos de prueba empleados en el primer informe para realizar un análisis comparativo de resultados.

8.3.3 Servicios de protección interior con inhibidores

El servicio de protección interior con inhibidores considera principalmente el suministro y dosificación de inhibidores, inspección, mantenimiento y ajuste a los sistemas de protección interior con inhibidores.

8.3.3.1 Información que debe entregar PEMEX para la protección interior con inhibidores - PEMEX debe proporcionar al proveedor o contratista la información técnica establecida en la tabla 5 de esta NRF para cada ducto de transporte o tramo que requiera protección interior con inhibidores.

8.3.3.2 Información que debe entregar el proveedor o contratista para la protección interior con inhibidores - El proveedor o contratista debe entregar a PEMEX para su autorización los programas de mantenimiento para la protección con inhibidores por ducto de transporte o tramo, de acuerdo con la información establecida en la tabla 5 de esta NRF. Además de la documentación indicada en el numeral 8.2.4 de esta NRF.




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Los programas deben contener como mínimo las siguientes actividades:

a) Plan de tratamiento para prevenir o controlar la corrosión interior con inhibidores de los ductos de transporte, de acuerdo con la clasificación del ducto indicada en el numeral 8.1.1 de esta NRF, PEMEX debe revisar y autorizar dicho plan en la etapa de licitación y debe contener como mínimo concentración de inhibidor, dosificación del inhibidor y duración de las etapas del tratamiento: choque, formación de película, estabilización u optimización, entre otras.

b) Suministro y muestreo de inhibidores. c) Mantenimiento del sistema de protección interior con inhibidores. d) Inspección y ajuste del sistema de protección interior con inhibidores. e) Aplicación de recubrimiento anticorrosivo y rotulación a sistemas de inyección de inhibidor f) Mantenimiento a bombas de inyección eléctricas y/o neumáticas de los sistemas de inyección de

inhibidor. g) Mantenimiento a los módulos de inyección de inhibidor. h) Determinación de parámetros fisicoquímicos del fluido tabla 5 de esta NRF. i) Determinación de parámetros químicos de los sedimentos tabla 6 de esta NRF. j) Instalación de nuevos sistemas de protección interior.

8.3.3.3 Requerimientos del servicio de protección interior con inhibidores - El proveedor o contratista debe suministrar el inhibidor y proporcionar los materiales, mantenimiento e instalación de los sistemas de protección interior con inhibidores en los ductos de transporte con las frecuencias descritas en las tablas 7 y 8 de esta NRF, para lo cual se debe tomar en cuenta lo siguiente como mínimo:

a) Suministro de inhibidor. b) Materiales de acuerdo con el numeral 8.2 de esta NRF. c) Distribución y dosificación de inhibidores de corrosión. d) Inspección y mantenimiento del sistema de protección interior con inhibidores. e) Instalación de nuevos sistemas de protección con inhibidores. f) Muestreo del fluido y sedimentos. g) Determinación de parámetros fisicoquímicos del fluido ver tabla 5 de esta NRF. h) Determinación de parámetros químicos de los sedimentos tabla 6 de esta NRF, i) Mantenimiento de obra civil y rotulación.

8.3.3.3.1 Instalación de nuevos sistemas de inyección de inhibidores en ductos existentes y/o nuevos -El proveedor o contratista debe instalar los niples de inyección de acuerdo con las condiciones de campo, se deben instalar en el origen del ducto o tramo, para el caso de ductos con longitudes mayores al alcance de protección que se aplique desde el origen del flujo, debe considerarse una reinyección para proteger la totalidad del ducto o tramo.

Para la instalación de los niples de inyección de inhibidores en ductos operando, la horadación se debe realizar con una máquina perforadora (Hot Tapping Machine o equivalente), como se indica en la práctica recomendada API-2201-2003 o equivalente. Para ductos en etapa de construcción la horadación debe hacerse con una máquina taladradora (Hot Tapping Machine o equivalente).

Los depósitos para inhibidores de corrosión deben ser metálicos, deben contar con un dique de contención y drenaje diseñado para confinar derrames, la capacidad volumétrica de los diques de contención que en su interior albergue uno o varios depósitos de inhibidor, debe ser la necesaria para contener la capacidad total de los depósitos de inhibidor, por lo que el proveedor o contratista debe cumplir con este requerimiento. En plataformas marinas el dique de contención debe ser una charola instalada en la base del depósito.




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Cuando se requiera instalar bombas eléctricas para dosificar el inhibidor, la instalación eléctrica debe cumplir con la NOM-001-SEDE-2005 y la selección del área para la instalación de dicha bomba debe realizarse de acuerdo con la NRF-036-PEMEX-2003.

