Embed Size (px)
Citation preview
UNIVERSIDAD VERACRUZANA FACULTAD DE INGENIERÍA MECÁNICA ELÉCTRICA
“REQUISITOS DE UN SISTEMA DE PROTECCIÓN
ANTICORROSIVA APLICADO A SUPERFICIES DE
HIERRO Y ACERO AL CARBONO EN INSTALACIONES
DE PEMEX”
MONOGRAFÍA
Que para obtener el título de: INGENIERO MECÁNICO ELECTRICISTA
PRESENTA:
JOSÉ MANUEL HERNÁNDEZ BAEZ
DIRECTOR:
MTRA. MARTHA EDITH MORALES MARTÍNEZ
XALAPA, VER. ENERO 2012
Requisitos de un Sistema de Protección Anticorrosiva Aplicado
a Superficies de Hierro y Acero al Carbono en Instalaciones de
PEMEX
ii Monografía
Requisitos de un Sistema de Protección Anticorrosiva Aplicado
a Superficies de Hierro y Acero al Carbono en Instalaciones de
PEMEX
iii Monografía
Índice. Introducción. ........................................................................................................................... v
Capítulo 1
Petróleos Mexicanos. ....................................................................................................... 2
Antecedentes. ..................................................................................................................... 3
Consejo de Administración. ................................................................................................ 3
Ley Orgánica. ....................................................................................................................... 4
Misión y Visión. ................................................................................................................... 5
Metas y objetivos. ............................................................................................................... 5
Código de Conducta. ........................................................................................................... 9
PEMEX Estructura Orgánica. ............................................................................................. 10
Subsidiarias de Pemex. ..................................................................................................... 10
Volumen de Producción. ................................................................................................... 20
PEMEX Instalaciones. ........................................................................................................ 21
Productos. ......................................................................................................................... 34
Capítulo 2
Normas y Leyes. ............................................................................................................. 36
Norma ISO-9001-2008- Sistemas de Gestión de la Calidad. ............................................. 37
Ley Federal sobre Metrología y Normalización. ............................................................... 38
Ley General de Equilibrio Ecológico y Protección al Ambiente. ....................................... 42
NOM-008-SCFI-2002- Sistema General de Unidades de Medida. .................................... 43
ISO-12944-2005 Protección Anticorrosiva de Estructuras de Acero por Sistemas de
Pintura Protectores. .......................................................................................................... 44
Norma Oficial Mexicana NOM-123-ECOL-1998. ............................................................... 45
Norma Oficial Mexicana NOM-121-ECOL-1997. ............................................................... 46
ISO 8501 Protección Anticorrosiva de estructuras de acero mediante pintura. .............. 48
ISO 8504-1 2000 Preparation of Steel Substrates before Application of Paints and
Related Products (Preparación de Sustratos de Acero antes de la aplicación de Pintura y
Productos Relacionados). ................................................................................................. 50
Requisitos de un Sistema de Protección Anticorrosiva Aplicado
a Superficies de Hierro y Acero al Carbono en Instalaciones de
PEMEX
iv Monografía
Capítulo 3
Procedimiento de Protección Anticorrosiva Aplicado a Superficies de Hierro y Acero al
Carbono en Instalaciones de PEMEX. ............................................................................. 52
Objetivo. ............................................................................................................................ 53
Alcance. ............................................................................................................................. 53
Campo de Aplicación. ....................................................................................................... 53
Actualización. .................................................................................................................... 53
Definiciones. ..................................................................................................................... 53
Símbolos y Abreviaturas. .................................................................................................. 60
Desarollo. .......................................................................................................................... 62
Responsabilidades ............................................................................................................ 95
Conclusiones. ........................................................................................................................ 99
Bibliografía y Referencias. .................................................................................................. 100
Requisitos de un Sistema de Protección Anticorrosiva Aplicado
a Superficies de Hierro y Acero al Carbono en Instalaciones de
PEMEX
v Monografía
Introducción. El ingeniero que trabaja en problemas de corrosión necesita saber y tener
un conocimiento básico para reconocer la corrosión, como se produce, como impedir si
severidad, que herramientas son necesarias, técnica de inspección, variable de diseño que
afectan a la corrosión, selección de materiales y aplicar la información del problema
corrosivo, así como saber donde obtener ayuda.
Todos los metales son susceptibles a sufrir el fenómeno de corrosión, no habiendo
material útil para todas las aplicaciones, el acero se oxida expuesto a la atmósfera.
En termino técnico, y simplificado la corrosión ha sido definida como la destrucción de un
metal por reacción química o electroquímica por el medio ambiente y representa la
diferencia entre una operación libre de problema con gastos en operaciones muy elevados.
Por estos motivos se han implementado sistemas de protección anticorrosiva a base de
pinturas en la industria petrolera los cuales también pueden afectar en cierta forma la
atmosfera.
Las instalaciones superficiales, están expuestas a los efectos de la corrosión atmosférica
como consecuencia del proceso de oxidación que ocurre cuando las estructuras metálicas,
normalmente de acero al carbón están en contacto con el medio ambiente,
principalmente con el agua, oxigeno y ácidos derivados del azufre, tendiendo a regresar al
acero a su condición original de mineral de hierro.
Para reducir estos efectos e incrementar la seguridad de las instalaciones, Petróleos
Mexicanos y sus Organismos Subsidiarios aplican barreras de aislamiento entre el acero y
el medio ambiente a través de sistemas de recubrimientos anticorrosivos.
