NRF 013 PEMEX 2005 Diseño Líneas Submarinas

N° de Documento: NRF-013-PEMEX-2005

Rev.: 0 COMITÉ DE NORMALIZACIÓN DE PETRÓLEOS MEXICANOS Y ORGANISMOS SUBSIDIARIOS

18-marzo-2006 PÁGINA 1 DE 53

SUBCOMITÉ TÉCNICO DE NORMALIZACIÓN DE PEMEX-EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN

DISEÑO DE LÍNEAS SUBMARINAS EN EL GOLFO DE MÉXICO

No. de Documento NRF-013-PEMEX-2005

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COMITÉ DE NORMALIZACIÓN DE PETRÓLEOS MEXICANOS

Y ORGANISMOS SUBSIDIARIOS DISEÑO DE LÍNEAS SUBMARINAS

EN EL GOLFO DE MÉXICO

PÁGINA 3 DE 53 Í N D I C E D E C O N T E N I D O Página 0. Introducción ...................................................................................................................... 7

1. Objetivo.............................................................................................................................. 7

2. Alcance .............................................................................................................................. 7

3. Campo de aplicación ........................................................................................................ 8

4. Actualización..................................................................................................................... 9

5. Referencias........................................................................................................................ 11

6. Definiciones y Terminología............................................................................................ 11

7. Símbolos y abreviaturas .................................................................................................. 13

8. Desarrollo .......................................................................................................................... 14

8.1. Diseño de Líneas Submarinas......................................................................................... 14

8.1.1. Consideraciones para Diseño............................................................................................. 14

8.1.1.1. Bases de Usuario ............................................................................................................... 14

8.1.1.2. Bases para Diseño ............................................................................................................. 14

8.1.1.3. Selección de la Ruta........................................................................................................... 15

8.1.1.4. Estudio Geotécnico y Geofísico.......................................................................................... 15

8.1.1.5. Materiales ........................................................................................................................... 15

8.1.1.5.1. Tubería................................................................................................................................ 15

8.1.1.5.2. Accesorios .......................................................................................................................... 15

8.1.1.6. Solicitaciones...................................................................................................................... 15

8.1.1.6.1. Presión................................................................................................................................ 15

8.1.1.6.2. Cargas Vivas....................................................................................................................... 16

8.1.1.6.3. Cargas Muertas .................................................................................................................. 16

8.1.1.6.4. Cargas Dinámicas .............................................................................................................. 16

8.1.1.6.5. Incremento de presión por expansión del fluido................................................................. 16

8.1.1.6.6. Cargas por contracción y expansión térmica ..................................................................... 16

8.1.1.6.7. Interacción suelo-tubo ........................................................................................................ 16

8.1.1.7. Ducto ascendente............................................................................................................... 16

8.1.1.8. Curva de expansión............................................................................................................ 16

8.1.1.9. Conexiones, accesorios, bridas y válvulas......................................................................... 17


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PÁGINA 4 DE 53 8.1.1.10. Carrete de monitoreo y pieza de transición........................................................................ 17

8.1.1.11. Trampas de Diablos............................................................................................................ 17

8.1.1.12. Separación mínima entre líneas regulares......................................................................... 18

8.1.1.13. Lastre de concreto .............................................................................................................. 18

8.1.1.14. Enterrado del ducto ............................................................................................................ 18

8.1.1.15. Crecimiento marino............................................................................................................. 18

8.1.1.16. Cruces................................................................................................................................. 18

8.1.1.17. Claros libres ........................................................................................................................ 19

8.1.1.18. Vorticidad ............................................................................................................................ 19

8.1.1.18.1. Oscilaciones en dirección paralela con el vector velocidad ............................................... 20

8.1.1.18.2. Oscilaciones en dirección perpendicular al vector velocidad ............................................. 20

8.1.1.19. Fatiga .................................................................................................................................. 21

8.1.1.20. Expansión y flexibilidad ...................................................................................................... 22

8.1.1.21. Conexiones ramal............................................................................................................... 22

8.1.1.22. Análisis hidráulico ............................................................................................................... 23

8.1.1.23. Corrosión ............................................................................................................................ 23

8.1.1.23.1. Corrosión Externa............................................................................................................... 23

8.1.1.23.1.1. Recubrimiento anticorrosivo ............................................................................................... 23

8.1.1.23.1.2. Protección catódica ............................................................................................................ 23

8.1.1.23.2. Corrosión Interna ................................................................................................................ 24

8.1.2. Clasificación de ductos marinos ......................................................................................... 24

8.1.2.1. Ductos que transportan gases inflamables y/o tóxicos ...................................................... 24

8.1.2.2. Ductos que transportan líquidos inflamables y/o tóxicos ................................................... 25

8.1.2.3. Ductos que transportan fluidos no inflamables y no tóxicos .............................................. 25

8.1.3. Efectos mecánicos.............................................................................................................. 25

8.1.3.1. Presión Interna.................................................................................................................... 25

8.1.3.1.1. Espesor mínimo requerido.................................................................................................. 26

8.1.3.1.1.1. Espesor de diseño .............................................................................................................. 26


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PÁGINA 5 DE 53 8.1.3.1.1.2. Tolerancia por corrosión ..................................................................................................... 26

8.1.3.1.1.3. Tolerancia por fabricación .................................................................................................. 27

8.1.3.2. Revisión de espesor por otras condiciones........................................................................ 27

8.1.3.2.1. Tensión Longitudinal (Tu) ................................................................................................... 27

8.1.3.2.2. Presión externa................................................................................................................... 28

8.1.3.2.2.1. Presión de Colapso (Pc)..................................................................................................... 28

8.1.3.2.2.2. Propagación de Pandeo (Pp) ............................................................................................. 29

8.1.3.2.3. Momento Flexionante (Mu)................................................................................................. 29

8.1.3.2.4. Pandeo Global (Cg) ............................................................................................................ 30

8.1.3.2.5. Formulaciones de diseño para estados de carga combinados .......................................... 31

8.1.3.2.5.1. Tensión y Momento Flexionante (Tu-Mu)........................................................................... 31

8.1.3.2.5.2. Tensión, Momento y Presión de Colapso (Tu-Mu-Pc) ....................................................... 31

8.1.4. Estabilidad hidrodinámica................................................................................................... 31

8.1.4.1. Análisis de flotabilidad de tubería enterrada ...................................................................... 35

8.1.4.2. Parámetros oceanográficos para periodo de retorno de 10 años ...................................... 35

8.1.4.2.1. Altura de ola y velocidad de corriente ................................................................................ 35

8.1.4.2.2. Dirección del oleaje y corriente........................................................................................... 35

8.1.4.2.2.1. Zonas 1 y 2 de la Sonda de Campeche y Litoral Tabasco................................................. 35

8.1.4.2.2.2. Zona Norte y Lankahuasa .................................................................................................. 37

8.1.4.3. Parámetros oceanográficos para periodo de retorno de 100 años .................................... 37

8.1.4.3.1. Altura de ola y velocidad de corriente ................................................................................ 37

8.1.4.3.2. Dirección de oleaje y corriente ........................................................................................... 37

8.1.4.3.2.1. Zona 1 de la Sonda de Campeche..................................................................................... 37

8.1.4.3.2.2. Zona 2 de la Sonda de Campeche y Litoral Tabasco ........................................................ 37

8.1.4.3.2.3. Zona Norte y Lankahuasa .................................................................................................. 37

8.1.5. Documentación entregable en Diseño ............................................................................... 39

9. Responsabilidades ........................................................................................................... 39

9.1. Petróleos Mexicanos, organismos subsidiarios y empresas filiales................................... 39

9.2. Subcomité técnico de normalización de Pemex Exploración y Producción....................... 39

9.3. Contratistas......................................................................................................................... 39


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PÁGINA 6 DE 53 10. Concordancia con otras normas..................................................................................... 40

11. Bibliografía ........................................................................................................................ 40

12. Anexos ............................................................................................................................... 42

Anexo A Información oceanográfica para el Golfo de México ........................................... 42

Anexo B Conversión de la producción de gas y crudo ligero a miles de barriles de crudo pesado equivalente............................................................................................................. 52

Anexo C Tipos de recubrimientos anticorrosivos ............................................................... 53


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PÁGINA 7 DE 53 0. INTRODUCCIÓN.

Dentro de las principales actividades que se llevan a cabo en Pemex, se encuentra el diseño de ductos marinos que son utilizados para el transporte de hidrocarburos y otros servicios, siendo estos sistemas de mucha importancia dentro de las instalaciones petroleras. Este documento surge de la necesidad de uniformizar los criterios de diseño de líneas submarinas localizadas en el Golfo de México.

Esta norma de referencia tiene como finalidad regular el diseño de líneas en el Golfo de México, y está basada en criterios de confiabilidad estructural y análisis de riesgos asociados con la operación de las líneas submarinas. Este documento normativo se realizó en atención y cumplimiento a:

• La Ley Federal sobre Metrología y Normalización y su Reglamento. • La Ley de Obras Públicas y Servicios Relacionados con las mismas y su Reglamento. • La Ley de Adquisiciones, Arrendamientos y Servicios del Sector Público y su Reglamento. • Las Reglas Generales para la Contratación y Ejecución de Obras Públicas. • Guía para la redacción, estructuración y presentación de las normas mexicanas NMX-Z-13/1-1997. • Guía para la emisión de Normas de Referencia de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios. • Políticas, bases y lineamientos en materia de obras públicas y servicios relacionados con las mismas,

para Petróleos Mexicanos, sus Organismos Subsidiarios y Empresas Filiales. Participaron en su elaboración: Organismos Subsidiarios de PEMEX e Instituciones que se indican a continuación:

• Pemex Exploración y Producción (PEP). • Petróleos Mexicanos. • Instituto Mexicano del Petróleo (IMP). • Colegio de Ingenieros Petroleros de México (CIPM). • Cámara Mexicana de la Industria de la Construcción (CMIC). • Supervisión y Desarrollo de Proyectos Marinos S.A. de C.V. • Global Offshore México S. de R.L. de C.V.

1. OBJETIVO.

Contar en PEMEX con un documento normativo para su aplicación en los procesos de diseño de ductos marinos para el transporte de hidrocarburos, localizados en el Golfo de México.

2. ALCANCE.

Esta norma de referencia establece los requisitos para diseño de ductos marinos de tubería de acero al carbono (línea regular y ducto ascendente), tanto entre plataformas como en la llegada a la costa, a fin de garantizar su integridad ante diferentes efectos mecánicos e hidrodinámicos, con el propósito de reducir la posibilidad de la pérdida de vidas humanas, el daño ecológico, pérdidas económicas y el daño físico de las instalaciones durante su vida útil. Cubre consideraciones generales para el diseño así como la clasificación de los ductos de acuerdo a la zonificación y al tipo de fluido que transporta. Se indican las expresiones y los factores de seguridad que se deben utilizar para las diferentes solicitaciones a las que estará sujeta la línea. Incluye los criterios para la estabilidad hidrodinámica tanto en la fase de instalación como en la fase de operación, así como los parámetros oceanográficos que se deben utilizar de acuerdo a las diferentes regiones del Golfo de México.


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PÁGINA 8 DE 53 3. CAMPO DE APLICACIÓN.

Esta norma es aplicable en el diseño de líneas submarinas localizadas en el Golfo de México, en profundidades menores a 100 metros, en las zonas delimitadas por las coordenadas que se indican a continuación y que se muestran en la Figura 1. Coordenadas Geográficas.

• N18° 27’, W93° 18’, N18° 56’ y W92° 38’ (Litoral Tabasco).

• N18° 42’, W92° 38’, N20° 13’ y W91° 48’ (Sonda de Campeche).

• N21° 37’, W97° 51’, N23° 04’ y W97° 24’ (Zona Norte).

• N20° 30’, W97° 24’, N22° 01’ y W96° 46’ (Zona Norte).