8.3.3.3.2 Identificación y rótulos de los sistemas de protección interior con inhibidores y aplicación de recubrimientos anticorrosivos

La identificación y rótulos de los sistemas de protección interior con inhibidores, deben cumplir con la NRF-009-PEMEX-2004; especificación P.3.0403.01:2007 y la NRF-053-PEMEX-2006. 8.3.3.4 Prueba de compatibilidad de inhibidores - La prueba de compatibilidad consiste en:

1. En el ducto esta presente un tipo de inhibidor “A”. 2. Se requiere adicionar un segundo tipo de inhibidor “B”. 3. Se debe determinar la eficiencia de la mezcla 25-75; 50-50; 75-25 por ciento de inhibidores A y B a las

condiciones indicadas en la tabla 1 de esta NRF. 4. La concentración de prueba para el inhibidor B debe ser la mínima con la cual presente el 90 por ciento

de eficiencia, determinada como se indica en el numeral 8.2.1.3 de esta NRF. 5. La eficiencia de la mezcla debe ser mínimo del 90 por ciento 6. Si la eficiencia de la mezcla no cumple con el 90 por ciento mínimo, el inhibidor B no es compatible con

el inhibidor A y por lo tanto no se debe aceptar el tipo de inhibidor B, para este sistema de transporte por ducto.

El área responsable del mantenimiento del ducto que va adicionar o sustituir el tipo de inhibidor B, debe encargarse de gestionar en sus procesos de adquisición o de servicios, que el inhibidor B, sea compatible con el inhibidor A, por medio efectuar la prueba de compatibilidad.

Para el caso de un ducto troncal y ramales con tratamiento, se deben considerar los tipos de inhibidores que se van a inyectar en cada ducto, de tal manera que en los sitios de integración de los fluidos con diferentes inhibidores, no se provoquen reacciones antagónicas o envenenantes. Por lo que la protección interior de los ductos, se debe considerar como un sistema y no como ductos aislados.

La prueba de compatibilidad debe realizarse en un laboratorio acreditado en términos de la LFMN como se describe en el numeral 8.6 de esta NRF.

8.3.4 Documentos y registros que debe entregar el proveedor o contratista prestador de servicios

El proveedor o contratista encargado del servicio de evaluación de la velocidad de corrosión interior o protección interior con inhibidores, debe entregar como mínimo lo siguiente:

a) Documentos e informe de las pruebas de laboratorio para inhibidores indicados en el numeral 8.2.4 de esta NRF.

b) Plan de tratamiento para prevenir o controlar la corrosión interior con inhibidores de los ductos de transporte de acuerdo con la clasificación del ducto, PEMEX debe revisar y autorizar dicho plan en la etapa de licitación y debe contener como mínimo concentración, dosificación del inhibidor y duración de las etapas del tratamiento: choque, formación de película, estabilización u optimización, entre otras.

c) La metodología para evaluar la corrosión interior, de acuerdo con la NRF-194-PEMEX-2007. d) Informe o dictamen de calibración de los equipos o instrumentos de medición emitido por un laboratorio

acreditado en términos de la LFMN ver numeral 8.6 de esta NRF.




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8.4 Limpieza interior de ductos

Para que los inhibidores de corrosión sean efectivos, se requiere que los ductos de transporte y distribución de hidrocarburos o tramos mantengan un nivel de limpieza interior aceptable, para lo cual es necesario establecer un programa de limpieza interior en forma periódica.

PEMEX puede establecer la frecuencia de la limpieza interior de ductos, en función de la calidad del fluido manejado y de las condiciones de operación, como mínimo debe cumplir con la frecuencia establecida en la tabla 7 de esta NRF, la limpieza debe realizarse de acuerdo con los numerales 8.2 y 8.9.2 de la NRF-060-PEMEX-2006.

Esta actividad no es obligatoria para los ductos de recolección (líneas de descarga, de bombeo neumático, de inyección de agua, de gas combustible, nitrógeno, salmuera, entre otros).

PEMEX durante el manejo de los hidrocarburos con sustancias agresivas, debe considerar medidas de mitigación; que coadyuven a optimizar la protección interior de los sistemas de transporte por ducto desde la extracción hasta la comercialización.

El proveedor o contratista en coordinación con PEMEX debe realizar las siguientes actividades:

8.4.1 Actividades previas a la limpieza interior de ductos

a) Suspender la inyección de inhibidor. b) Retirar las probetas o testigos cuando éstos no sean rasantes o bien cuando siendo rasantes se hayan

dañado en corridas de limpieza anteriores y se debe proceder a ajustar la longitud del porta testigo.