Monografía
Requisitos de un Sistema de Protección Anticorrosiva Aplicado
a Superficies de Hierro y Acero al Carbono en Instalaciones de
PEMEX
2
Capítulo 1
Petróleos Mexicanos.
Monografía
Requisitos de un Sistema de Protección Anticorrosiva Aplicado
a Superficies de Hierro y Acero al Carbono en Instalaciones de
PEMEX
3
Antecedentes.
PEMEX.
Petróleos Mexicanos fue creado por Decreto Ley el 7 de junio de 1938, es un organismo
descentralizado de la Administración Pública Federal constituido de conformidad con las
leyes de los Estados Unidos Mexicanos, con personalidad jurídica y patrimonio propios,
cuyo objeto es ejercer la conducción central y la dirección estratégica de las actividades
que abarca la industria petrolera estatal.
PEMEX es una empresa integrada, que realiza actividades de exploración, producción de
hidrocarburos y su transformación. Asimismo, comercializa en los mercados interno y
externo petróleo crudo y gas natural; así como productos refinados, gas licuado del
petróleo y petroquímicos.
La conducción central y la dirección estratégica de la empresa están a cargo del
Corporativo, el cual es responsable de asegurar la integridad y unidad de acción de la
misma. En su Plan Estratégico se establecen sus objetivos, sus metas y la importancia del
rol de su personal.
Consejo de Administración.
El Consejo de Administración de Petróleos Mexicanos tiene 11 miembros (denominados
“Miembros del Consejo”) seis representantes del Estado designados por el Ejecutivo
Federal, y cinco representantes del Sindicato de Trabajadores Petroleros de la República
Mexicana.
Consejero Presidente Titular de la Secretaría de Energía
Consejero Miembro Titular de la Secretaría de Hacienda y Crédito Público
Consejero Miembro Titular de la Secretaría de Relaciones Exteriores
Consejero Miembro Titular de la Secretaría de Comunicaciones y Transportes
Consejero Miembro Titular de la Secretaría de Medio Ambiente y Recursos Naturales
Consejero Miembro Titular de la Secretaría de Economía
Consejero Miembro Cinco representantes del Sindicato de Trabajadores Petroleros de la
República Mexicana
Monografía
Requisitos de un Sistema de Protección Anticorrosiva Aplicado
a Superficies de Hierro y Acero al Carbono en Instalaciones de
PEMEX
4
Comisario Público Propietario y Delegado del Sector de Energía de la Secretaría de la
Función Pública
Secretario Jefe de la Unidad de Asuntos Jurídicos de la Secretaría de Energía
Los consejeros sindicales deben ser designados por el Sindicato.
Ley Orgánica.
El rol del Consejo de Administración es la conducción central y la dirección estratégica de
todas las actividades que abarca la industria petrolera, incluyendo: aprobar el plan y
presupuesto de la industria petrolera estatal y evaluar el cumplimiento de los objetivos
estratégicos de la misma. Por otra parte, la Ley le delega al Consejo “el establecimiento de
las políticas y lineamientos necesarios para lograr un sano equilibrio económico y
financiero entre los Organismos Subsidiarios, así como para permitir el adecuado manejo y
administración de los bienes que el Gobierno Federal destina a la industria petrolera”.
Según lo definido en dicha Ley, cada organismo subsidiario es dirigido por un Consejo de
Administración y por un Director General nombrado por el Ejecutivo Federal.
Dichos Consejos se conforman de ocho miembros y sus respectivos suplentes; el Director
General de Petróleos Mexicanos es el presidente de cada uno de ellos.
De acuerdo con el Reglamento de la Ley Orgánica de Petróleos Mexicanos, “el Consejo de
Administración se reunirá, cuando menos, una vez cada dos meses para celebrar sesiones
ordinarias; pero cuando la urgencia o importancia de algún caso lo requiera, el Presidente
del Consejo, por decisión propia o a solicitud de cualquiera de los Consejeros o del
Director General, debe convocar, por conducto del Secretario del Consejo, a sesión
extraordinaria.”
Administración de PEMEX.
El cuerpo directivo de Petróleos Mexicanos está encabezado por el Director General, el
cual es designado por el Presidente de México.
La Ley Orgánica de Petróleos Mexicanos establece las facultades y obligaciones de los
directores generales.
Maximizar el valor de los activos petroleros y los hidrocarburos de la nación, satisfaciendo
la demanda nacional de productos petrolíferos con la calidad requerida, de manera
segura, confiable, rentable y sustentable
Monografía
Requisitos de un Sistema de Protección Anticorrosiva Aplicado
a Superficies de Hierro y Acero al Carbono en Instalaciones de
PEMEX
5
Misión y Visión.
Misión.
PEMEX es una empresa paraestatal integrada, cuya finalidad es maximizar la renta
petrolera, contribuir al desarrollo nacional y satisfacer con calidad las necesidades de sus
clientes, en armonía con la comunidad y el medio ambiente.
Propósito de PEMEX.
“Maximizar el valor económico de los hidrocarburos y sus derivados, para contribuir al
desarrollo sustentable del país.”
Visión.