• N20° 30’, W96° 53’, N20° 40’, W96° 39’, N20° 10’, W96° 14’ y N19° 59’, W96° 29’ (Zona Lankahuasa).

Coordenadas UTM.

• X = 468.322,63, Y = 2´039.999,20, X = 538.607,18, Y = 2´093.491,04 (Litoral Tabasco).

• X = 538.660,47, Y = 2´067.673,31, X = 625.360,65, Y = 2´235.911,64 (Sonda de Campeche).

• X = -2.395,47, Y = 2´398.244,64, X = 48.993,74, Y = 2´557.693,87 (Zona Norte).

• X = 40.864,77, Y = 2´272.995,36, X = 111.044,13, Y = 2´439.469,32 (Zona Norte).

• X = 94.845,32, Y = 2´271.626,40, X = 119.629,52, Y = 2´289.537,46, X = 161.996,13, Y = 2´233.215,22, X = 135.413,47, Y = 2´213.427,70 (Zona Lankahuasa).

Los lineamientos de diseño que se establecen en este documento aplican para la zonificación de líneas submarina que se indica en la figura 2.


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87° -86°

24°

22°

20°

18°

16°

-98° -97° -96° -95° -94° -93° -92° -91° -90° -89° -88°

N

E

S

W

Zona Norte

Sonda de Campeche

Litoral Tabasco

Figura 1. Zona de aplicación de la Norma.

4. ACTUALIZACIÓN. Las sugerencias para la revisión y actualización de esta norma, deben enviarse al Secretario del Subcomité Técnico de Normalización de PEP, quien debe programar y realizar la actualización de acuerdo a la procedencia de las mismas, y en su caso, a través del Comité de Normalización de PEMEX, procederá a inscribirla en el programa anual de Normalización de PEMEX. Sin embargo, esta norma se debe revisar y actualizar, al menos cada cinco (5) años o antes, si las sugerencias y recomendaciones de cambio lo requieren. Las propuestas y sugerencias deben dirigirse por escrito a: Pemex Exploración y Producción.

Subcomité Técnico de Normalización.

Bahía de Ballenas #5, Edificio “D”, Planta Baja.

Col. Verónica Anzures.

11311 México, D.F.

Teléfono directo: 19-44-92-86.

Conmutador:19-44-25-00, extensión: 3-26-90.

E.Mail: [email protected]

Lankahuasa


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DUCTO ASCENDENTE(ZONA “B”)

UNIONBRIDADA

CURVA DE EXPANSION(ZONA “B”)

LINEA REGULAR(ZONA “A”)

RAMAL(ZONA “A”)

30 METROS

CABEZAL

LINEAREGULAR(ZONA A)

LONGITUD DETRANSICIÒN

Figura 2. Zonificación de una línea submarina.

NOTA: En caso de no existir trampa de diablos, se considera línea submarina hasta las válvulas de bloqueo 2 y 3

LÍNEA DE PRODUCCIÓN

SALIDA DE PLATAFORMA

LÍNEA SUBMARINA

TUBERÍA DE PROCESO

2

1

3

TRAMPA DE DIABLOS


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PÁGINA 11 DE 53 5. REFERENCIAS. ISO 13623: 2000 Sistemas de tubería de transporte para industria del petróleo y gas natural.

ISO 14723: 2001 Válvulas para ductos marinos.

NRF-001-PEMEX-2000 Tubería de acero para recolección y transporte de hidrocarburos amargos

NRF-004-PEMEX-2003 Protección con recubrimientos anticorrosivos a instalaciones superficiales de ductos.

NRF-005-PEMEX-2000 Protección interior de ductos con inhibidores.

NRF-014-PEMEX-2001 Inspección y mantenimiento de líneas submarinas

NRF-026-PEMEX-2001 Protección con recubrimientos anticorrosivos para tuberías enterradas y/o sumergidas

NRF-030-PEMEX-2003 Diseño, construcción, inspección y mantenimiento de ductos terrestres para transporte

y recolección de hidrocarburos.

NRF-033-PEMEX-2003 Lastre de concreto para tubería de conducción.

NRF-047-PEMEX-2002 Diseño, instalación y mantenimiento de los sistemas de protección catódica

NRF-096-PEMEX-2004 Conexiones y accesorios para ductos de recolección y transporte de hidrocarburos

6. DEFINICIONES Y TERMINOLOGÍA.

Para los fines de este documento aplican las definiciones siguientes:

Abrazaderas.- Accesorio que sirve para soportar el ducto ascendente a la pierna de la plataforma.

Abrazadera ancla.- Accesorio que proporciona restricciones totales en cuanto a desplazamientos y giros en el ducto ascendente.

Abrazadera guía.- Accesorio que no proporciona restricción al desplazamiento en el eje longitudinal del ducto ascendente. Cabezal submarino.- Instalación terminal con preparaciones para conexiones a instalaciones superficiales.

Carrete de monitoreo.- Tramo de tubería con una junta de fabrica en su parte central y que sirve para identificar las lecturas de los diablos instrumentados. Claro libre.- Tramo o longitud de tubería que no se encuentra soportada por elementos que restrinjan su movimiento o por el suelo marino. Cruce submarino.- Lugar donde dos ductos marinos se cruzan en su ruta. Curva de expansión.- Tramo de tubería que conecta al ducto ascendente con la línea regular, cuya función es la de absorber desplazamientos producto de la expansión y movimientos de la plataforma (ver figura 2).

Defensa.- Estructura que se fija a la plataforma y protege al ducto ascendente contra impactos.


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PÁGINA 12 DE 53 Diablo.- Dispositivo o equipo que es insertado en el ducto para realizar funciones de limpieza e inspección del mismo. Ducto o Línea. Sistema de tubería con diferentes componentes tales como: válvulas, bridas, accesorios, espárragos, dispositivos de seguridad o alivio, entre otros, sujeto a presión y por medio del cual se transportan los hidrocarburos (Líquidos o Gases) y otros fluidos. Ducto ascendente.- Tramo de tubería que conecta la trampa de diablos o tubería de cubierta con la curva de expansión (ver figura 2). Equivalente.- Documento normativo nacional o extranjero (Norma, Código, Especificación, Estándar o Práctica Recomendada) que no es Norma Oficial Mexicana (NOM), Norma Mexicana (NMX), o Norma Internacional (ISO o IEC) y que contiene, como mínimo los parámetros y conceptos que se requieren evaluar y que se establecen como requisitos, además de valores y características (físicas, químicas, fisicoquímicas, mecánicas o de cualquier naturaleza) iguales o mejores a las del documento normativo al que hace referencia la presente norma. Esfuerzo. Es la relación entre la fuerza aplicada y el área de aplicación, se expresa en N/mm2 o lb/pulg2. Esfuerzo de cedencia mínimo especificado (SMYS). Es la resistencia a la cedencia mínima indicada por las especificaciones del fabricante de la tubería, en N/mm2 (lb/pulg2). Esfuerzo de Tensión Último Mínimo Especificado (SMTS). Es la resistencia última a la tensión indicada por las especificaciones del fabricante de la tubería, en N/mm2 (lb/pulg2). Fase de Instalación.- Es el periodo de tiempo comprendido desde el tendido de la línea submarina hasta el inicio del transporte del fluido. Fase de Operación.- Es el periodo de tiempo comprendido desde el inicio del transporte del fluido hasta el final de la vida útil de la línea submarina. Junta aislante. Accesorio que sirve para aislar eléctricamente a la tubería aérea de la sumergida Línea regular.- Sección de tubería comprendida entre las curvas de expansión (ver figura 2).

Pieza de Transición.- Sección de tubería de una longitud mínima igual a su diámetro y de la misma especificación de material del ducto, que se utiliza para unir tramos de espesores diferentes. Presión de diseño. Es la presión interna a la que se diseña el ducto y es igual a 1.1 veces la presión de operación máxima. Presión de operación máxima. Es la presión máxima a la que se espera que un ducto sea sometido durante su operación. Presión Hidrostática.- Es la presión por efecto de la columna hidrostática de agua medida desde el lecho marino al nivel medio del mar más el material de relleno sobre la tubería, en el caso de ductos enterrados. Presión Hidrodinámica.- Es la presión por efecto de la columna de agua correspondiente a las condiciones hidrodinámicas de mareas más el 70% de la columna hidrodinámica de agua debido al oleaje asociado al periodo de recurrencia del diseño aceptado.


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PÁGINA 13 DE 53 Presión Externa (Pext).- Es la suma de la presión hidrostática más la presión hidrodinámica. Presión Interna (Pint).- Es la presión generada en las paredes internas de la tubería por efecto del fluido transportado. Presión de Colapso (Pc).- Es la capacidad característica de la tubería en contra de una sobrepresión externa. Presión de Propagación (Pp).- Es la capacidad característica para continuar una propagación de pandeo a lo largo de la tubería. Ramal.- Línea secundaria que se conecta a un ducto principal (ver fig. 2). Solicitación. Carga de tipo estático o dinámico que actúa en el ducto y que debe ser considerada durante el diseño.

Tee de flujo radial.- Accesorio con inclusión de ranuras que permite el libre paso del diablo. Tubería de cubierta.- Tubería localizada en la cubierta de la plataforma a partir de la trampa de diablos o de la primera válvula de bloqueo sobre cubierta (ver figura 2). Trampa de diablos (Lanzador/Recibidor).- Equipo utilizado para fines de envío o recibo de diablos. Zona de Transición cercana a la plataforma.- Sección de tubería que forma parte de la curva de expansión, con una configuración de curvatura para conectar la línea regular (ver figura 2). 7. SÍMBOLOS Y ABREVIATURAS. AGA Sociedad Americana de Gas (American Gas Asociation) API Instituto Americano del Petróleo (American Petroleum Institute). ASME Sociedad Americana de Ingenieros Mecánicos (American Society of Mechanical Engineers). ASTM Sociedad Americana de Pruebas de Materiales (American Society of Testing Materials) CSS Categorías de Seguridad y Servicio. ERW Soldadura por Resistencia Eléctrica (Electric Resistance Welding). IEC Comisión Electrotécnica Internacional (International Electrotechnical Commission). ISO Organización Internacional de Estandarización (International Organization for Standarization). MBCPED Miles de Barriles de Crudo Pesado Equivalente Diario. NRF Norma de Referencia. PEMEX Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios. PEP Pemex Exploración y Producción. SAW Soldadura por Arco Sumergido (Submerged Arc Welding). SMTS Esfuerzo de Tensión Ultimo Mínimo Especificado del tubo (Specified Minimum Ultimate Tensile

Strength), en N/mm2 (lb/pulg2). SMYS Esfuerzo de Fluencia Mínimo Especificado de la tubería (Specified Minimum Yield Strength), en N/mm2

(lb/pulg2). σh Esfuerzo circunferencial debido a la presión del fluido, en N/mm2 (lb/pulg2). σl Esfuerzo longitudinal, en N/mm2 (lb/pulg2). τ Esfuerzo cortante, en N/mm2 (lb/pulg2). o Grados. ‘ Minutos


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PÁGINA 14 DE 53 8. DESARROLLO 8.1. Diseño de Líneas Submarinas. 8.1.1. Consideraciones para Diseño. Las líneas submarinas a excepción de los ramales, deben diseñarse para que se puedan hacer inspecciones con diablo instrumentado, seleccionando accesorios adecuados para tal efecto. 8.1.1.1. Bases de Usuario. El área usuaria de PEMEX que solicite el diseño de un sistema de ductos para la transportación de hidrocarburos, debe expedir las bases de usuario donde se indiquen las características técnicas y parámetros de calidad que el ducto debe cumplir. La mínima información que debe contener este documento es:

• Descripción de la obra. • Alcance del proyecto. • Vida útil de diseño. • Localización (llegada y salida). • Condiciones de operación. • Características del fluido a transportar. • Volumen a transportar. • Información sobre la trayectoria de la línea. • Requerimientos de inspección y mantenimiento. • Instrumentación y dispositivos de seguridad. • Norma de referencia NRF-001-PEMEX-2000 aplicable para las especificaciones de la tubería. • Normas y especificaciones a utilizarse en el proyecto.