8.4.2 Actividades posteriores a la limpieza interior de ductos

a) Se debe tomar una muestra de los sedimentos obtenidos de la limpieza interior, una vez que haya concluido la corrida de limpieza, es decir, de forma inmediata a la apertura de la cubeta de la trampa de diablos y antes de cualquier operación o maniobra que pudiera contaminar los residuos que se deben muestrear, con un recipiente hermético y se debe evitar que la muestra se altere o se contamine durante la toma, manejo y transporte de la misma.

b) Iniciar el tratamiento de inyección de inhibidor con la etapa de choque, formación y estabilización de película, de acuerdo con los numerales 8.1.1 y 8.3.3.2 de esta NRF.

c) Instalar los testigos o probetas corrosimétricos, ajustar previamente la longitud del portatestigo en caso haya sufrido daños aun siendo rasante.

8.4.3 Determinación de parámetros químicos de los sedimentos obtenidos en la limpieza interior en ductos - Se deben determinar los parámetros químicos del sedimento obtenido de la limpieza interior de los ductos de transporte, para que un laboratorio acreditado en términos de la LFMN (ver numeral 8.6 de esta NRF), realice como mínimo las determinaciones químicas establecidas en la tabla 6 de esta NRF y emita el informe de resultados donde se indiquen los métodos de prueba utilizados, con la interpretación de cada parámetro para que PEMEX analice los resultados y efectúe una toma de decisiones. Para las determinaciones subsecuentes se deben utilizar los mismos métodos de prueba empleados en el primer informe, para un análisis comparativo.




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Parámetros químicos Unidad

Fe ppm

Mn ppm

Mg ppm

Ca ppm

Sulfuros y sulfatos ppm

Carbonatos ppm

Cloruros ppm

pH Adimensional

Tabla 6 Parámetros químicos de los sedimentos

8.5 Frecuencia de mantenimiento de los sistemas de evaluación y protección interior

Los programas de mantenimiento para la evaluación de la corrosión y para los sistemas de protección interior con inhibidores en los sistemas de transporte de hidrocarburos por ducto, deben elaborarse de acuerdo con las frecuencias mínimas establecidas en las tablas 7 y 8 de esta NRF.

Actividad Frecuencia mínima

Evaluación de la velocidad de corrosión interior con tratamiento con testigos y/o probetas corrosimétricos Bimestral (1)

Evaluación de velocidad de corrosión interior para ductos sin tratamiento (en blanco) con testigos y/o probetas corrosimétricos Cuatrimestral

Mantenimiento a fosas o registros de niples de evaluación Semestral

Mantenimiento a casetas o resguardos de los sistemas de evaluación Anual

Determinación de parámetros fisicoquímicos del fluido Anual

Limpieza interior de ductos Anual

Determinación de parámetros químicos de los sedimentos obtenidos de la limpieza interior de ductos Anual

(1) Se debe cumplir con los establecido en el numeral 8.3.2.3 de esta NRF en relación con el tiempo mínimo de exposición para la determinación de la velocidad de corrosión con testigos corrosimétricos.

Tabla 7 Frecuencias de mantenimiento para evaluación de la corrosión interior




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Actividad Frecuencia mínima

Suministro y dosificación de inhibidor *Continua

Inspección y ajuste de sistemas de inyección de inhibidor Semanal

Mantenimiento a bombas de inyección de inhibidor Trimestral

Mantenimiento a depósitos de inhibidores Anual

Aplicación de recubrimientos anticorrosivos y rotulación a sistemas de protección interior con inhibidores Semestral

Mantenimiento a casetas o resguardos de los sistemas de protección Anual

*Dosificación de un volumen determinado de inhibidor en forma proporcional en un periodo de 24 horas continuas durante el tiempo de operación del ducto.

Tabla 8. Frecuencias de mantenimiento para los sistemas de protección interior con inhibidores

8.6 Requisitos de laboratorio de pruebas

Todas las pruebas de laboratorio establecidas en esta norma de referencia, deben realizarse por un tercero independiente del proveedor o contratista que suministre el inhibidor y que proporcione el servicio de protección interior, el cual debe ser aprobado por PEMEX en la etapa de licitación, por lo que el proveedor y/o contratista y el tercero independiente inicien estas actividades al mismo tiempo.

Todas las pruebas de laboratorio establecidas en esta norma de referencia deben de realizarse en un laboratorio acreditado en términos de la LFMN o que cumplan con los siguientes requisitos conforme lo establecen las normas: NMX-EC-17025-IMNC-2006 o ISO/IEC 17025:2005, para los laboratorios de prueba.