Ser reconocida por lo mexicanos como un organismo socialmente responsable, que
permanentemente aumenta el valor de sus activos y de los hidrocarburos de la nación,
que es ágil, transparente y con alto nivel de innovación en su estrategia y sus operaciones.
PEMEX orgullo de México y de los petroleros, se ha convertido en una de las empresas
estatales más competitivas del mundo, ya que opera en forma oportuna, moderna,
transparente, eficiente y eficaz, con estándares de excelencia y honradez.
La economía nacional ha dado un giro gracias a que PEMEX, a través de sus alianzas con la
industria, se ha posicionado como palanca del desarrollo nacional generando altos índices
de empleo.
Su tecnología de vanguardia le ha permitido aumentar sus reservas y reconfigurar su
plataforma de exportación, vendiendo al exterior crudo de mayor calidad y valor, además
de ser autosuficiente en gas natural.
Abastece materias primas, productos y servicios de altísima calidad a precios
competitivos. Cuenta con una industria petroquímica moderna y en crecimiento.
PEMEX es una empresa limpia y segura, comprometida con el medio ambiente, su alta
rentabilidad y moderno régimen fiscal le han permitido seguir siendo un importante
contribuyente al erario público, cuyos recursos se utilizan en beneficio del país.
Metas y objetivos.
A continuación se presenta el avance en la consecución de las metas y objetivos del
Corporativo de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios, de conformidad con los
programas operativos y la Estrategia Programática Institucional aprobada a las entidades
Monografía
Requisitos de un Sistema de Protección Anticorrosiva Aplicado
a Superficies de Hierro y Acero al Carbono en Instalaciones de
PEMEX
6
de control presupuestario directo en el Presupuesto de Egresos de Federación, así como el
seguimiento físico financiero correspondiente.
Corporativo de Petróleos Mexicanos.
Petróleos Mexicanos coordina las acciones institucionales de los Organismos Subsidiarios
y Empresas Filiales de Pemex Petroquímica, para cumplir con las estrategias vinculadas a
sus programas de producción y enfocados al crecimiento de la calidad de sus productos.
Petróleos Mexicanos busca adoptar un modelo de dirección por calidad, para maximizar el
valor de sus operaciones, innovar y mejorar continuamente su gestión, crear redes de
valor que contribuyan a fortalecer sus finanzas, así como reducir el ejercicio del gasto
público. Asimismo, tiene como objetivos otorgar atención médica a sus trabajadores y
derechohabientes con calidad y eficiencia, mejorar la calidad y rentabilidad en materia de
telecomunicaciones y mantener la conducción corporativa en la administración de la
seguridad industrial y protección ambiental en la empresa.
Objetivos a corto plazo:
•Incrementar la oferta de hidrocarburos.
•Satisfacer la demanda de gas.
•Fortalecer la exploración y el inventario de reservas.
•Aumentar la capacidad de refinación a menor costo.
•Ampliar la infraestructura y la capacidad de comercialización de gas natural y gas LP.
•Reestructurar la industria petroquímica paraestatal en cadenas rentables, fortalecer la
comercialización de sus productos y aprovechar ventajas estructurales.
•Reducir costos.
•Mejorar los procesos industriales y cumplir con la normatividad ambiental.
•Identificar oportunidades para nuevos negocios.
Pemex Exploración y Producción.
La estrategia global de Pemex Exploración y Producción está enfocada a maximizar el valor
económico a largo plazo de las reservas de crudo y gas natural del país, garantizando la
seguridad de sus instalaciones y su personal, en armonía con la comunidad y el medio
ambiente.
Monografía
Requisitos de un Sistema de Protección Anticorrosiva Aplicado
a Superficies de Hierro y Acero al Carbono en Instalaciones de
PEMEX
7
Objetivos a corto plazo:
•Incrementar la capacidad de producción de crudo ligero y mantener la de crudo pesado.
•Incrementar la producción de gas de acuerdo a las metas establecidas.
•Establecer una estrategia comercial orientada a la satisfacción de los clientes.
•Incrementar el ritmo de reposición de reservas.
•Redefinir estrategias tecnológicas incorporando nuevas opciones (aguas profundas).
•Implantar nuevos mecanismos de contratación que incrementen la capacidad de
ejecución de proyectos.
•Alcanzar-mantener niveles internacionales en materia de protección ambiental y materia
de seguridad.
•Evaluación basada en la creación de valor económico y el cumplimiento de los
compromisos institucionales.
•Desarrollar capacidades técnicas y gerenciales de clase mundial.
•Incrementar la transparencia.
•Mejorar las relaciones con las comunidades donde opera.
Pemex Refinación.
Pemex Refinación se orienta a satisfacer la demanda de productos petrolíferos de manera
confiable, oportuna y a un mínimo costo, maximizando el valor de sus activos, ofreciendo
niveles internacionales de calidad y servicio.
Objetivos a corto plazo:
•Garantizar el suministro de productos petrolíferos en el país, con las especificaciones de
calidad que demanda el mercado.
•Cumplir con estándares de protección ambiental y seguridad industrial.
•Desarrollar integralmente las capacidades técnicas y gerenciales de los recursos
humanos.
•Desarrollar los mercados nacionales e internacionales con vocación plena de servicio al
cliente.
Monografía
Requisitos de un Sistema de Protección Anticorrosiva Aplicado
a Superficies de Hierro y Acero al Carbono en Instalaciones de
PEMEX
8
•Avanzar en la mejora de los procesos y sistemas de gestión.