Con esta información el diseñador debe elaborar las bases de diseño conforme se indica en el siguiente párrafo. El diseñador debe solicitar a PEMEX los estudios geotécnicos y geofísicos de la trayectoria de la línea. 8.1.1.2. Bases para Diseño. La información mínima que deben contener las bases de diseño y que debe elaborar el contratista, es la siguiente:

• Características físicas y químicas del fluido (información suministrada por el usuario). • Especificaciones del material de la tubería y componentes. • Presión y temperatura en condiciones normales y máximas de operación (información suministrada por

el usuario). • Condiciones de carga sobre el ducto durante su instalación, operación y mantenimiento. (Ver inciso

8.1.1.6). • Espesor adicional por corrosión. • Filosofía de operación. • Sistemas de protección para prevención de corrosión interior y exterior del ducto • Información geotécnica y geofísica del suelo. • Información meteorológica (Alturas y dirección de ola, velocidad y dirección de corriente y tormenta de

diseño). • Requerimientos adicionales de diseño para construcción, operación y mantenimiento. • Normas y especificaciones a utilizarse en el proyecto.


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PÁGINA 15 DE 53 8.1.1.3. Selección de la ruta. La ruta de una línea submarina debe seleccionarse tomando en cuenta la seguridad del personal, la protección del medio ambiente y la probabilidad de daño del ducto u otras instalaciones. Para su selección, se deben tomar en cuenta las siguientes consideraciones como mínimo:

• Tráfico de embarcaciones. • Actividad pesquera. • Instalaciones costafuera. • Líneas existentes. • Características del fondo marino (inestable, irregular y otros). • Accidentes, fallas o peligros potenciales (reporte geotécnico). • Actividad sísmica. • Obstrucciones. • Futuros desarrollos en el área y métodos de instalación aplicables. • Áreas ecológicamente sensibles y protegidas.

8.1.1.4. Estudios Geotécnico y Geofísico. Una vez definida la ruta del ducto, el contratista debe solicitar a PEMEX la información geotécnica y geofísica del corredor donde se pretenda construir el ducto. La información geotécnica debe incluir como mínimo lo siguiente:

• Clasificación del suelo • Densidad relativa en arenas. • Resistencia al corte no remoldeada y remoldeada, ambas no drenadas, para arcillas. • Angulo de fricción interna para arenas. • Módulo de elasticidad obtenido mediante pruebas de compresión simple y triaxial. • Peso volumétrico sumergido. • Contenido de agua. • Límites plástico y líquido.

8.1.1.5. Materiales. 8.1.1.5.1. Tubería. La tubería que se utilice en el diseño de ductos marinos debe cumplir con lo establecido en la norma de referencia NRF-001-PEMEX-2000, tanto para servicio de hidrocarburos amargos como no amargos. 8.1.1.5.2. Accesorios. Las bridas, conexiones soldables, espárragos, tuercas, empaques y demás accesorios utilizados en las líneas submarinas de transporte de hidrocarburos, deben satisfacer los requisitos de composición química, capacidad mecánica, fabricación, componentes y calidad indicados en la NRF-096-PEMEX-2004 “Conexiones y accesorios para tuberías de transporte y recolección de hidrocarburos”. Las válvulas deben cumplir con lo indicado en la especificación ISO 14723 “Válvulas para ductos marinos”. El uso de las bridas de desalineamiento y las tees de flujo queda a criterio del diseñador y sus especificaciones y características deben estar conforme a catalogo del fabricante y adecuados para el servicio. 8.1.1.6. Solicitaciones. Deben identificarse y tomarse en cuenta en el diseño de líneas submarinas, todas las cargas que pueden causar o contribuir a una falla en el ducto, considerando al menos las siguientes: 8.1.1.6.1. Presión. Los ductos deben diseñarse para soportar una presión interna de diseño, la cual debe ser igual a 1.1 veces la presión de operación máxima (Pom). Debe considerarse en el diseño el diferencial positivo máximo posible entre la presión interna de diseño y la presión externa.


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PÁGINA 16 DE 53 8.1.1.6.2. Cargas vivas. Incluyen el peso del fluido transportado y cualquier otro material externo como crecimiento marino, que se encuentre adherido al ducto. 8.1.1.6.3. Cargas muertas. Se deben considerar las cargas muertas impuestas al ducto, las cuales incluyen el peso propio del tubo, componentes o accesorios, recubrimientos y colchón de suelo en caso de existir y presión externa. Las cargas muertas son de especial importancia cuando se tengan tramos de tubería sin soportar. 8.1.1.6.4. Cargas dinámicas. El diseño debe considerar las cargas dinámicas y los esfuerzos que éstas producen en la tubería. Estas incluyen impacto, vibración debida a los vórtices generados por la corriente, oleaje, sismo, movimiento del suelo. 8.1.1.6.5. Incremento de presión por expansión del fluido. El diseño debe tomar en cuenta el incremento de presión ocasionado por el calentamiento del fluido transportado. 8.1.1.6.6. Cargas por contracción y expansión térmica. Se deben tomar las medidas necesarias para considerar los efectos por expansión y contracción térmica en los sistemas de tubería. 8.1.1.6.7. Interacción suelo-tubo. En el diseño debe considerarse la interacción entre el suelo del lecho marino y la tubería, para determinar los desplazamientos longitudinales y las deformaciones de ésta última. La interacción suelo-tubo depende de las características del suelo (resistencia al corte y propiedades de deformación), la tubería (peso sumergido, diámetro y rugosidad de la superficie) y las cargas. 8.1.1.7. Ducto ascendente. El ducto ascendente debe ser instalado por la parte exterior de la plataforma y estar apoyado en la misma por medio de abrazaderas (anclas y guías), las cuales deben diseñarse para la combinación de cargas crítica, se debe evitar colocar ductos ascendentes en el área tanto de pozos como de cunetas de deslizamiento. En caso de ser necesaria la colocación de más de dos ductos ascendentes en una misma pierna, se debe realizar los análisis de cargas correspondientes. Tanto en las anclas como en las guías se debe colocar un material aislante contra la corrosión entre el ducto ascendente y la abrazadera, para evitar contacto entre los metales. La separación y diseño de las abrazaderas debe definirse con base al análisis estructural considerando: peso propio, presión, temperatura y fuerza producida por oleaje y corriente y un análisis por vorticidad, tanto para la fase de instalación como de operación. Se debe colocar un sistema de encamisado para atenuar la temperatura en la zona de mareas y oleaje, la cual debe extenderse 4.00 metros en la parte aérea y 3.00 metros en la parte sumergida considerando el Nivel Medio del Mar (NMM). Dicha camisa debe ser de material metálico o no metálico conforme a la ingeniería del proyecto con la finalidad de evitar o reducir al mínimo la transferencia de la temperatura de operación del ducto, el espacio anular entre la camisa metálica y el ducto ascendente debe rellenarse con un material termoaislante probado y certificado. La unión entre el ducto ascendente y la curva de expansión debe diseñarse de tal forma que sea una conexión sencilla pero que asegure hermeticidad e integridad estructural bajo las condiciones de carga especificadas. El ducto ascendente se debe proteger contra impactos de embarcaciones (lanchas de pasaje o abastecedores) con una estructura fija a la plataforma en la zona de mareas y oleaje, fabricada con acero ASTM A36, API 5L Grado B o equivalente. 8.1.1.8. Curva de expansión. El diseño de la curva de expansión debe garantizar la flexibilidad suficiente para absorber las cargas en condiciones generadas durante la operación y en condiciones de tormenta de la plataforma, pudiendo tener la configuración de una Z o de una L. Los cálculos de la expansión deben considerar la interacción entre el ducto y el suelo marino. La curva de expansión incluye un tramo de tubería


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PÁGINA 17 DE 53 recta superficial al lecho marino de 30 metros después del último codo horizontal, más una longitud de transición donde inicia el enterrado hasta unirse con la línea regular. Está longitud de transición, se debe obtener mediante el radio de curvatura permisible para no exceder el 18% del SMYS. Se deben diseñar elementos atiesadores para la curva de expansión, y el plano de ingeniería debe indicar con una nota que éstos deben retirarse una vez instalada y conectada la misma con el ducto ascendente y la línea regular. 8.1.1.9. Conexiones, accesorios, bridas y válvulas. Todas las conexiones, accesorios, bridas y válvulas de preferencia deben tener el mismo diámetro interno de la tubería. Asimismo todas las válvulas deben ser de paso completo. En caso de que sean diferentes los diámetros internos de la tubería y de la conexión, accesorio o válvula a unir, el diseño de la unión soldada debe hacerse de acuerdo a lo indicado en la sección 8.2.12.5 de la NRF-030-PEMEX-2003 “Diseño, construcción, inspección y mantenimiento de ductos terrestres para transporte y recolección de hidrocarburos”. Si el esfuerzo de cedencia del accesorio es diferente al de la tubería, el material de soldadura debe tener propiedades mecánicas por lo menos iguales al elemento de mayor resistencia. Los empaques de las bridas deben resistir tanto la presión máxima como las fuerzas de instalación a las que estarán expuestas. El contratista debe realizar el estudio de la filosofía de operación de la línea, para determinar la necesidad de colocar válvulas de seccionamiento en lugares en que las condiciones de operación y mantenimiento así lo requieran. Las válvulas que se instalen en el fondo marino deben protegerse con una estructura metálica fabricada en acero ASTM A53 Grado B, API 5L Grado B o equivalente para evitar que sean dañadas por anclas. Se deben colocar válvulas de paro de emergencia de tal manera que la línea opere con seguridad y que se puedan evitar daños tanto al medio ambiente como a las instalaciones en caso de emergencia. Las válvulas deben estar en lugares accesibles y protegidas con una estructura metálica fabricada en acero ASTM A53 Grado B, API 5L Grado B o equivalente, localizadas preferentemente entre el ducto ascendente y la trampa de diablos o conexión a tubería de proceso. 8.1.1.10. Carrete de monitoreo y pieza de transición. A cada kilómetro se debe colocar un carrete de monitoreo para efecto de identificar la localización de las lecturas de los diablos instrumentados. Dicho carrete consiste de un tramo de tubería con una junta de fábrica a la mitad del mismo, la cual no debe llevar relleno de poliuretano ni fleje con aluminio, únicamente se debe aplicar recubrimiento anticorrosivo con el objeto de facilitar su localización. La pieza de transición para unir línea regular y curva de expansión, debe ser de longitud mínima igual a un diámetro. Debe tener un espesor de pared igual al de mayor espesor y con extremos biselados. La pieza de transición únicamente se utilizará cuando la diferencia de espesores de pared entre las tuberías a unir sea mayor de 2.38 mm (3/32 pulg). Las piezas de transición se fabricarán con la misma especificación de material de la tubería. 8.1.1.11. Trampas de diablos. Los componentes del paquete y las dimensiones requeridas para las trampas de recibo y envío de diablos deben cumplir con lo indicado en el Anexo D de la NRF-030-PEMEX-2003 “Diseño, construcción, inspección y mantenimiento de ductos terrestres para transporte y recolección de hidrocarburos”, además de considerar en el diseño que estos componentes deben estar soportados sobre un patín estructural. La ubicación de la trampa debe ser tal que la cubeta quede orientada hacia fuera de la plataforma.


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PÁGINA 18 DE 53 8.1.1.12. Separación mínima entre líneas regulares. La distancia mínima que debe existir entre dos líneas submarinas con ruta paralela, es de 20 metros.