8.6.1 Requisitos que deben cumplir los laboratorios de prueba no acreditados

a) Sistema de gestión. ⋅ Organigramas actualizados que incluyan niveles de responsabilidad y líneas de comunicación. ⋅ Ser una organización legalmente establecida. ⋅ Políticas, sistemas, programas, procedimientos e instrucciones necesarios para asegurar la calidad de

las pruebas y resultados. ⋅ Sistema de control de calidad de la administración. ⋅ Política de calidad y la mejora continua que demuestre la trazabilidad de registros y control de datos.

b) Control de documentos. ⋅ Contar y mantener procedimientos para controlar documentos que forman parte de su sistema de

administración. ⋅ Contar con documentos aprobados por el personal de nivel supervisión o gerencia.

c) Sistema para compra de servicio y suministros. ⋅ Procedimiento de compra. ⋅ Recepción y almacenaje. ⋅ Evaluación de la calidad de los servicios y suministros críticos. ⋅ Documentos para compras. ⋅ Registros. ⋅ Evaluación del proveedor.




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d) Servicios al cliente. ⋅ Sistema para atender y aclarar las dudas o cuestionamientos del cliente. ⋅ Asegurar la confidencialidad del cliente. ⋅ Procedimiento para la resolución de quejas.

e) Control de trabajos de pruebas no conformes. ⋅ Procedimiento de control de pruebas. ⋅ Responsable con autoridad para el manejo del trabajo no conforme. ⋅ Notificación al cliente. ⋅ Acciones correctivas. ⋅ Análisis de causa raíz. ⋅ Seguimiento de acciones correctivas.

f) Control de registros técnicos. ⋅ Sistema de registro en papel o electrónico. ⋅ Registros que permitan una completa rastreabilidad de los resultados desde el muestreo y/o recepción

de los elementos de prueba hasta la elaboración del informe. ⋅ Contar con bitácoras o cuadernos foliados ambos para registrar los datos.

g) Requerimientos técnicos. ⋅ Permanentemente con personal calificado. ⋅ Perfil de personal adecuado a las funciones. ⋅ Supervisión. ⋅ Programa de capacitación continua. ⋅ Capacidad técnica en relación con los servicios que pretende prestar como son; manejo, frecuencia y

volumen de trabajo. ⋅ Procesos definidos para realizar las funciones. ⋅ Esquema de medición de procesos mediante inspección, verificación y auditorias ⋅ Infraestructura. ⋅ Equipamiento. ⋅ Control de procedimientos.

h) Instalaciones y controles ambientales. ⋅ Recursos e instalaciones. ⋅ Control ambiental. ⋅ Separación de actividades no compatibles.

i) Métodos de medición. ⋅ Procedimientos apropiados, métodos de prueba y equipo. ⋅ Trazabilidad. ⋅ Muestreo. ⋅ Instrucciones para el manejo de equipos. ⋅ Validación de métodos. ⋅ Control de desviaciones.

j) Equipos. ⋅ Equipo requerido. ⋅ Calibrado. ⋅ Verificado. ⋅ Con programa de mantenimiento.

k) Trazabilidad. ⋅ Programas de calibración de instrumentos que tengan efectos sobre la validez de los resultados. ⋅ Justificar y documentar los periodos de calibración con base en la frecuencia de uso y mediante

técnicas estadísticas. ⋅ Materiales de referencia.




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⋅ Documentar la trazabilidad. ⋅ Procedimiento y programa para las verificaciones intermedias. ⋅ Establecer y cumplir con la política de trazabilidad.

l) Manejo de la muestra o producto para la prueba de laboratorio. ⋅ Recepción. ⋅ Identificación. ⋅ Almacenamiento. ⋅ Transporte. ⋅ Manejo. ⋅ Disposición.

m) Aseguramiento de la calidad de los resultados. ⋅ Procedimientos de control de calidad. ⋅ Registros de los datos resultantes. ⋅ Seguimiento planeado y revisado. ⋅ Documentar el procedimiento para control de calidad. ⋅ Aplicar los controles de calidad que el propio método establezca. ⋅ Aplicar al menos 2 formas de control de calidad para supervisar la validez de los resultados. ⋅ Analizar los datos de control de calidad obtenidos.

n) Informe de resultados. ⋅ Elaboración de informes que contenga lo requerido en la NMX-EC-17025-IMNC-2006. ⋅ Control de informes. ⋅ Los laboratorios de ensayo deben informar la incertidumbre en los informes de resultados, cuando el

cliente lo solicite, cuando sea importante para la validez o aplicación de los resultados o cuando la incertidumbre afecte el cumplimiento con los límites de una especificación y se debe informar utilizando dos cifras significativas.

⋅ Los resultados de ensayo o calibración deben expresarse de conformidad con la NOM-008-SCFI-2002 vigente, con base al artículo V de la Ley Federal sobre Metrología y Normalización.

El cumplimiento de los requisitos relacionados con el personal y los sistemas de gestión de calidad para los laboratorios de prueba, deben ser avalados mediante un certificado emitido por un organismo certificador acreditado en términos de la LFMN.