•Fortalecer la política comercial para la mejora y optimización de los canales de
distribución y en la modernización de las instalaciones y tecnología.
•Modernizar sus activos actuales y futuros.
•Maximizar el valor de los activos con nivel de eficiencia y rentabilidad
internacionalmente competitivas.
Pemex Gas y Petroquímica Básica.
Pemex Gas y Petroquímica Básica colabora con proporcionar productos del gas natural y
servicios de distribución de valor agregado que soporten la competitividad de los clientes,
operando sus activos de manera eficiente, segura y confiable, asícomo fomentar la
utilización del gas con base en criterios económicos mediante una adecuada estructura de
precios en los diversos sectores.
Objetivos a corto plazo:
•Desarrollar la infraestructura de proceso, transporte y almacenamiento requerida para
hacer frente a la oferta de hidrocarburos y a la demanda de productos que comercializa.
•Establecer contratos de suministro y transporte de largo plazo, que permitan el acceso a
mejores condiciones comerciales para todos los participantes en el mercado de gas
natural.
•Promover la mejora continua en la integración tecnológica y de sistemas.
•Implantar nuevos esquemas de financiamiento, con el fin de contar con mayor
flexibilidad y oportunidad para el desarrollo de los proyectos de inversión que demanda el
mercado.
•Disminuir la vulnerabilidad del sistema de ductos.
•Ser un sector líder en materia de seguridad industrial y protección del medio ambiente.
•Crear una cultura de cero defectos, y la certificación de procesos.
•Competir en el mercado abierto de gas LP.
•Capturar las oportunidades de mejoras operativas y de reducción de costos.
Monografía
Requisitos de un Sistema de Protección Anticorrosiva Aplicado
a Superficies de Hierro y Acero al Carbono en Instalaciones de
PEMEX
9
Pemex Petroquímica.
Pemex Petroquímica elabora, comercializa y distribuye productos petroquímicos, para
satisfacer la demanda del mercado y maximizar su valor económico.
Objetivos a corto plazo:
•Incrementar la producción mediante la ampliación, construcción, conversión de las
plantas de proceso.
•Operar y sostener la infraestructura de sus plantas de proceso.
•Llevar a cabo la comercialización de sus productos petroquímicos.
•Asegurar la permanencia de la entidad en la industria petroquímica no básica.
•Respetar el medio ambiente e integridad del personal que labora en la industria.
•Desarrollo del personal de manera integral.
•Impulsar proyectos petroquímicos con inversión propia o alianzas.
•Diversificar fuentes de materia prima.
•Satisfacer la atención a clientes mejorando el desempeño, servicio y calidad de nuestros
productos.
Código de Conducta.
El Código de conducta de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios, es una guía que
sirve para resolver dilemas éticos o de conducta en la organización, contribuye a cumplir
con la visión y objetivos; en su contenido está presente la filosofía de los petroleros, capaz
de orientar el comportamiento de todos los que integramos la industria petrolera estatal.
A continuación se señalan los elementos del entorno con los que la institución interactúa,
frente a los que reconocen una responsabilidad y fundamenta su actuar y decidir en
relación a ellos:
1. Integrantes de la Industria
2. Sindicato
3. Clientes
4. Proveedores, Contratistas y prestadores de servicios
Monografía
Requisitos de un Sistema de Protección Anticorrosiva Aplicado
a Superficies de Hierro y Acero al Carbono en Instalaciones de
PEMEX
10
5. Distribuidores
6. Medio Ambiente
7. Seguridad
8. Comunidades
9. Sociedad
10. Gobierno
11. Familia
PEMEX Estructura Orgánica.
ORAGANIGRAMA PEMEX
Subsidiarias de Pemex.
PEMEX Exploración y Producción.
Responsable de la exploración y explotación del petróleo y el gas natural. Tiene a su cargo
el transporte, almacenamiento en terminales y comercialización de primera mano de
dichos hidrocarburos. Posee 359 campos petroleros, 5,783 pozos en exploración, 279
Monografía
Requisitos de un Sistema de Protección Anticorrosiva Aplicado
a Superficies de Hierro y Acero al Carbono en Instalaciones de
PEMEX
11
plataformas marinas y 34,074 km. de oleoductos y gasoductos, distribuidos en cuatro
regiones.
Productos: Crudo Maya, Crudo Istmo, Crudo Olmeca, Gas Natural que puede ser Gas
Asociado o No Asociado y Condensados.
PEP a nivel mundial ocupa el tercer lugar en términos de producción de crudo, el primero
en producción de hidrocarburos costa fuera, el noveno en reservas de crudo y el doceavo
en ingresos.
La estrategia para mejorar el desempeño, en el corto y mediano plazo, ha sido la de
adoptar las mejores prácticas de la industria en términos de esquemas de negocios,
procesos, productividad, medio ambiente y seguridad industrial en las operaciones;
también se ha fortalecido la capacidad de ejecución y se ha revitalizado la actividad
exploratoria, a fin de lograr que PEMEX Exploración y Producción se convierta en la
empresa petrolera más exitosa del siglo XXI.
PEP opera con cuatro regiones:
•Región norte
•Región sur
•Región noreste
•Región suroeste
Las cuales se organizan en activos.