8.1.1.13. Lastre de concreto. Se debe efectuar un análisis de estabilidad hidrodinámica conforme al inciso 8.1.4 para determinar un espesor de lastre de concreto. En el caso de las curvas de expansión, éstas deben llevar lastre de concreto hasta donde inicia el codo vertical para subir a la plataforma. El espesor mínimo del lastre de concreto es de 25.4 milímetros (1 pulg) con una tolerancia máxima de +6.35 mm (0.25 pulg), y las características del concreto deben cumplir con los requisitos establecidos en la NRF-033-PEMEX-2003 “Lastre de concreto para tubería de conducción”. 8.1.1.14. Enterrado del ducto. Los ductos deben colocarse en una trinchera en el lecho marino para protegerlos contra las fuerzas hidrodinámicas y contra daños externos. La capa de protección sobre la tubería, debe ser mínimo de 1.00 m. La estabilidad hidrodinámica debe ser revisada para la fase de instalación. Unicamente en aquellos casos en los cuales no sea posible el enterrado de la línea, por ejemplo una longitud muy corta o que existan instalaciones cercanas que no permitan el enterrado, se permitirá que la línea se instale superficialmente, en cuyo caso se revisará la estabilidad hidrodinámica para la fase de operación de acuerdo a 8.1.4. Las líneas que lleguen a la costa, en caso de no existir estudios particulares del sitio, se deben enterrar con un espesor de suelo sobre la tubería mínimo de 3.00 m. a partir de tirantes de agua de 5.00 m de profundidad hasta la línea de playa. 8.1.1.15. Crecimiento marino. Debe tomarse en cuenta el efecto del crecimiento marino duro, alrededor del ducto ascendente para fines de análisis de vorticidad y cargas en condiciones de tormenta, el cual debe considerarse como el promedio de las mediciones registradas en los últimos cinco reportes de inspección para diferentes alturas en el ducto. En caso que no se cuente con esta información, se debe tomar un espesor de 2.5 cm (1 pulg), lo cual también aplica para ductos nuevos. 8.1.1.16. Cruces. En un cruce, la separación vertical mínima, de paño a paño considerando el lastre de concreto, entre dos tuberías debe ser de 1.00 m. El ángulo entre dos líneas que se cruzan debe ser lo más cercano a 90º preferentemente no menor a 30º. En la zona de curvas de expansión no se permite que las tuberías queden encimadas. De preferencia, previo análisis de factibilidad, se debe aumentar el nivel de enterrado del ducto existente, de tal manera que se cumpla con la separación mínima entre paño y paño, y cumplir con el requerimiento de 1.0 m de enterrado de la línea nueva. Entre las dos líneas se debe colocar un elemento protector a base de sacos de arena-cemento o malla lastrada, para asegurar dicha separación. La configuración final de la línea existente, debe garantizar un nivel de esfuerzo equivalente no mayor del 90% del SMYS. En caso de presentarse limitaciones para bajar la línea existente, se puede realizar el cruce con radio de curvatura o mediante el diseño de una pieza puente formada por codos y tramos rectos, de tal manera que exista la separación mínima de 1.00 m entre las dos líneas. En el caso de pieza puente, se debe colocar una cama de sacos de arena-cemento o malla lastrada para que se apoyen ambos codos (inicio y término de la pieza puente), así como entre las dos líneas y arriba de la pieza puente, de tal manera que el fluido que se transporta no provoque levantamientos de la misma. Se debe realizar un análisis hidráulico detallado para definir el efecto que tendrá ésta en el comportamiento del fluido. Los codos utilizados en la pieza puente deben ser mínimo de 3 diámetros de radio de tal manera que se permita el paso del diablo instrumentado. Para el caso de radio de curvatura, la configuración final de la línea, debe ser tal que el radio mínimo, bajo ninguna circunstancia genere esfuerzos mayores a un 18% del esfuerzo de cedencia mínimo especificado, se debe colocar apoyos intermedios a base de sacos de arena-cemento o malla lastrada.


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PÁGINA 19 DE 53 8.1.1.17. Claros libres. Se debe limitar la longitud de los claros libres tanto en la línea regular como en el ducto ascendente, de tal manera que siempre se cumpla con los esfuerzos circunferenciales y longitudinales permisibles, así como con los criterios de pandeo, vorticidad y fatiga indicados en este documento. Para efectos de análisis, se debe considerar como mínimo lo siguiente:

• Condiciones de soporte (frontera) en los extremos. • Interacción con claros adyacentes. • Vibraciones inducidas por viento, oleaje y corriente. • Tensión en la tubería. • Erosión del suelo adyacente a la tubería. • Depresión del lecho marino

8.1.1.18. Vorticidad. La vorticidad debida al flujo transversal del agua de mar actuando en un tramo libre induce oscilaciones tanto normales como perpendiculares al vector de flujo, pudiéndose presentar oscilaciones de gran amplitud (resonancia) si la frecuencia de la vorticidad se encuentra cercana a la frecuencia natural de vibración del claro libre. La frecuencia de vorticidad debe obtenerse con la siguiente expresión:

DStVfv = 1

donde: fv Frecuencia de vorticidad, Hz. St Número de Strouhal = 0.2 V Velocidad del flujo perpendicular al eje de la tubería, m/seg (pie/seg). D Diámetro externo total incluyendo el crecimiento marino, m (pie).

Para el cálculo de la velocidad del flujo se debe considerar la altura de ola máxima para Zona B y altura de ola significante para Zona A. La vorticidad debe revisarse para periodos de retorno de 10 y 100 años. La frecuencia de excitación por vorticidad no debe estar dentro del rango de 0.8Fn y 1.2Fn, siendo Fn la frecuencia natural de la tubería, la cual se obtiene de la siguiente expresión:

2/1

e2claro m

EIL

CFn ⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛= 2

donde: C Constante que depende de las condiciones de apoyo. = π/2 Para tramos simplemente apoyados y 3.50 para tramos restringidos. Lclaro Longitud del claro, cm (pulg). E Modulo de elasticidad del acero, kg/cm2 (lb/pulg2). I Momento de inercia del acero, cm4 (pulg4). me Masa efectiva por unidad de longitud kg/cm (slug/pie).

Para la determinación de los rangos de velocidad donde pueden ocurrir oscilaciones producidas por la vorticidad, se deben utilizar los siguientes dos parámetros:


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FnDVVr = 3

2e

Dm2

Ksρ

δ= 4

donde: Vr Velocidad reducida, m/seg (pie/seg). Fn Frecuencia natural de la tubería, Hz. Ks Parámetro de estabilidad. δ Decremento logarítmico del amortiguamiento estructural. ρ Densidad del agua, kg/m3 (slug/pie3).

La masa efectiva por unidad de longitud de tubería se obtiene de la expresión:

( ) g/WCWWWWWm amclcmrte +++++= 5

donde: Wt Peso del tubo, (kg/m) (Lb/pie). Wr Peso del recubrimiento anticorrosivo, (kg/m) (Lb/pie). Wcm Peso del crecimiento marino, (kg/m) (Lb/pie). Wl Peso del lastre de concreto, (kg/m) (Lb/pie). Wc Peso del contenido, (kg/m) (Lb/pie). Wa Peso del agua, (kg/m) (Lb/pie). Cm Coeficiente de masa agregada de acuerdo a la figura 3. g Gravedad, m/seg2 (pie/seg2).

8.1.1.18.1. Oscilaciones en dirección paralela con el vector velocidad. La vorticidad puede generar oscilaciones que hagan entrar en resonancia al tubo cuando se tengan valores de Vr entre 1.0 y 3.5 y de Ks ≤ 1.8. 8.1.1.18.2. Oscilaciones en dirección perpendicular con el vector velocidad. Pueden ocurrir oscilaciones perpendiculares al vector velocidad cuando Ks ≤ 16 y cuando Vr se encuentra entre los valores máximo y mínimo definidos en la figura 4. En caso de obtenerse valores de Vr y Ks como los indicados en 8.1.1.18.1 y 8.1.1.18.2, se debe modificar la separación de las abrazaderas (ducto ascendente) o reducir los claros libres (tubería submarina).


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Figura 3. Valores recomendados para el coeficiente de masa agregada, Cm para tubería. 8.1.1.19. Fatiga. En línea regular y ducto ascendente, dependiendo de la longitud de los claros libres que se encuentren sometidos a cargas cíclicas producto de vibraciones por vorticidad, cargas hidrodinámicas, variación cíclica de presión y temperatura, entre otros, se debe realizar un análisis por fatiga. En el caso general donde se presenta variación de esfuerzos debido a la fluctuación de la amplitud de cargas cíclicas, puede utilizarse la hipótesis de daño lineal o Regla de Miner, la cual considera un histograma de esfuerzos en función de las amplitudes de carga. La vida de diseño por fatiga calculada con este método, debe ser al menos 10 veces la vida útil. El criterio de fatiga entonces se expresa como:

10.0Nn

Ds

1i i

iFAT ≤= ∑

=

6

donde: DFAT Daño acumulado por fatiga. ni Número de ciclos sostenidos en la i esima amplitud de esfuerzo. Ni Número de ciclos a la falla en la i esima amplitud de esfuerzo. i Número de amplitud de esfuerzo i = 1,…s.

0 0 0.5 1.0 1.5 2.0 2.5 3.0 3.5

1.0

2.0

3.0

2.29

Cm

H

D

0

0

H/D


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Figura 4. Velocidad Reducida vs. Número de Reynolds. 8.1.1.20. Expansión y flexibilidad. Se debe revisar los esfuerzos por expansión y flexibilidad en zonas críticas como son: ducto ascendente, curva de expansión, cruces, interconexiones y otros. El esfuerzo equivalente se debe calcular usando la siguiente expresión con base al esfuerzo combinado de Von Mises.

2lh

2l

2heq 3τ+σσ−σ+σ=σ 7

donde: σh Esfuerzo circunferencial debido a la presión del fluido, en N/mm2 (lb/pulg2). σl Esfuerzo longitudinal, en N/mm2 (lb/pulg2). τ Esfuerzo cortante, en N/mm2 (lb/pulg2).

El esfuerzo equivalente máximo no debe exceder:

SMYSfeqeq ≤σ 8 Donde feq es el factor de diseño de esfuerzo equivalente. feq = 1.0 (Instalación) feq = 0.90 (Operación) 8.1.1.21. Conexiones ramal. Las conexiones ramal y cabezales submarinos deben diseñarse como Zona A, formando parte de la línea regular, de acuerdo a la figura 2, éstas deben construirse siempre en la Zona A, ser superficiales y llevar acolchonamientos dependiendo del estudio de estabilidad hidrodinámica. Para garantizar una flexibilidad suficiente con el fin de absorber los desplazamientos producidos por efecto de expansión, se debe considerar la instalación de una curva de expansión, la cual debe estar compuesta por codos de radio largo.