El cumplimiento de los requisitos de la infraestructura de los laboratorios de prueba, debe ser avalado por un documento, constancia o dictamen emitido por una unidad de verificación acreditada en términos de LFMN.

8.7 Sistema de aseguramiento de calidad

El proveedor o fabricante de inhibidores de corrosión, debe contar con un sistema de aseguramiento de calidad y procedimientos administrativos y operativos.

9. RESPONSABILIDADES

9.1 Proveedor o contratista

Debe cumplir con los requisitos y especificaciones establecidos en esta norma de referencia para proveer los inhibidores, materiales, servicios de evaluación de la corrosión interior en ductos y servicios de protección interior, en los sistemas de transporte por ducto de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios.




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9.2 Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios

Vigilar el cumplimiento de los requisitos establecidos en esta norma para la adquisición de los inhibidores de corrosión y contratación de los servicios de evaluación de la corrosión interior en ductos y servicios de protección interior en los sistemas de transporte por ducto de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios.

10. CONCORDANCIA CON NORMAS MEXICANAS O INTERNACIONALES

No tiene concordancia.

11. BIBLIOGRAFÍA

11.1 202-60000-ITOP-117-0004 - Instructivo para el sistema de clasificación de ubicaciones técnicas y equipos en el modulo de mantenimiento de SAP.

11.2 API-RP-2201-2003 - Safe hot tapping practices in the petroleum & petrochemical industries. (Práctica de seguridad para el uso de la máquina perforadora en la industria petroquímica y del petróleo.

11.3 ASTM-E 70-07 - Standard Test Method for pH of Aqueous Solutions With the Glass Electrode (Método de prueba estándar para pH de soluciones acuosas con electrodo de vidrio).

11.4 ASTM-E 1252-98 - Standard Practice for General Techniques for Obtaining Infrared Spectra for Qualitative Analysis. (Práctica estándar para de las técnicas generales para obtener el espectro infrarrojo mediante análisis cualitativo).

11.5 ASTM-G 170-06 - Standard Guide for Evaluating and Qualifying Oilfield and Refinery Corrosion Inhibitors in the Laboratory (Guía estándar para la evaluación y calificación de inhibidores de corrosión en el laboratorio).

11.6 ASTM-G 184-06 - Standard Practice for Evaluating and Qualifying Oil Field and Refinery Corrosion Inhibitors Using Rotating Cage (Práctica estándar para la evaluación y calificación inhibidores de corrosión usando la jaula rotatoria).

11.7 ASTM-G 185-06 - Standard Practice for Evaluating and Qualifying Oil Field and Refinery Corrosion Inhibitors Using the Rotating Cylinder Electrode (Práctica estándar para evaluar y calificar inhibidores de corrosión usando el electrodo rotatorio).

11.8 ASTM-D 664-07 - Standard Test Method for Acid Number of Petroleum Products by Potentiometric Titration (Método de prueba estándar para el número acido de productos del petróleo por titulación potenciométrica).

11.9 ASTM-D 1141-98 - Standard Practice for the Preparation of Substitute Ocean Water (Práctica para la preparación de agua de mar sintética).

11.10 ASTM D 1217-93 (Reapproved 2007) - Standard Test Method for Density and Relative Density (Specific Gravity) of Liquids by Bingham Pycnometer (Métodos de prueba estándar para densidad relativa (gravedad especifica) y densidad de líquidos por el picnómetro de Bingham).




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11.11 ASTM-D 2074-07 - Standard Test Methods for Total, Primary, Secondary, and Tertiary Amine Values of Fatty Amines by Alternative Indicator Method (Métodos de prueba estándar para valor de amina primaria, secundaria, terciaria y total por método de indicador alterno).

11.12 ASTM-D 2196-05 - Standard Test Methods for Rheological Properties of Non-Newtonian Materials by Rotational (Brookfield type) Viscometer (Métodos de prueba estándar para propiedades reológicas de materiales no-newtonianos por viscosímetro rotatorio).

11.13 ASTM-G 46-94 (2005) – Standard Guide for Examination and Evaluation of Pitting Corrosion (Guía estándar para la observación y evaluación de las tuberías con corrosión.

11.14 NACE Standard TM0172-2001 - Standard Test Method, Determining Corrosive Properties of Cargoes in Petroleum Product Pipeline (Método de prueba estándar para la determinación de las propiedades corrosivas de las cargas en tuberías con productos del petróleo).

11.15 NACE International Publication 1D182 (2005 Edition) - Wheel Test Method Used for Evaluation of Film-Persistent Corrosion Inhibitors for Oilfield Applications (Método de prueba de la rueda usado para evaluar la persistencia de película en inhibidores de corrosión).