Los activos son la unidad de negocio encargada fundamentalmente de maximizar el valor
económico del activo, mediante la explotación racional de los yacimientos, optimizando
los costos de operación y logrando mayor eficiencia en las inversiones, para cumplir con
los programas de producción y distribución de aceite, gas y condensado, aplicando las
normas y procedimientos de seguridad, protección ambiental y ecología.
Región Norte.
La región norte tiene una extensión que supera los 2 millones de kilómetros cuadrados,
abarca 25 entidades federativas, siendo las importantes: San Luis Potosí, Puebla, Veracruz,
Tamaulipas y Nuevo León. Esta región está conformada por tres Activos Integrales Burgos,
Veracruz y Poza Rica-Altamira y un Activo Exploratorio.
Monografía
Requisitos de un Sistema de Protección Anticorrosiva Aplicado
a Superficies de Hierro y Acero al Carbono en Instalaciones de
PEMEX
12
En el transcurso de 2006, obtuvo una producción promedio anual, de 2 mil 228 millones
de pies cúbicos de gas por día; respecto a 2005 significó un incremento de 21%,
equivalente a 392 millones de pies cúbicos. La producción promedio de crudo lograda fue
de 84 mil barriles por día.
De esta manera, la región norte continuó el crecimiento en el negocio de gas,
consolidándose como la principal productora de gas natural del país, al aportar en 2006 el
43% de la producción nacional. El 31 de diciembre alcanzó el máximo histórico de
producción hasta 2006, con 2 mil 458 millones de pies cúbicos por día.
El aumento en la producción de gas, tiene origen en el crecimiento sostenido del Activo
Integral Veracruz, donde se registró un incremento del 43% y en la participación del Activo
Integral Burgos con el 56% del volumen de gas producido a nivel regional.
Ilustración 1
Durante 2006, la región registró inversiones por 28 mil 260 millones de pesos, de los
cuales 21 mil 444 millones se destinaron a actividades de explotación, 4 mil 263 millones a
exploración, 1 mil 995 millones a mantenimiento y 558 millones a seguridad industrial y
protección ambiental.
En cuanto a pozos se refiere, se terminaron 53 pozos exploratorios y 485 pozos de
desarrollo. Aunado a los pozos perforados se realizaron 315 reparaciones mayores y 1 mil
56 reparaciones menores.
El Proyecto Chicontepec cuenta con un área de tres mil 800 kilómetros cuadrados y abarca
12 municipios en los estados de Veracruz y Puebla, y es considerado la reserva terrestre
Monografía
Requisitos de un Sistema de Protección Anticorrosiva Aplicado
a Superficies de Hierro y Acero al Carbono en Instalaciones de
PEMEX
13
petrolera más importante de la República Mexicana, toda vez que cuenta con una reserva
de alrededor de 18 mil millones de barriles de crudo, equivalentes al 40 por ciento del
total de las reservas. Con la puesta en marcha del complejo Tajín, que busca el desarrollo
del Paleocanal de Chicontepec, se contará con una producción diaria de 20 mil barriles de
petróleo y 20 millones de pies cúbicos diarios de gas.
Región Sur.
La región sur tiene una superficie aproximada de 390 mil kilómetros cuadrados y abarca
parte de los estados de Guerrero, Oaxaca y Veracruz, así como la totalidad de Tabasco,
Campeche, Yucatán, Quintana Roo y Chiapas. Limita al norte con el Golfo de México, al sur
con el Océano Pacífico y al este con el Mar Caribe.
Operativamente está dividida en un activo regional exploratorio y los activos integrales
Bellota-Jujo, Macuspana, Cinco Presidentes, Samaria-Luna y Muspac.
Ilustración 2
La producción promedio anual de petróleo crudo, fue de 491 mil 318 barriles por día y la
de gas natural fue de 1 mil 352 millones de pies cúbicos por día.
En el transcurso de 2006, la actividad exploratoria estratégica de mayor importancia se
obtuvo en cuatro proyectos de exploración: Cuichapa, Julivá, Reforma y Simojovel; y las
componentes exploratorias de los dos proyectos integrales: Comalcalco y Macuspana.
La región registró inversiones por 22 mil 16 millones de pesos, de los cuales 15 mil 936
millones correspondieron a explotación, 3 mil 257 millones a exploración, 2 mil 640
millones a mantenimiento y 183 millones a seguridad industrial y protección ambiental.
Monografía
Requisitos de un Sistema de Protección Anticorrosiva Aplicado
a Superficies de Hierro y Acero al Carbono en Instalaciones de
PEMEX
14
Se terminaron 50 pozos, de este total cinco fueron de exploración y 45 de desarrollo. Las
reparaciones mayores realizadas fueron 208 y 72 reparaciones menores.
Región Marina Noreste.
La región noreste con una extensión de 166 mil kilómetros cuadrados de aguas
territoriales, se sitúa en la plataforma y talud continentales del Golfo de México; está
constituida por los activos integrales Cantarell y Ku-Maloob-Zaap, además de un activo
regional exploratorio.
Esta región inició el 2006 con el desafió que representa la explotación de campos maduros
al tener que enfrentar las dificultades derivadas de la declinación natural del yacimiento
más importante de México y uno de los más grandes del mundo, Cantarell. No obstante, la
marina noreste obtuvo una producción promedio de aceite crudo de 2 millones 205 mil
barriles diarios en 2006 y de 920 millones de pies cúbicos por día de gas natural.