3.003.504.004.505.005.506.00

1.E+04 1.E+05 1.E+06 1.E+07

Número de Reynolds Re

Vr

Máximo para movimiento perpendicular del flujo

Mínimo para movimiento perpendicular del flujo


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PÁGINA 23 DE 53 Las conexiones ramal se deben hacer por medio de tes de flujo, deben cumplir con la norma de referencia NRF-096-PEMEX-2004 “Conexiones y accesorios para ductos de recolección y transporte de hidrocarburos”, y llevar válvulas para garantizar las condiciones de operación y seguridad, además de jaulas de protección. 8.1.1.22. Análisis hidráulico. Debe realizarse un análisis hidráulico para garantizar que bajo las condiciones críticas de operación, la línea mantenga un adecuado comportamiento mecánico-estructural durante su vida de servicio. 8.1.1.23. Corrosión. 8.1.1.23.1. Corrosión Externa. Las tuberías y accesorios que conforman el ducto marino y que se encuentren sumergidas, deben contar con sistemas que minimicen la corrosión externa, los cuales deben ser los siguientes: 8.1.1.23.1.1. Recubrimiento anticorrosivo. La selección de los sistemas de recubrimiento a utilizarse en la línea regular, curva de expansión y ducto ascendente hasta la zona de mareas y oleaje, debe tomar en cuenta tanto el medio donde serán instalados como vida útil de diseño especificada en las bases de usuario. El recubrimiento anticorrosivo seleccionado debe cumplir con lo indicado en la NRF-026-PEMEX-2001 “Protección con recubrimientos anticorrosivos para tuberías enterradas y/o sumergidas”. Para la zona atmosférica, comprendida entre la zona de mareas y oleaje y la trampa de diablos, el recubrimiento anticorrosivo que se debe aplicar debe cumplir con lo indicado en la Tabla 8.1, sistema genérico numero 2 (Inorgánico de Zinc y epóxico catalizado de altos sólidos y/o poliuretano) de la NRF-004-PEMEX-2003 “Protección con recubrimientos anticorrosivos a instalaciones superficiales de ductos” y la Tabla C-1 del Anexo C de esta norma de referencia. 8.1.1.23.1.2. Protección catódica. Todas las líneas submarinas deben tener un sistema de protección catódica para proteger adecuadamente al sistema ante los efectos corrosivos que pudieran presentarse debido a una falla del recubrimiento anticorrosivo durante su aplicación o durante la instalación y operación de la línea. El diseño e instalación de los sistemas de protección catódica debe hacerse de acuerdo a lo indicado en la NRF-047-PEMEX-2002 “Diseño, instalación y mantenimiento de los sistemas de protección catódica”. La protección catódica debe hacerse utilizando ánodos galvánicos de aluminio y debe diseñarse para toda la vida útil de la línea. Para garantizar la eficiencia de la protección catódica de las tuberías submarinas se debe cumplir, como mínimo, con uno de los criterios siguientes:

a) Un potencial de protección tubo/suelo (catódico) mínimo de –800 milivolts, medido respecto de un electrodo de referencia de plata/cloruro de plata (Ag/AgCl) para líneas superficiales sobre el fondo marino.

b) Un potencial de protección tubo/suelo (catódico) de –900 milivolts, cuando el área circundante de la tubería se encuentre en condiciones anaeróbicas y estén presentes bacterias sulfato-reductoras (líneas enterradas).

Los sistemas submarinos que se conecten con otras líneas existentes, deben tener sistemas de protección catódica compatibles. En tubería lastrada, el espesor del ánodo debe ser igual o menor al espesor del lastre de concreto. Para la construcción, los ánodos deben ser del tipo brazalete y estar soldados para la continuidad eléctrica con la tubería. En tubería sin lastrar, los ánodos deben protegerse adecuadamente en sus extremos para evitar daños durante el tendido.


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PÁGINA 24 DE 53 Se debe colocar como mínimo un ánodo de sacrificio en la curva de expansión y otro en el ducto ascendente, aunque la cantidad total debe ser definida por el diseño del sistema de protección. En la zona aérea, arriba de la abrazadera ancla se debe colocar la junta aislante para seccionar eléctricamente a la tubería submarina de la estructura de la plataforma o de las instalaciones terrestres, en cumplimiento a las secciones 8.1.4 y 8.2.2 de la NRF-047-PEMEX-2002 “Diseño, instalación y mantenimiento para los sistemas de protección catódica” y cumplir con lo indicado en la sección 8.6 de la NRF-096-PEMEX-2004 “Conexiones y accesorios para ductos de recolección y transporte de hidrocarburos”. 8.1.1.23.2. Corrosión interna. Las líneas submarinas para transporte de hidrocarburos líquidos o gaseoso y otros servicios que contengan agentes agresivos o corrosivos, deben contar con sistemas para protección interior de ductos a base de inhibidores de corrosión, así como el equipo y dispositivos para su integración al ducto. Los sistemas para protección interior de ductos a base de inhibidores de corrosión considerados por diseño, deben cumplir los requisitos establecidos para tal efecto en la NRF-005-PEMEX-2000 “Protección interior de ductos con inhibidores”. 8.1.2. Clasificación de ductos marinos. Se establecen tres Categorías de Seguridad y Servicio (CSS) para diseño de una línea submarina, en función del tipo de fluido, la zonificación y el volumen de producción transportado; para considerar el factor de diseño adecuado, el cual incluye las condiciones de riesgo de la línea submarina. Dichas categorías son: Muy alta, Alta y Moderada.

La zonificación de una línea submarina se define de la siguiente manera (ver figura 2):

• Zona A Comprende la línea regular y ramales.

• Zona B Comprende el ducto ascendente y curva de expansión.

Con relación al tipo de fluido que transporta se deben considerar dos grupos:

• Gas Gases inflamables y/o tóxicos además de mezclas de hidrocarburos (oleogasoductos).

• Líquido Líquidos inflamables y/o tóxicos.

La categorización de una línea especifica que transporta gas o mezcla de crudo y gas, se debe obtener estimando un volumen en Miles de Barriles de Crudo Pesado Equivalente Diario (MBCPED) de acuerdo al Anexo B. Esta categorización puede ser elevada a una categoría mayor con base en una estimación cuantitativa de riesgo y consecuencias de falla.

8.1.2.1. Ductos que transportan gases inflamables y/o tóxicos. Las CSS para líneas submarinas que transportan gases inflamables y/o tóxicos se deben seleccionar de acuerdo a lo indicado en la tabla 1.


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NIVEL DE PRODUCCION ZONA A ZONA B

0 - 300 MBCPED ALTA MUY ALTA

Tabla 1. Categorías de Seguridad y Servicio para líneas submarinas que transportan gases inflamables y/o tóxicos.

8.1.2.2. Ductos que transportan líquidos inflamables y/o tóxicos. Las CSS para líneas submarinas que transportan líquidos inflamables y/o tóxicos se deben seleccionar de acuerdo a lo indicado en la tabla 2.

NIVEL DE PRODUCCION ZONA A ZONA B

0 - 100 MBCPED MODERADA MODERADA 101 – 1000 MBCPED MUY ALTA ALTA

Tabla 2. Categorías de Seguridad y Servicio para líneas submarinas

que transportan líquidos inflamables y/o tóxicos. 8.1.2.3. Ductos que transportan fluidos no inflamables y no tóxicos. En líneas que transporten fluidos que no sean inflamables y no tóxicos (agua, nitrógeno y otros), deben categorizarse con la clasificación Moderada. 8.1.3. Efectos Mecánicos. 8.1.3.1. Presión Interna. La tubería y sus componentes deben diseñarse para una presión interna de diseño (Pint), la cual no debe ser menor a la presión de la carga hidrostática en cualquier punto del ducto en una condición estática. La capacidad permisible por presión interna para diseño de líneas submarinas que transportan líquido o gas, está dada por la siguiente expresión:

)tD(f)SMTS(t2

Pi Pb

−= 9

donde:

Pi Capacidad permisible por presión interna, en N/mm2 (lb/pulg2).

Zona A

Pi = Pint – Pext 10 Zona B

Pi = Pint 11

Pint Presión interna de diseño, en N/mm2 (lb/pulg2). Pext Presión externa hidrostática actuante en la tubería, en N/mm2 (lb/pulg2). D Diámetro exterior nominal del tubo, en mm (pulg). t Espesor de pared de acero del tubo por presión interna, en mm (pulg).


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SMTS Esfuerzo de Tensión Ultimo Mínimo Especificado del tubo (Specified Minimum Ultimate Tensile Strength), en N/mm2 (lb/pulg2).

fPb Factor para diseño por presión interna indicado en la Tabla 3.

ZONA A ZONA B Contenido MODERADA ALTA MUY ALTA MODERADA ALTA MUY ALTAGas No Aplica 0.60 No Aplica No Aplica No Aplica 0.44

Crudo 0.63 No Aplica 0.57 0.52 0.47 No Aplica

Tabla 3. Factores para diseño por presión interna (fPb).

8.1.3.1.1. Espesor mínimo requerido. El espesor mínimo de pared requerido para soportar los esfuerzos producidos por presión interna se determina mediante la siguiente expresión:

tr = t + tc 12

donde:

tr Espesor mínimo requerido por presión interna, en mm (pulg.). t Espesor de diseño por presión interna (Ver 8.1.3.1.1.1), en mm (pulg.). tc Tolerancia por corrosión (Ver 8.1.3.1.1.2), en mm (pulg.).

Para el caso de diseño de líneas submarinas, el espesor comercial debe seleccionarse a partir del espesor mínimo requerido (tr). A éste espesor comercial se debe restar el porcentaje por tolerancia de fabricación (ver 8.1.3.1.1.3), esta diferencia debe ser mayor o igual al mínimo requerido. En caso contrario debe seleccionarse el inmediato superior que se fabrique.

tr ≤ tcom - tfab 13

donde: tcom Espesor comercial para presión interna, en mm (pulg.). tfab Tolerancia por fabricación (Ver 8.1.3.1.1.3), en mm (pulg.).

8.1.3.1.1.1. Espesor de diseño. El espesor de diseño (t) por presión interna se calcula utilizando las expresiones 9 a 11. 8.1.3.1.1.2. Tolerancia por corrosión. Se debe utilizar un margen de corrosión con base en resultados estadísticos en el manejo del producto que se va a transportar, información que debe ser proporcionada por PEMEX. De no contar con dicha información se debe utilizar un espesor adicional de 0.159 mm (6.25 milésimas de pulgada) por año para línea regular (Zona A), y de 0.254 mm (0.01 pulgadas) por año para ducto ascendente (Zona B). Adicionalmente, debe considerarse el estudio y diseño del sistema de protección catódica respectivo, así como los sistemas de protección anticorrosiva con recubrimientos para las zonas sumergida y atmosférica, además de la protección anticorrosiva interior mediante inhibidores de corrosión cuando el fluido manejado lo amerite, con base a las condiciones de operación y resultados estadísticos de sistemas semejantes y a la posible integración con otras instalaciones.


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PÁGINA 27 DE 53 8.1.3.1.1.3. Tolerancia por fabricación. El espesor de tolerancia por fabricación, se debe obtener en función de los valores de porcentaje de tolerancia que se muestran en la Tabla 4.

DIÁMETRO EXTERIOR cm (pulg) Y TIPO DE TUBERÍA

PORCENTAJE DE TOLERANCIA (%) GRADO X42 O MAYOR

7.29 (2.875) y menores con y sin costura. 12.5 Mayores que 7.29 (2.875) pero menores que 50.8 (20.0) con y sin costura. 12.5

50.8 (20.0) y mayores con costura. 8.0 50.8 (20.0) y mayores sin costura. 10.0

Tabla 4. Porcentaje de tolerancia por fabricación en el espesor de pared.

8.1.3.2. Revisión de espesor por otras condiciones. El espesor de pared requerido por presión interna, debe ser el adecuado para soportar otros posibles efectos, producto de las solicitaciones a las cuales podría estar sujeto el ducto durante la instalación u operación, incluyendo expansión y flexibilidad, considerando lo siguiente:

a) Instalación: t = tcom – tfab 14 b) Operación: t = tcom – tfab – tc 15

donde: t Espesor utilizado para la revisión por otros efectos, en mm (pulg.). tcom Espesor comercial obtenido para presión interna, en mm (pulg.). tfab tolerancia por fabricación (Ver 8.1.3.1.1.3), en mm (pulg.). tc tolerancia por corrosión (Ver 8.1.3.1.1.2), en mm (pulg.).

8.1.3.2.1. Tensión longitudinal (Tu). Para fines de considerar este efecto se debe tomar en cuenta los esfuerzos longitudinales que se presenten en la fase de instalación u operación. La capacidad del ducto a tensión longitudinal está dada por la siguiente expresión:

As1.1SMYS Tu = 16 donde:

Tu Tensión longitudinal última, en N (Lbs). SMYS Esfuerzo de Fluencia Mínimo Especificado de la tubería (Specified Minimum Yield Strength), en

N/mm2 (lb/pulg2). As Área nominal de la sección transversal de acero de la tubería, en mm2 (pulg2).

La capacidad permisible de tensión longitudinal (Tcp) se debe calcular utilizando cualquiera de las siguientes expresiones dependiendo de las fases de diseño:

T 0.62 Tcp = (Fase de Instalación) 17 T 0.56 Tcp = (Fase de Operación) 18

donde Tcp en N (Lbs).