11.16 NACE Standard RP0775-2005 - Standard Recomended Practice. Preparation, Installation, Analysis, and Interpretation of Corrosion Coupons in Oilfield Operations (Práctica estándar recomendada para la preparación, instalación, interpretación y análisis de cupones de corrosión en operaciones petroleras).

11.17 P.3.0403.01:2007 - Colores y letreros para identificación de instalaciones y vehículos de transporte.

11.18 Warren L Mcabe, Julian C. Smith, Peter Harriott - Operaciones Unitarias en Ingeniería Química, 1991, Ed. Mc Graw Hill, Cuarta Edición.




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12. ANEXOS

12.1 Número de Reynolds

El número de Reynolds se define por la siguiente relación:

Re= (ρ v d)/ µ

Donde:

Re = Número de Reynolds. ρ = Densidad del fluido transportado (kg/m3). v = Velocidad de flujo en el ducto (m/s). d = Diámetro interior del ducto (m). µ = Viscosidad dinámica del fluido transportado (kg/m s).

Para determinar el régimen de flujo en ductos debe considerarse la magnitud del número de Reynolds como se establece en la tabla 9 de esta NRF.

Régimen de flujo Numero de Reynolds

Laminar Re < 2100

Transición laminar - turbulento 2100 < Re < 4000

Turbulento Re > 4000

Tabla 9 Régimen de flujo en función del número de Reynolds

12.2 Muestreo de inhibidores

12.2.1 Carro-tanque, camión-tanque, tanque de almacenamiento o tanque montado en barco abastecedor

1) Debe utilizarse un saca muestras tipo botella para toma de muestra (ver figura 1 de esta NRF) de acuerdo con la NMX-L-081-1984, con diámetro de la apertura de la boca entre 1,9 y 3,8 cm.

2) Bajar la botella dentro del tanque, previamente pesada y tapada hasta el nivel donde se tenga la mitad del contenido del tanque.

3) Sacar la tapa mediante un fuerte tirón del cordel o cadena y dejar que la botella se llene completamente en el nivel seleccionado, lo cual se evidencia por el cese de burbujas de aire.

4) Cuando la botella esté llena sacarla del tanque, se tira una pequeña cantidad del líquido, y se tapa inmediatamente.

5) Tapar y rotular las botellas inmediatamente después de haber extraído la muestra, y enviar al laboratorio en la botella original.

6) Para el caso de carro-tanque y camión-tanque, tomar las muestras del producto antes de descargar.




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Asa de bronce de 3,15 mm

Soporte de alambre de cobre

44 mm

25 mm

70 mm

250 mm

Lámina de plomo para contrapeso de 3,175 mm

100 mm

Ø 76 mm

Ø 82,5 mm

Figura 1 Saca muestras tipo botella (Figura tomada de la NMX-L-081-1984)

12.2.2 Tambores, barriles o latas

1) Se debe seleccionar al azar los tambores, barriles o latas individuales a muestrearse. El tamaño de muestra debe ser de acuerdo con la tabla 10 de esta NRF.

2) Colocar el tambor, barril o lata con la tapón hacia arriba (si el tambor no tiene tapón se coloca el mismo sobre su base y se toma la muestra por el tope). Retirar el tapón y colocarlo con el lado mojado hacia arriba. Limpiar la parte superior del tubo de muestra, tapar con el dedo pulgar teniendo la precaución de no tocar la parte que se va a introducir en la muestra e introducir el tubo en el producto hasta una profundidad de aproximadamente 30 cm (1 pie).

3) Tomar muestra de los tambores, barriles o latas individuales y preparar una muestra compuesta. 4) Se debe utilizar un saca muestras tipo tubo (ver figura 2 de esta NRF). Puede ser de metal o de vidrio,

con una capacidad de 0,5 a 1 litro aproximadamente, su longitud debe ser tal que su extremo inferior alcance hasta unos 3 mm (1/8 pulg) del fondo del tambor, barril o lata.

5) Sumergir el tubo, retirar el pulgar y dejar que el producto entre al tubo, tapar nuevamente el extremo superior con el pulgar y retirar el tubo. Enjuagar el tubo con el producto colocándolo en posición horizontal y girarlo de forma tal que el producto se ponga en contacto con toda la superficie interior del tubo. Desechar el producto y dejar escurrir el tubo.

6) Introducir nuevamente el tubo en el tambor, barril o lata para tomar la muestra colocando el pulgar sobre el extremo superior del mismo.

7) Una vez que el tubo llegue al punto medio de la columna del líquido, retirar el dedo para que se llene, colocar el dedo nuevamente en la parte superior y retirar el tubo rápidamente, transferir el contenido al recipiente para muestras, tapar el recipiente que contiene la muestra con contratapa. Los recipientes

57 mm

127 mmCaja hecha de lámina de plomo.