Ilustración 3
Además, se terminaron 38 pozos de desarrollo, se realizaron 85 reparaciones mayores y
51 reparaciones menores.
En esta región se tuvieron inversiones por 46 mil 593 millones de pesos, de los cuales 38
mil 953 millones se destinaron a actividades de explotación, 1 mil 194 millones a
exploración, 5 mil 876 millones a mantenimiento y 570 millones a seguridad industrial y
protección ambiental.
Monografía
Requisitos de un Sistema de Protección Anticorrosiva Aplicado
a Superficies de Hierro y Acero al Carbono en Instalaciones de
PEMEX
15
Región Marina Suroeste.
La región suroeste tiene un área de 352 mil 390 kilómetros cuadrados de aguas
territoriales del Golfo de México, efectúa la explotación de hidrocarburos a través de un
activo regional exploratorio y los activos integrales Abkatún-Pol-Chuc, litoral de Tabasco.
Desde el año de 1997, la producción de aceite y gas ha disminuido constantemente, ya
que el ciclo de vida de los campos en desarrollo se encuentra en etapa de declinación.
Frente a esta situación, la región marina suroeste ha orientado su estrategia para
compensar la declinación y agotamiento natural de sus yacimientos, incorporando nuevas
reservas de hidrocarburos.
Ilustración 4
Para tal efecto se formó la cartera de proyectos de la región marina suroeste, compuesta
por 18 proyectos, 12 de explotación, 4 de exploración y 2 proyectos integrales.
De los proyectos de explotación, siete corresponden a los campos del Activo Integral
Abkatún-Pol-Chuc y cinco pertenecen al Activo Integral Litoral de Tabasco. Los cuatro
proyectos exploratorios, cubren los procesos de evaluación del potencial, incorporación
de reservas y delimitación, y son: Golfo de México “B”, Coatzacoalcos, Campeche Poniente
Terciario y Campeche Poniente Mesozoico.
Los dos proyectos integrales que integran los procesos de incorporación de reservas,
delimitación y explotación, están constituidos por el Activo Abkatún-Pol-Chuc, y el Activo
Litoral de Tabasco.
Monografía
Requisitos de un Sistema de Protección Anticorrosiva Aplicado
a Superficies de Hierro y Acero al Carbono en Instalaciones de
PEMEX
16
Así, durante 2006 la producción promedio de aceite crudo fue de 475 mil barriles por día y
la de gas natural sumó 856 millones de pies cúbicos por día. En el periodo se terminaron
27 pozos y se realizaron 26 reparaciones mayores y 49 reparaciones menores.
En esta región se invirtieron 22 mil 622 millones de pesos, de los cuales 14 mil 172
millones se destinaron a actividades de explotación, 3 mil 680 millones a exploración, 4
mil 451 millones a mantenimiento y 319 millones a seguridad industrial y protección
ambiental.
PEMEX creó el primer Activo Integral en Aguas Profundas, Holock-Temoa, para su
desarrollo tomará la experiencia de petroleras internacionales como Shell, British
Petroleum, Petrobras y Statoil, con las que tiene firmados convenios de colaboración
tecnológica.
Guillermo Pérez Cruz, encargado del activo Integral de Aguas Profundas, informó que con
el desarrollo de los primeros pozos en el Golfo de México, se incorporará la primera
producción de gas a partir de 2012 con 400 millones de pies cúbicos diarios.
Además, iniciaron la exploración de una nueva zona en donde se localizaron estructuras
geológicas con hidrocarburos, para lo cual ya contrataron equipo tecnológico para
verificar los recursos prospectivos en la zona de Temoa.
PEMEX Gas y Petroquímica Básica.
Dentro de la cadena del petróleo, PEMEX Gas y Petroquímica Básica ocupa una posición
estratégica al tener la responsabilidad del procesamiento del gas natural y sus líquidos, así
como del transporte, comercialización y almacenamiento de sus productos.
En el ámbito internacional, PEMEX Gas y Petroquímica Básica es una de las principales
empresas procesadoras de gas natural, con un volumen procesado cercano a 4 mil
millones de pies cúbicos diarios (mmpcd) durante el 2004, y la segunda empresa
productora de líquidos, con una producción de 451 mil barriles diarios (mbd) en los 11
Centros procesadores de gas a cargo del organismo.
Cuenta con una extensa red de gasoductos, superior a 12 mil kilómetros, a través de la
cual se transportan más de 3,600 mmpcd de gas natural, lo que la ubica en el décimo lugar
entre las principales empresas transportistas de este energético en Norteamérica.
Monografía
Requisitos de un Sistema de Protección Anticorrosiva Aplicado
a Superficies de Hierro y Acero al Carbono en Instalaciones de
PEMEX
17
Ilustración 5
En México, PEMEX Gas se encuentra entre las 10 más grandes por su nivel de ingresos,
superiores a 16,300 millones de dólares en 2004, con activos cercanos a 9,000 millones de
dólares. Adicionalmente, PEMEX Gas y Petroquímica Básica constituye una fuente
importante de trabajo, al emplear del orden de 12 mil trabajadores.