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PÁGINA 28 DE 53 8.1.3.2.2 Presión Externa. Durante las fases de Instalación y Operación, los ductos marinos están sujetos a condiciones de presión externa. El diferencial de presión con respecto a la presión interna actuando en la tubería, puede causar el colapso del ducto. Debe realizarse una revisión de los efectos de presión de colapso y propagación de pandeo para garantizar una adecuada resistencia de la tubería tomando en cuenta las variaciones de las propiedades geométricas, ovalamiento, esfuerzos y presiones externas (Pext). 8.1.3.2.2.1. Presión de Colapso (Pc). La capacidad a presión neta de colapso (Pc) se debe calcular mediante la expresión:

⎟⎠

⎞⎜⎝

⎛⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛=

⎥⎥

⎦

⎤

⎢⎢

⎣

⎡

⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛tD f

PP

2 1 - PP

1 - PP

oy

C2

y

C

e

C 19

donde:

Pc Presión de colapso, en N/mm2 (lb/pulg2).

Py Presión de fluencia por colapso D

t(SMYS) 2 = 20

Pe Presión elástica por colapso 3

Dt

² - 1E 2 ⎟

⎠⎞

⎜⎝⎛

υ= 21

fo factor de ovalización minmax

minmax

D DD - D

+

= 22

SMYS Esfuerzo de Fluencia Mínimo Especificado de la tubería (Specified Minimum Yield Strength), en

N/mm2 (lb/pulg2). E Módulo de elasticidad del acero de la tubería, en N/mm2 (lb/pulg2). ν Relación de Poisson = 0.30 para el acero D Diámetro nominal del tubo, en mm (pulg). Dmax Diámetro máximo de la sección transversal de la tubería, en mm (Pulg). Dmin Diámetro mínimo de la sección transversal de la tubería, en mm (Pulg). t Espesor de pared del tubo conforme al inciso 8.1.3.2, en mm (pulg).

La capacidad permisible de la tubería sometida a presión externa se debe calcular con la expresión:

cCDE P 0.70 P = 23

donde:

PCDE Capacidad permisible de presión de colapso en línea submarina, en N/mm2 (lb/pulg2).

La presión de colapso permisible calculada con la expresión 23, debe garantizar que:

PCDE > Pext - Pint 24


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PÁGINA 29 DE 53 8.1.3.2.2.2. Propagación de Pandeo (Pp). La presión de propagación en líneas se debe calcular con la siguiente expresión:

Dt34

SMYSP 5.2

p⎟⎠

⎞⎜⎝

⎛= 25

donde: Pp Presión de propagación, en N/mm2 (lb/pulg2). SMYS Esfuerzo de Fluencia Mínimo Especificado de la tubería (Specified Minimum Yield Strength), en

N/mm2 (lb/pulg2). t Espesor de pared del tubo calculado de acuerdo a 8.1.3.2, en mm (pulg). D Diámetro nominal del tubo, en mm (pulg).

La capacidad permisible de la tubería ante el efecto de propagación de pandeo se debe calcular con la expresión:

0.73P P ppc = 26 donde:

Ppc Capacidad permisible por presión de propagación, en N/mm2 (lb/pulg2).

La presión de propagación permisible calculada con la expresión 26, debe garantizar que:

Ppc > Pext - Pint 27 En el caso del cálculo de la presión externa, se debe considerar la altura de ola máxima para un periodo de retorno de 10 años para la condición de instalación. Para la condición en operación se debe realizar la revisión de la presión de propagación considerando una altura de ola de tormenta para un periodo de retorno de 100 años. 8.1.3.2.3. Momento Flexionante (Mu). Para fines de considerar este efecto se debe tomar en cuenta la suma de todos los esfuerzos flexionantes que se presenten en la fase de instalación u operación. La capacidad a flexión transversal de la tubería está dada por las siguientes expresiones:

⎥⎦

⎤⎢⎣

⎡⎟⎠

⎞⎜⎝

⎛=tD 0.001- 1 t D SMYS 1.1 Mu 2 28

donde: Mu Momento último por flexión transversal para diseño, en N-mm (Lbs-pulg). SMYS Esfuerzo de Fluencia Mínimo Especificado de la tubería (Specified Minimum Yield Strength), en

N/mm2 (lb/pulg2). D Diámetro exterior nominal del tubo, en mm (pulg). t Espesor de pared del tubo calculado de acuerdo a 8.1.3.2, en mm (pulg).

La capacidad permisible que tendrá la tubería debe calcularse con la siguiente expresión:

Muf Mu Mc = 29


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PÁGINA 30 DE 53

donde: Muc Capacidad permisible de momento flexionante, en N-mm (Lbs-pulg). fM Factor de diseño por flexión transversal indicado en la Tabla 5.

Zona Operación Instalación

A 0.57 B 0.53

0.67

Tabla 5. Factores de diseño

por Momento Flexionante (fM). 8.1.3.2.4. Pandeo Global (Cg). Se debe revisar el pandeo global que pudiera presentarse en: claros libres, cruces y tramos superficiales. Para el caso de tramos rectos sometidos a fuerzas de compresión pura, la capacidad por pandeo global se debe calcular mediante la siguiente expresión:

( )[ ] As 0.25 - 1.2 SMYS 1.1 Cg 2λ= 30 donde: Cg Carga de compresión por pandeo global, en N (Lbs). SMYS Esfuerzo de Fluencia Mínimo Especificado de la tubería (Specified Minimum Yield Strength), en

N/mm2 (lb/pulg2).

λ Relación de esbeltez 5.0

ESMYS

r LK ⎟

⎠⎞

⎜⎝⎛

π= 31

K Factor de longitud efectiva que depende de las condiciones de apoyo en los extremos del tramo.

Para extremos empotrados K = 0.5 y para extremos articulados K = 1.0. L Longitud del tramo, mm (pulg.).

r Radio de giro = AsI 32

I Momento de inercia de la sección de acero de la tubería, en mm4 (pulg4). As Área de la sección transversal de acero de la tubería, en mm2 (pulg2). E Módulo de elasticidad del acero de la tubería, en N/mm2 (lb/pulg2).

La capacidad permisible que tendrá la tubería se debe calcular con la expresión:

0.54Cg Cg p = 33 donde: Cgp Capacidad permisible por pandeo global para diseño, en N (Lbs).


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PÁGINA 31 DE 53 8.1.3.2.5. Formulaciones de diseño para estados de carga combinados. Durante la etapa de tendido o instalación de la línea submarina, se debe cumplir con los requerimientos indicados para los siguientes efectos combinados de carga: 8.1.3.2.5.1. Tensión y Momento Flexionante (T - Mu). La capacidad de la línea para soportar esfuerzos combinados de Tensión y Momento Flexionante, se debe verificar mediante la siguiente expresión:

TM

5.022

fTuT

MuM

≤⎥⎥⎦

⎤

⎢⎢⎣

⎡⎟⎠

⎞⎜⎝

⎛+⎟⎠

⎞⎜⎝

⎛ 34

donde: fTM Factor de diseño para combinación de Tensión y Momento Flexionante = 0.54. Mu Momento último por flexión transversal, en N-mm (Lbs-pulg). (Ec. 28). Tu Tensión longitudinal última, en N (Lbs). (Ec. 16). M Momento flexionante aplicado, en N-mm (Lbs-pulg). T Fuerza axial aplicada, en N (Lbs).

8.1.3.2.5.2. Tensión Axial, Momento Flexionante y Presión de Colapso (Tu – Mu – Pc). La capacidad de la línea para soportar esfuerzos combinados de Tensión Axial, Momento Flexionante y Presión de Colapso, se debe verificar mediante la siguiente expresión:

TMPc

5.0222

f TuT

PcP

MuM ≤

⎥⎥⎦

⎤

⎢⎢⎣

⎡⎟⎠

⎞⎜⎝

⎛+⎟⎠

⎞⎜⎝

⎛+⎟⎠

⎞⎜⎝

⎛ 35

donde: P Presión externa actuante, en N/mm2 (lb/pulg2). Pc Presión de colapso, en N/mm2 (lb/pulg2). (Ec. 19). M Momento flexionante aplicado, en N-mm (Lbs-pulg). Mu Momento último por flexión transversal para diseño, en N-mm (Lbs-pulg). (Ec. 28). T Fuerza axial aplicada, en N (Lbs). Tu Tensión longitudinal última, en N (Lbs). (Ec. 16). fTMPc Factor de diseño para combinación de tensión, momento flexionante y presión de colapso = 0.80.

8.1.4. Estabilidad Hidrodinámica. Se debe realizar un análisis de estabilidad hidrodinámica para comprobar que los factores de estabilidad horizontal de la línea cumplen con lo indicado en esta sección, éste análisis debe realizarse para condiciones de instalación y operación de la línea, utilizando los niveles 2 y/o 3 del programa AGA “Analysis for Submarine Pipeline On-Bottom Stability”. Debe considerarse la combinación de fuerzas verticales y horizontales actuando simultáneamente, así como la direccionalidad del oleaje y corriente. El peso de la tubería sumergida puede controlarse con la combinación del espesor y densidad del lastre de concreto. Para la condición de instalación se considera que la tubería permanece sobre el lecho marino, por lo que el análisis debe realizarse con la tubería expuesta, vacía y para un período de tormenta de 10 años Los parámetros de diseño para ésta condición se indican en la Tabla 6.


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PÁGINA 32 DE 53 El análisis de estabilidad hidrodinámica para la condición de operación se debe realizar únicamente si la línea regular, o un tramo de ésta, no se encuentra enterrada. El análisis en esta fase debe realizarse con la tubería expuesta, llena del fluido y un período de tormenta de 100 años. Los parámetros de diseño considerados para la fase de operación se indican en la Tabla 7. Durante el análisis hidrodinámico de la línea submarina el factor de estabilidad seleccionado, se debe comparar con el obtenido para las siguientes velocidades de fondo inducidas por el oleaje:

a) Una velocidad de fondo (U1/100), para un período de 4 horas de desarrollo de tormenta.

b) Una velocidad de fondo (U1/1,000), para un período de 3 horas de tormenta completamente desarrollada.

Los dos factores de estabilidad calculados para las dos velocidades de fondo, deben ser iguales o mayores que el factor de estabilidad indicado en las tablas 6 y 7 según sea el caso. Los parámetros oceanográficos que se deben considerar en el análisis, se indican en las secciones 8.1.4.2 para periodos de retorno de 10 años y 8.1.4.3 para periodos de retorno de 100 años. Las líneas en la condición vacía (instalación), para ser estables verticalmente, el peso sumergido de la tubería debe ser como mínimo 1.10 veces la fuerza de levantamiento para las condiciones a) y b) anteriormente indicadas. Las líneas deben revisarse en su condición de enterradas en cuanto a hundimiento y flotación. Tanto para las líneas de gas como de líquido, el hundimiento debe evaluarse asumiendo que la tubería se encuentra llena de agua, y la flotación asumiendo que la línea se encuentra vacía. Si el peso específico sumergido de la tubería llena de agua es menor que el del suelo sumergido, no se requiere de ningún otro análisis en cuanto al hundimiento. Si de acuerdo a las características del suelo se puede presentar licuación, debe revisarse que la profundidad de hundimiento de la tubería no genere esfuerzos mayores al 18% del SMYS a consecuencia de la curvatura. Si el peso específico sumergido de la tubería vacía es menor que el del suelo sumergido, debe revisarse que la resistencia al corte del suelo es adecuada para prevenir la flotación. Si no se puede garantizar la estabilidad de la línea con el lastre de concreto y con el enterrado, se puede considerar la opción de utilizar un sistema de anclaje, malla lastrada o la modificación de la trayectoria de la línea.