54 mm54 mm

Barrenos de drenar de 6,5 mm Ø 6,5 mm




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para muestras deben cumplir con el numeral 8.2.1.4.2 de esta NRF. Colocar la etiqueta al recipiente para muestras y enviar la muestra al laboratorio.

8) Cuando se requiera tomar muestras en tambores de 190 litros de capacidad, se debe usar un tubo metálico como el que se muestra en la figura 2 de esta NRF. El tubo debe tener en la parte superior dos anillos para sostenerlo con dos dedos de manera que se pueda usar el pulgar para tapar la abertura superior.

9) Para el caso de latas, las muestras de latas de 20 litros de capacidad o más se obtienen de la misma forma que para los tambores y barriles, usando tubos de dimensiones proporcionalmente inferiores. Para las latas con capacidad menor de 20 litros usar el contenido total como muestra, seleccionando las latas al azar según se indica en la tabla 10 de esta NRF.

Figura 2 Saca muestras tipo tubo (Figura tomada de la NMX-L-081-1984)

10

76

1 00

0

76

3

10 Acotación en mm




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Número de unidades del lote

Número de unidades de la muestra

1 a 3 Todas

4 a 64 4

65 a 125 5

126 a 216 6

217 a 343 7

344 a 512 8

513 a 729 9

730 a 1 000 10

1 001 a 1 331 11

1 332 a 1 728 12

1 729 a 2 197 13

2 198 a 2 744 14

2 745 a 3 375 15

3 376 a 4 096 16

4 097 a 4 913 17

4 914 a 5 832 18

5 833 a 6 859 19

6 860 a más 20

Tabla 10 Número mínimo de unidades para muestreo (Tabla tomada de la NMX-L-081-1984)

12.3 Condiciones de prueba para determinar la eficiencia de inhibidores

Condición de prueba Jaula rotatoria Cilindro rotatorio Electrodo de cilindro rotatorio Rueda

Velocidad de rotación (r/min)

Tabla 13 de esta NRF Tabla 14 de esta NRF 30

Salmuera de prueba ASTM D 1141 o equivalente

Solución de prueba

Para la técnica de pérdida de peso, la solución de prueba debe prepararse con salmuera de prueba y kerosina de acuerdo con el valor máximo del contenido de agua indicado en la tabla 5 de esta NRF. Para las pruebas electroquímicas se debe utilizar solo salmuera de prueba

Concentración de gases (H2S o CO2)


Concentración de inhibidor 5, 10, 25 y 50 ppm

Temperatura de prueba Temperatura de operación del ducto, valor máximo contenido en la tabla 5 de esta NRF

Tiempo de prueba 24 horas

Tabla 11 Condiciones generales de prueba para la evaluación de eficiencia de inhibidores




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Concentración (ppm) Nombre Fórmula

Mínima Máxima

Ácido Sulfhídrico H2S 500 600

Bióxido de carbono CO2 Saturación

Tabla 12 Concentración de gases para el acondicionamiento de la salmuera de prueba o fluido de campo

Flujo en ducto

Barriles/día L/min cm/s

r/min equivalentes para jaula rotatoria

176 19 1 2

1 757 194 10 16

3 514 388 20 30

5 271 582 30 43

7 028 776 40 55

8 785 970 50 67

10 542 1 164 60 79

12 299 1 358 70 90

14 056 1 552 80 101

15 813 1 746 90 112

17 570 1 940 100 123

35 141 3 880 200 226

52 711 5 820 300 322

70 282 7 760 400 415

87 852 9 700 500 504

105 423 11 640 600 591

122 993 13 579 700 677

140 564 15 519 800 761

158 134 17 459 900 843

175 705 19 399 1 000 924

Tabla 13 Revoluciones por minuto equivalentes para la prueba de eficiencia utilizando jaula rotatoria




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Flujo en ducto

Barriles/día L/min cm/s

r/min equivalentes para electrodo

rotatório

176 19 1 9

1 757 194 10 94

3 514 388 20 193

5 271 582 30 293

7 028 776 40 394

8 785 970 50 507

10 542 1 164 60 615

12 299 1 358 70 724

14 056 1 552 80 834

15 813 1 746 90 945

17 570 1 940 100 1 057

35 141 3 880 200 2 202

52 711 5 820 300 3 382

70 282 7 760 400 4 586

87 852 9 700 500 5 809

105 423 11 640 600 7 046

122 993 13 579 700 8 295

140 564 15 519 800 9 555

158 134 17 459 900 10 824

175 705 19 399 1 000 12 101

Tabla 14 Revoluciones por minuto equivalentes para la prueba de eficiencia utilizando cilindro o electrodo rotatorio

12.4 Toxicidad de los inhibidores de corrosión

Se debe realizar una prueba de toxicidad aguda a 48 horas, con el inhibidor, tal y como se aplicará en el ducto de transporte. El método de prueba y la especie a usar debe estar en función del lugar en el que se aplique el tratamiento de inhibidor y debe realizarse en un laboratorio acreditado en términos de la LFMN, ver numeral 8.6 de esta NRF.