PEMEX Gas cuenta con diez complejos procesadores de gas. De ellos, ocho están ubicados
en la región sur-sureste del país (Chiapas, Tabasco y Veracruz) y dos en la región noreste
(Tamaulipas). En dichos complejos existe un total de 72 plantas, de distintos tipos, que
tienen la capacidad instalada :
Endulzamiento de gas 4503 MMpcd
Recuperación de líquidos 5392 MMpcd
Recuperación de azufre 218.9 MMpcd
Endulzamiento de condensados 144 Mbd
Fraccionamiento 654.3 Mbd
Absorción 350 MMpcd
MMpcd: Millones de pies cúbicos al día
Mbd: Miles de Barriles diarios
Monografía
Requisitos de un Sistema de Protección Anticorrosiva Aplicado
a Superficies de Hierro y Acero al Carbono en Instalaciones de
PEMEX
18
Ciudad PEMEX, Cactus y Nuevo PEMEX son los complejos más grandes de nuestra
empresa. En ellos se lleva a cabo la mayoría del endulzamiento de gas amargo (92%); 85%
del procesamiento del gas dulce (recuperación de líquidos) y una buena parte de la
recuperación de azufre.
En lo que respecta a los condensados, casi la totalidad de su endulzamiento se realiza en
los complejos de Cactus y Nuevo PEMEX, mientras que buena parte del fraccionamiento
se lleva a cabo en estos mismos complejos y el Área Coatzacoalcos. Por último, el proceso
de absorción, con capacidad instalada de 350 mmpcd, se realiza en el complejo de
Reynosa.
PEMEX Refinación.
Las funciones básicas de PEMEX Refinación son los procesos industriales de refinación,
elaboración de productos petrolíferos y derivados del petróleo, su distribución,
almacenamiento y venta de primera mano. La Subdirección Comercial de PEMEX
Refinación realiza la planeación, administración y control de la red comercial, así como la
suscripción de contratos con inversionistas privados mexicanos para el establecimiento y
operación de las estaciones de servicio integrantes de la Franquicia PEMEX para atender el
mercado al menudeo de combustibles automotrices.
Ilustración 6
Monografía
Requisitos de un Sistema de Protección Anticorrosiva Aplicado
a Superficies de Hierro y Acero al Carbono en Instalaciones de
PEMEX
19
PEMEX Petroquímica.
PEMEX Petroquímica elabora, comercializa y distribuye productos para satisfacer la
demanda del mercado a través de sus empresas filiales y centros de trabajo. Su actividad
fundamental son los procesos petroquímicos no básicos derivados de la primera
transformación del gas natural, metano, etano, propano y naftas de Petróleos Mexicanos.
PEMEX Petroquímica guarda una estrecha relación comercial con empresas privadas
nacionales dedicadas a la elaboración de fertilizantes, plásticos, fibras y hules sintéticos,
fármacos, refrigerantes, aditivos, etc.
En el sur del estado de Veracruz se encuentra la sede del emporio Petroquímico más
importante de México, integrado por PEMEXM Petroquímica, el cual tiene ubicadas sus
oficinas centrales en la Ciudad de Coatzacoalcos, Veracruz, cuenta con ocho Centros de
Trabajo que son los Complejos Petroquímicos:
Independencia, Cangrejera, Cosoleacaque, Morelos, Pajaritos, Tula, Escolín y la Unidad
Petroquímica Camargo, estos se encuentran localizados en el norte del país, centro y sur
del estado de Veracruz.
Ilustración 7
PEMEX Petroquímica guarda una estrecha relación comercial con empresas privadas
nacionales dedicadas a la elaboración de plásticos, fibras y hules sintéticos, fármacos,
refrigerantes, aditivos entre otros.
Monografía
Requisitos de un Sistema de Protección Anticorrosiva Aplicado
a Superficies de Hierro y Acero al Carbono en Instalaciones de
PEMEX
20
Volumen de Producción.
Petróleos Mexicanos desarrolla toda la cadena productiva de la industria. Por tanto, es
responsable de la exploración y producción de hidrocarburos en territorio nacional, de
refinación de crudo, del procesamiento de gas y petroquímicos básicos, así como de la
producción de algunos petroquímicos secundarios; su mandato es satisfacer 100% de la
demanda nacional de petrolíferos.
Su volumen de producción en los últimos años fue:
Datos Generales Unidad 2003 2004 2005 2006
Petróleo crudo Miles de barriles diarios 3,371 3,383 3,333 3,256
Gas Natural MM de pies cúbicos diarios 4,498 4,573 4,818 5,356
Petrolíferos Miles de barriles diarios 1,556 1,587 1,554 1,545
Petroquímicos Miles de toneladas 10,296 10,731 10,603 10,961
Ventas:
Nacional MM de pesos 433,024 493,069 525,583 546,738
Internacional MM de pesos 213,692 318,746 440,701 515,757
Petróleos Mexicanos es pieza clave en el suministro de los combustibles que requiere la
economía nacional. En 2007, cubrió 100% de la demanda de combustibles automotrices,
con producción propia e importaciones, así como 85% de la de combustibles industriales.
PEMEX es la empresa más importante del país. En 2007, generó ingresos por $1,134 miles
de millones de pesos (104.5 miles de millones de dólares). Sus exportaciones
representaron 15% de los ingresos de la cuenta corriente. Es la principal generadora de
ingresos presupuestarios del sector público (cerca de 40%).
Comparación Internacional.