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PÁGINA 33 DE 53

PARÁMETROS DE DISEÑO FASE DE INSTALACIÓN

+ Enterrado inicial de la línea. + Factor de estabilidad horizontal. + Características del suelo. + Altura de ola significante + Velocidad de corriente a 95% de la profundidad. + Período pico de la ola para la Sonda de Campeche y el Litoral Tabasco. + Período pico de la ola para la Zona Norte y Lankahuasa. + Gravedad específica mínima.

Superficial al lecho marino(1).

F.E. = 1.1 Tomar datos del estudio geotécnico del corredor, realizado con pruebas estáticas y dinámicas, de acuerdo al inciso 8.1.1.4.

Datos del Anexo A(2) correspondientes a un periodo de retorno de 10 años.


11.4 seg.

10.5 seg

1.2

(1) Se podrá proponer una profundidad de enterrado diferente a la superficial en función de un análisis de asentamiento instantáneo provocado por actividades de instalación de la línea.

(2) Debe tomarse en cuenta la direccionalidad del oleaje y de la corriente como se indica en la sección 8.1.4.2.2.

Tabla 6. Parámetros para el diseño por estabilidad hidrodinámica horizontal de líneas submarinas en fase de Instalación.


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PÁGINA 34 DE 53

PARÁMETROS DE DISEÑO FASE DE OPERACIÓN

+ Enterrado de la línea. + Factor de estabilidad horizontal. + Consideración del peso del fluido + Características del suelo. + Altura de ola significante + Velocidad de corriente a 95% de la profundidad. + Período pico de la ola para la Sonda de Campeche y el Litoral Tabasco. + Período pico de la ola para la Zona Norte y Lankahuasa.

Superficial al lecho marino(1).

CSS F.E.gas F.E.Crudo MODERADA --- 1.1 ALTA 1.0 --- MUY ALTA --- 1.3 Tubo lleno (operación). Tomar datos del estudio geotécnico del corredor, realizado con pruebas estáticas y dinámicas, de acuerdo al inciso 8.1.1.4.



12.3 seg.

12.0 seg.

(1) Se podrá proponer una profundidad de enterrado diferente a la superficial en función de un análisis de asentamiento instantáneo provocado por actividades de instalación y prueba hidrostática de la línea.

(2) Debe tomarse en cuenta la direccionalidad del oleaje y de la corriente como se indica en la sección 8.1.4.3.2.

Tabla 7. Parámetros para el diseño por estabilidad hidrodinámica horizontal de líneas submarinas en fase de operación.


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PÁGINA 35 DE 53 8.1.4.1. Análisis de flotabilidad de tubería enterrada. Cuando la tubería está enterrada, tiende a flotar o hundirse en condiciones de tormenta, este fenómeno depende del peso de la tubería (incluyendo el contenido), densidad del suelo marino y su resistencia al esfuerzo cortante. La revisión de la flotabilidad de tuberías enterradas se debe realizar de la siguiente manera:

1) Resistencia del suelo más la resistencia adicional por el peso del suelo sobre la tubería.

⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛ γ+⎟⎟

⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛≅

t

Cts

t

SS A

HDDC2

R 36

donde: RS Fuerza de resistencia del suelo al hundimiento o flotación por unidad de volumen de la tubería, en

lb/pie3. CS Resistencia al esfuerzo cortante del suelo no drenado, en N/m2 (lb/pie2). Dt Diámetro exterior total de la tubería, incluyendo el lastre de concreto, en m (pies). ϒs Peso sumergido del suelo marino, en N/m3 (lb/pie3). Hc Espesor de suelo marino arriba de la tubería, en m (pies). At Area transversal de la tubería, incluyendo el lastre de concreto, en m2 (pie2).

2) Fuerza de flotación. t

aS

AWW

F−

= 37

donde: F Fuerza de flotación, en N/m3 (Pcf). Ws Peso seco de la tubería por unidad de longitud, en N/m (Lb/pie). Incluye la suma de los pesos de la

tubería, contenido, lastre de concreto y recubrimiento anticorrosivo. Wa Peso del volumen de agua desalojada por el ducto, en N/m (Lb/pie). At Area transversal de la tubería, en m2 (pie2). Incluye el espesor del lastre de concreto.

Se debe cumplir la desigualdad siguiente:

F < RS 38

La revisión anterior se debe realizar considerando la resistencia al corte del suelo remoldeado (reducida). 8.1.4.2. Parámetros oceanográficos para período de retorno de 10 años

8.1.4.2.1. Altura de ola y velocidad de corriente. Las alturas de ola y velocidades de corriente para las diferentes zonas del Golfo de México para un período de retorno de 10 años se indican en las figuras A-1 a A-5. 8.1.4.2.2. Dirección de oleaje y corriente. Para el análisis de estabilidad hidrodinámica se tendrá en cuenta el ángulo de incidencia del oleaje y la corriente con la línea submarina. El paralelo con latitud N19º19´ divide la Sonda de Campeche en dos zonas, 1 y 2 (Ver figura 5).

8.1.4.2.2.1. Zonas 1 y 2 de la Sonda de Campeche y Litoral Tabasco. El frente del oleaje debe considerarse con la siguiente dirección de ola más probable: Un rumbo de S22º30É, mientras que la dirección


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PÁGINA 36 DE 53 de la velocidad de corriente es paralela a la batimetría (Ver Figura 6). La batimetría se considera uniforme y regular.

Figura 5. Zonas de la Sonda de Campeche para consideración de dirección de oleaje y corriente

Dirección del Oleaje S22º 30′ E

Línea Submarina

LíneasBatimétricas

Dirección de la Velocidad de Corrienteparalela a la Batimetría

N

Figura 6. Dirección de la corriente y el oleaje para periodo de retorno de 10 años en las Zonas 1 y 2 de la Sonda de Campeche y Litoral Tabasco y para período de retorno de 100 años en la Zona 2

de la Sonda de Campeche y Litoral Tabasco.

Paralelo LatitudN19º19´

ZONA 1

ZONA 2

N


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PÁGINA 37 DE 53 8.1.4.2.2.2. Zona Norte y Lankahuasa. El frente del oleaje debe considerarse con la siguiente dirección de ola más probable: Un rumbo de S45º00´W, mientras que la dirección de la velocidad de corriente es paralela a la batimetría (Ver Figura 7). La batimetría se considera uniforme y regular.

N

Dirección de velocidad decorriente paralela a labatimetría

Dirección de oleaje S45°00′W

Líneas Batimétricas

Línea Submarina

Figura 7. Dirección de la corriente y el oleaje para periodo de retorno de 10 años en la Zona Norte y Lankahuasa.

8.1.4.3. Parámetros oceanográficos para periodo de retorno de 100 años.

8.1.4.3.1. Altura de ola y velocidad de corriente. Las alturas de ola y velocidades de corriente para las diferentes zonas del Golfo de México para un periodo de retorno de 100 años se indican en las figuras A-6 a A-10.

8.1.4.3.2. Dirección de oleaje y corriente.

8.1.4.3.2.1. Zona 1 de la Sonda de Campeche. En esta zona se deben considerar dos direcciones de ola: Un rumbo de S67º 30É, ó un rumbo de S45º00´W, mientras que la dirección de la velocidad de corriente es paralela a la batimetría (Ver figura 8). Para el análisis de estabilidad hidrodinámica se debe considerar la condición más desfavorable. La batimetría se considera uniforme y regular.

8.1.4.3.2.2. Zona 2 de la Sonda de Campeche y Litoral Tabasco. El frente del oleaje debe considerarse con la siguiente dirección de ola más probable: Un rumbo de S22º 30É, mientras que la dirección de la velocidad de corriente es paralela a la batimetría (Ver Figura 6). La batimetría se considera uniforme y regular.

8.1.4.3.2.3. Zona Norte y Lankahuasa. El frente del oleaje debe considerarse omnidireccional, es decir a 90o

de la tubería submarina, mientras que la dirección de la velocidad de corriente será paralela a la batimetría (ver figura 9). La batimetría se considerará uniforme y regular.


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Línea Submarina

Línea Submarina

N


Dirección del Oleaje S67°30′E

Dirección de la velocidad decorriente paralela a labatimetría

Direcc. Oleaje NE a SW

Dirección de la velocidad decorriente paralela a labatimetría.


Figura 8. Dirección de la corriente y el oleaje para periodo de retorno de 100 años en la Zona 1 de la Sonda de Campeche

Dirección de Velocidad deCorriente Paralela a laBatimetría

Oleaje Omnidireccional(a 90º de la tubería)


Línea Submarina90o

N

Figura 9. Dirección de la corriente y el oleaje para período de retorno de 100 años para la Zona Norte y Lankahuasa.


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PÁGINA 39 DE 53 8.1.5. Documentación entregable en Diseño. Al final del proyecto de diseño, se debe entregar como mínimo tres copias, tanto en papel como en archivo electrónico (autocad y ambiente windows) al área solicitante de PEMEX como mínimo lo siguiente:

• Bases de diseño. • Información básica que involucre todos los aspectos considerados en el diseño. • Memorias de cálculo.

• Determinación del espesor por presión interna y revisión por otros efectos. • Análisis de flexibilidad (ducto ascendente, claros libres, cruces, interconexiones, entre otros). • Análisis de vorticidad. • Análisis de estabilidad hidrodinámica. • Protección catódica. • Diseño de abrazaderas.

• Diagramas de flujo. • Hojas de especificaciones particulares. • Planos de proyecto. • Isométricos. • Volumen de obra. • Requisiciones.

Además el usuario o PEMEX debe precisar en las bases técnicas de licitación la documentación y alcance adicional de documentación e información entregable.

9. RESPONSABILIDADES. 9.1 Petróleos Mexicanos, organismos subsidiarios y empresas filiales. 9.1.1 Proporcionar al proveedor de los servicios de diseño la información requerida por esta Norma de

referencia para el desarrollo de las actividades contratadas 9.1.2 Otorgar las aprobaciones de los documentos que se requieran antes durante y al final de las actividades

requeridas por esta Norma de referencia. 9.1.3 Realizar o hacer que se lleve a cabo en forma documentada, la verificación de la conformidad con los

requisitos de la Norma de referencia. 9.2 Subcomité Técnico de Normalización de Pemex Exploración y Producción. Recibir, analizar y atender los comentarios y las propuestas de mejora a los requerimientos establecidos en la presente norma para mantener su contenido y requerimientos actualizados, con el fin de asegurar que las operaciones llevadas a cabo para el diseño de líneas submarinas, se ejecuten de manera precisa, confiable y segura. 9.3 Contratistas. 9.3.1 El contratista de los servicios de diseño de líneas submarinas debe demostrar que cuenta con

experiencia empresarial comprobable en el desarrollo del diseño de proyectos similares. 9.3.2 Debe demostrar que dispone de personal especializado o calificado, si aplica, en las áreas de diseño de

líneas submarinas.


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PÁGINA 40 DE 53 9.3.3 El contratista debe disponer de equipo, instrumentación e infraestructura suficiente y apropiada para el

cumplimiento de las actividades y obligaciones requeridas por esta Norma. 9.3.4 El contratista debe proporcionar al representante de PEMEX acceso a instalaciones o información

relacionada con las actividades requeridas por esta NRF durante la vigencia del contrato 10. CONCORDANCIA CON OTRAS NORMAS. Esta norma de referencia no concuerda con ninguna Norma Mexicana o Internacional.

11 BIBLIOGRAFÍA.

Esta norma se fundamenta con las referencias técnicas bibliográficas que se indican a continuación: American Gas Association. (AGA).

Estabilidad en suelos marinos de ductos submarinos. 1993.

(Submarine Pipeline on-Botton Stability)

API-ESPEC-5L-2000 Especificación para tubería. Cuadragésima segunda edición, enero/2000.

Specification for Line Pipe. Forty-second edition, January / 2000.

API-RP-1111-1999

Práctica recomendada para el diseño, construcción, operación y mantenimiento de ductos para transporte de hidrocarburos costa afuera (Diseño por Estado Límite). Tercera edición, julio / 1999.