Para los ductos de transporte enterrados o sumergidos en agua de mar o salobre, el procedimiento de prueba debe ser el señalado en la norma mexicana NMX-AA-110-1995-SCFI, con la especie Artemia franciscana.

Para los ductos de transporte enterrados o sumergidos en ambientes dulceacuícolas, el procedimiento de prueba debe ser el señalado en la norma mexicana NMX-AA-087-1995-SCFI con la especie Daphnia magna.




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El límite máximo permisible aplicable a los inhibidores de corrosión con las especies Artemia franciscana y Daphnia magna, se encuentra en la tabla 15 de esta NRF.

Límite máximo UT (unidades de toxicidad) Localización de los ductos de transporte Con Artemia franciscana Con Daphnia magna

Enterrados o sumergidos en agua de mar o salobre

2,0 No aplica

Enterrados o sumergidos en ambientes dulceacuícolas No aplica 20,0

Tabla 15 Límites de toxicidad para inhibidores

Las unidades de toxicidad se calculan con el valor de CL50 resultante de la prueba de toxicidad, a partir de la siguiente relación:

10050

1 ×=CL

UT

Donde:

UT = Unidades de toxicidad aguda CL50 = Concentración del inhibidor (en mg/l que ocasiona la mortalidad del 50 por ciento de los

organismos expuestos.

Vigencia:

Los límites máximos permisibles indicados en la tabla 15 de esta NRF, tienen una vigencia hasta el 31 de Diciembre del 2011. Al cabo de la cual, el límite se hará cada vez más estricto, de acuerdo con las fechas de cumplimiento señaladas en la tabla 16 de esta NRF:

Limite máximo UT (unidades de toxicidad) Fecha de

cumplimiento a partir de:

Ductos enterrados o sumergidos en agua de mar o salobre obtenido con la especie Artemia

franciscana

Ductos enterrados o sumergidos en ambientes dulceacuícolas obtenido con la especie

Daphnia magna

1 Enero 2012 0,5 5

1 Enero 2015 0,1 1

1 Enero 2018 0,05 0,5

Tabla 16 Programa de regulación de la toxicidad de inhibidores

Para los casos de los ductos de transporte que en parte de su recorrido atraviesen ambientes marinos osalobres y luego se internen en suelos o ambientes dulceacuícolas o viceversa, el límite máximo permisible que aplica es el señalado con la especie Daphnia magna.

Para el caso de inhibidores de corrosión insolubles en agua, deben de ser solubilizados en NaOH 0,05 N, en una relación de 1:4 (peso inhibidor: volumen de NaOH), antes de proceder a la preparación de las diluciones que correspondan a cada prueba. El tiempo entre la solubilización del producto y la preparación de las diferentes diluciones deben de ser menor que 20 minutos para evitar que el inhibidor se adhiera a las paredes de los recipientes usados en su preparación y por ende, se determine al final de la prueba una CL50 errónea.




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12.5 Ubicación de dispositivos para monitoreo de velocidad de corrosión

Figura 3 Condiciones y sitios de corrosión severa en ductos de transporte

Condición 5: Alta velocidad de flujo. Corrosión severa en A y B.

Condición 6: Baja velocidad de flujo. Corrosión severa en A.

Condición 1: Baja velocidad de flujo Corrosión severa en A y B.

Condición 2: Alta velocidad de flujo Corrosión severa en C.

Condición 3: Baja velocidad de flujo Corrosión severa B y C

Condición 4: Alta velocidad de flujo Corrosión severa en A

A B

Dirección del flujo

A

B

C


A

C

B





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12.6 Presentación de documentos normativos equivalentes

Sí el licitante considera que un documento técnico es equivalente a los indicados en esta norma de referencia, puede solicitar por escrito a PEMEX la revisión del documento presuntamente equivalente, anexando los antecedentes y argumentación en forma comparativa, concepto por concepto, demostrando que como mínimo se cumplen los requisitos en cuestión. PEMEX dará respuesta por escrito a dicha solicitud, indicando si es o no autorizado para utilizarse como documento normativo equivalente.

Los documentos señalados en el párrafo anterior si no son de origen mexicano, deben estar legalizados ante el 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. Los documentos que se presenten en un idioma distinto al español deben acompañarse con su traducción a dicho idioma español, hecha por un perito traductor.

En caso que PEMEX no autorice el uso del documento normativo equivalente propuesto, el proveedor o contratista está obligado a cumplir con ésta norma de referencia.

Documents

NRF 005 PEMEX 2009 Proteccion Ductos Inhibidores