(Recomended Practice for Design, Construction Operation, and Maintenance of Offshore Hydrocarbon Pipelines (Limit State Design)). Third edition, july / 1999.

API-RP-1111-1993

Práctica recomendada para el diseño, construcción, operación y mantenimiento de ductos para transporte de hidrocarburos costa afuera. Segunda edición, noviembre / 1993.

(Recomended Practice for Design, Construction Operation, and Maintenance of Offshore Hydrocarbon Pipelines). Second edition, november / 1993.

ASME B31.G. Manual para la determinación de la resistencia remanente de ductos corroídos. 1991.

(“Manual for Determining the Remaining Strength of Corroded Pipelines” 1991).

ASME B31.4. Sistemas de ductos para transporte de hidrocarburos líquidos y otros líquidos. 1998.

(“Pipeline Transportation Systems for Liquid Hydrocarbons and other Liquids” 1998).

ASME B31.8. Sistemas de ductos para transporte y distribución de gas. 1999.

("Gas Transmission and Distribution Piping Systems", 1999).

ASTM A36 Especificación para acero al carbono estructural, Abril/2004.

Standard Specification for Carbon Structural Steel, April/2004.

ASTM A53 Especificación para tubería, acero, negra y recubierta, recubierta de zinc, soldada y sin costura, Agosto/2004.

Standard Specification for Pipe, Steel, Black and Hot-Dipped, Zinc-Coated, Welded and Seamless, August/2004.


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PÁGINA 41 DE 53

Bea Robert

Criterios de riesgo para el diseño y recalificación de líneas submarinas y ductos ascendentes en la Sonda de Campeche. Reporte para Pemex/IMP,octubre / 1997.

(Risk Based Criteria for Design and Requalification of Pipelines and Risers in the Bay of Campeche). Bea Robert, october /1997.

Det Norske Veritas (DNV).

Reglas para sistemas de ductos submarinos. 1981 / 1996.

(Rules for Submarine Pipeline Systems, 1981 y 1996).

Diavaz, S.A. de C.V. Inspecciones a ductos ascendentes en 1996, para Pemex Exploración y Producción.

IMP

Obtención de los factores de diseño por esfuerzos permisibles (f) para los posibles efectos actuantes en líneas submarinas (Fases de operación e instalación). Proyecto F-00926, Febrero de 2001.

IMP “Evaluación a ductos ascendentes y líneas submarinas del Activo Cantarell”. Proyecto FA-4934, enero de 1997.

IMP “Análisis de riesgo para líneas submarinas superficiales”. Proyecto FA-2325, marzo de 1991.

IMP “Información metoceánica para el diseño de líneas submarinas en la Sonda de Campeche”. Octubre de 1997.

ISO 13623: 2000

“Sistemas de tubería de transporte para industria del petróleo y gas natural”. Abril de 2000.

Petroleum and natural gas industries - Pipeline transportation systems/ 2000.

ISO 14723: 2001

Válvulas para ductos marinos. 2001

Petroleum and natural gas industries - Pipeline transportation systems - Subsea pipeline valves/ 2001

Oceanweather

Información actualizada de datos históricos, meteorológicos y oceanográficos de la Sonda de Campeche. Reporte para Pemex / IMP. Oceanweather, noviembre / 1996.

(Update of Meteorological and Oceanographic Hindcast Data and Normal and Extremes, Bay of Campeche). Oceanweather, november / 1996.

P.2.0351.01-PEP- 2001

Sistema de protección anticorrosiva a base de recubrimientos.


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PÁGINA 42 DE 53 12 Anexos.

Anexo A. Información oceanográfica para el Golfo de México.

20

25

30

35

40

45

50

55

60

65

70

75

80

0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 65 70 75 80 85 90 95 100

PROFUNDIDAD (m)

VELOCIDAD DE CORRIENTE EN LA SUPERFICIE

VELOCIDAD DE CORRIENTE A 50 % DE LA PROFUNDIDAD


Figura A-1. Velocidades de corriente en la superficie, a 50 y 95% de profundidad para la Sonda de Campeche

y el Litoral Tabasco (periodo de retorno de 10 años)


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10

15

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30

35

40

45

50

55

60

65

70

75

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

PROFUNDIDAD (m)

VELO

CID

AD

DE

CO

RR

IEN

TE (

cm/s

)


VELOCIDAD DE CORRIENTE A 50% DE LA PROFUNDIDAD

VELOCIDAD DE CORRIENTE A 95% DE LA PROFUNDIDAD

Figura A-2. Velocidades de corriente en la superficie, a 50 y 95% de profundidad para la Zona Norte y Lankahuasa

(Tr = 10 años)


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0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

PROFUNDIDAD (m)

ALTURA DE OLA SIGNIFICANTE

ALTURA DE OLA MÁXIMAENVOLVENTERUPTURA DE

OLA

Figura A-3. Altura de ola máxima y significante para la Sonda de Campeche y Litoral Tabasco (periodo de retorno de 10 años).

NOTA: Aplica solo para el análisis de estabilidad hidrodinámica.


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1

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3

4

5

6

7

8

9

10

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

PROFUNDIDAD (m)

ALT

UR

A D

E O

LA (m

)

A LT U R A D E OLA M A X IM A

A LTU R A D E OLA SIGN IF IC A N T E

Figura A-4. Altura de ola máxima y significante para la Zona Norte (Tr = 10 años)



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3

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5

6

7

8

9

10

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

P ROFUNDIDAD (m )

AL

TUR

A D

E O

LA (m

)

ALTURA DE OLA MAXIMA

A LTURA DE OLA SIGNIFICANTE

ENVOLV ENTE RUPTURA DE OLA

Figura A-5. Altura de ola máxima y significante para Lankahuasa (Tr = 10 años).



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30

35

4045

50

5560

6570

75

8085

90

95100

105

110115

120

125130

0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 65 70 75 80 85 90 95 100

PROFUNDIDAD (m)




Figura A-6. Velocidades de corriente en la superficie, a 50 Y 95% de profundidad para la Sonda de Campeche y Litoral Tabasco

(período de retorno de 100 años)


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3035404550556065707580859095

100105110115120125130

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

PROFUNDIDAD (m)

VELO

CID

AD

DE

CO

RR

IEN

TE (

cm/s

)

V ELOC ID A D D E C OR R IEN T E EN LA SU PER F IC IE

V ELOC ID A D D E C OR R IEN T E A 5 0 % D E LA PR OF U N D ID A D

V ELOC ID A D D E C OR R IEN T E A 9 5 % D E LA PR OF U N D ID A D

Figura A-7. Velocidades de corriente en la superficie, a 50 y 95% de profundidad para la Zona Norte y Lankahuasa

(Tr = 100 años)


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0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

PROFUNDIDAD (m)

ALT

UR

A D

E O

LA (m

)

ALTURA DE OLA SIGNIFICANTE

ALTURA DE OLA MÁXIMAENVOLVENTERUPTURA DE

OLA

Figura A-8. Altura de ola máxima y significante para la Sonda de Campeche y Litoral Tabasco (periodo de retorno de 100 años).



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0123456789

101112131415161718

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

PROFUNDIDAD (m)

ALT

UR

A D

E O

LA (m

)

A LT U R A D E OLA M A X IM A

A LT U R A D E OLA SIGN IF IC A N T E

Figura A-9. Altura de ola máxima y significante para la Zona Norte (Tr = 100 años).



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PÁGINA 51 DE 53

0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

PROFUNDIDAD (m )

ALT

UR

A D

E O

LA (

m)

ALTURA DE OL A SIGNIFICA NTE

ALTURA DE OLA MAXIMA

ENV OLVENTE RUPTURA DE OLA

Figura A-10. Altura de ola máxima y significante para Lankahuasa (Tr = 100 años).



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PÁGINA 52 DE 53 Anexo B. Conversión de la producción de gas y crudo ligero a miles de barriles de crudo pesado equivalente.

1) La producción de las líneas de gas se convertirá a Miles de Barriles de Crudo Pesado Equivalente Diarios con la siguiente expresión:

1 MBCPED = 139,798 m3 (4.937 millones de pies cúbicos) diarios de gas.

2) La producción de las líneas de crudo ligero se convertirá a Miles de Barriles de Crudo Pesado Equivalente Diarios con la siguiente expresión:

1 MBCPED = 140.83 m3 (0.886 miles de barriles) de crudo ligero diarios.


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PÁGINA 53 DE 53 Anexo C. Tipos de recubrimientos anticorrosivos.

OB

SER

VAC

ION

ES

BASE

AG

UA

BASE

AG

UA

BASE

AG

UA

BASE

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UA

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. VO

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E P

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O Y

CO

BR

E

MÉTODO DE APLICACIÓN

1,2,

3,4

1,2,

3,4

1,2,

3,4

1,2,

3,4

1,2,

3,4

1,2,

3,4

1,2,

3,4

1,2,

3,4

1,2,

3,4

1,2,

3,4

3

1,2,

3,4

1,2,

3,4

1,2,

3,4

1,2,

3,4

1,2,

3,4

3

1,2,

3,4

1,2,

3,4

1,2,

3,4

3

1,2,

3,4

1,2,

3,4

3

ESPESOR EN MILS CAPA (SECA) 2 3 25

2 3 2 25

25

3 2 2 25

25

3 2 2 2 25

25

No. DE CAPAS 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1

RECUBRIMIENTOS

RA-

50

RA-

54

RA-

56

RA-

50

RA-

54

RA-

51

RA-

51

RA-

51

RA-

54

RA-

51

RA-

51

RA-

56

RA-

51

RA-

64

RA-

51

RA-

51

RA-

51

RA-

60

RA-

60

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

AC

AB

AD

O

No. DE COMPONENTES 1 2 2 1 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2

ESPESOR EN MILS CAPA (SECA)

5 2 5 5 2 5 5 5 5

No. DE CAPAS 1 1 1 1 1 1 1 1 1

RECUBRIMIENTOS N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

RP-

12

N/A

RP-

14

N/A

RP-

12

RP-

13

N/A

RP-

14

N/A

N/A

RP-

12

RP-

12

N/A

N/A

RP-

19

N/A

N/A

RP-

19

INTE

RM

EDIO

Y/O

EN

LAC

E

No. DE COMPONENTES

2 2 2 2 2 2 2 5 2

ESPESOR EN MILS CAPA (SECA) 2 2 5 2 2 3 3 5 2 14

2 3 5 2 5 14

2 3 5 20

5 20

5 5 No. DE CAPAS 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1

RECUBRIMIENTOS

RP-

11

RP-

14

RP-

12

RP-

11

RP-

14

RP-

12

RP-

25

RP-

12

RP-

14

RP-

20

RP-

23

RP-

25

RP-

12

RP-

14

RP-

12

RP-

20

RP-

23

RP-

25

RP-

12

RP-

20

RP-

15

RP-

20

RP-

41

RP-

15

PRIM

AR

IO

No. DE COMPONENTES 1 2 2 1 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2

PREP

AR

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IÓN

(E

S) D

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SSPC

-SP3

SSPC

-SP6

SSPC

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SSPC

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SSPC

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-SP1

0

SSPC

-SP3

-SP6

SSPC

-SP6

SSPC

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SSPC

-SP1

0

SSPC

-SP1

0

SSPC

-SP6

SSPC

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SSPC

-SP6

SSPC

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SSPC

-SP1

0

SSPC

-SP1

0

SSPC

-SP6

SSPC

-SP6

SSPC

-SP1

0

SSPC

-SP1

0-SP

12

SSPC

-SP1

0

SSPC

-SP1

0-SP

12

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QU

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PRO

DU

CTO

S Q

UÍM

ICO

S

Tabla A-4 de la Especificación P.2.0351.01-PEP-2001

Tabla C-1 Tipos de recubrimientos anticorrosivos de acuerdo al tipo de exposición.

Documents

NRF 013 PEMEX 2005 Diseño Líneas Submarinas