Como empresa petrolera integrada, PEMEX es la onceava más importante del mundo. Sin
embargo, esta posición ha venido deteriorándose constantemente durante los últimos
años: en 2000 PEMEX era la sexta empresa petrolera más importante; en 2004, la novena;
en 2006, la décima, y en 2007 la onceava.
Monografía
Requisitos de un Sistema de Protección Anticorrosiva Aplicado
a Superficies de Hierro y Acero al Carbono en Instalaciones de
PEMEX
21
En 2007, su producción de crudo (3,082 miles de barriles diarios) la ubicó en el tercer lugar
mundial. El volumen de proceso de crudo en sus refinerías (1,269 miles de barriles diarios)
la colocó como la 13ª petrolera más grande. Su producción de gas fue la 14ª más
relevante a nivel internacional. Por su parte, si se compara al nivel de países, México
ocupa el 6° y el 19° lugar en cuanto a producción de crudo y de gas natural,
respectivamente. En cuanto a capacidad de refinación, el país ocupa la posición número
quince a nivel mundial.
PEMEX Instalaciones.
Estas son algunas de las instalaciones más importantes que tiene PEMEX.
Instalaciones de Exploración y Producción.
Activo integral 'Burgos’
Localizado al noroeste de la República Mexicana y con operaciones en los estados de
Tamaulipas, Nuevo León y Coahuila, el Activo Integral Burgos es actualmente el proyecto
más importante en nuestro país de gas no asociado.
A eso se agrega que el área Reynosa-Burgos se ubica como la de mayor potencial dentro
de la nueva geografía operativa y comercial del mercado de gas.
La explotación de Burgos inició en
1945 con la perforación del pozo
Misión 1, lo que propició el
desarrollo de campos en el área
de Reynosa.
A partir de entonces dicha
explotación ha sido continua,
sobresaliendo cinco etapas. La
primera comprende de 1945 a
1975; en ella se desarrollaron los
campos terciarios de la Cuenca de
Burgos (campo Reynosa),
lográndose en 1970 una producción de gas de 620 millones de pies cúbicos diarios
(mmpcd).
De 1975 a 1993 se descubrió y desarrolló la Cuenca de Sabinas y se observó la declinación
de los campos terciarios. Entre 1994 y 1996 se realizó un estudio de factibilidad y
Ilustración 8
Monografía
Requisitos de un Sistema de Protección Anticorrosiva Aplicado
a Superficies de Hierro y Acero al Carbono en Instalaciones de
PEMEX
22
evaluación del potencial remanente de la Cuenca de Burgos y de 1997 a 2003 se
autorizaron recursos con la meta de alcanzar una producción de mil mmpcd de gas en
estos últimos tres años.
La quinta y última etapa inició en 2004. en ella se desarrolla la segunda etapa de
crecimiento del proyecto, con una producción actual de mil 350 mmpcd de gas.
Tuzandépetl
La región veracurzana de Tuzandeptl
se encuentra a 15 minutos de
Coatzacoalcos, ésta se caracteriza por
el alto contenido de sal en su
subsuelo que en algunos puntos se
encuentra hasta a 400 metros de
profundidad.
Esta condición proporcionó a
ingenieros, geólogos, investigadores y
petroleros mexicanos la oportunidad
de construir cavidades subterráneas
para almacenar hasta 8 millones de
barriles de petróleo crudo de manera segura y altamente eficiente.
Este proyecto inició en 1980 con la construcción de 12 cavidades artificiales me diante el
método de lixiviación, que consiste en inyectar agua dulce en el subsuelo para disolver la
sal atrapada durante millones de años.
Tuzandeptl funciona como un amortiguador cuando la capacidad de almacenamiento
supera a otros centros de almacenamiento o presenta alguna eventualidad.
Esta instalación convive en perfecto equilibrio con el medio ambiente ya que la
impermeabilidad de estos domos salinos no afecta a la vegetación de la zona.
El agua resultante se conoce como salmuera (agua saturada de sal), ésta se envía a una
presa localizada en la misma instalación y se utiliza para equilibrar la presión de la cavidad
de acuerdo a la cantidad de crudo que se quiera almacenar, esta presa tiene una
capacidad de 4.5 millones de barriles de salmuera.
Este tipo de almacenamiento de hidrocarburos se ha utilizado en los Estados Unidos desde
1955 pero Holanda inició a colocar basura en cavidades salinas en 1938.
Ilustración 9
Monografía
Requisitos de un Sistema de Protección Anticorrosiva Aplicado
a Superficies de Hierro y Acero al Carbono en Instalaciones de
PEMEX
23
Centro de proceso 'Akal C'
Junto con Nohoch, Chac y Kutz, el yacimiento petrolífero Akal fue de los primeros que se
descubrieron en la Sonda de Campeche. Sobresale por su mayor tamaño, pero también
por concentrarse en él segmentos con hidrocarburos más grandes que en el resto de los
yacimientos.
Dentro de ese yacimiento se localiza
Akal-C, considerado el centro de
proceso más extenso del mundo
situado costa afuera. Mide un
kilómetro de largo, longitud
equivalente a la suma de 10 canchas
de fútbol y es el único en su tipo en
el ámbito petrolero internacional
que cuenta con una unidad de
procesamiento de gas.
El centro de proceso inició
operaciones en 1979 y se compone
por 12 plataformas: tres baterías de
separación, una de enlace, una de perforación, una de telecomunicaciones, tres de
compresión y una de procesamiento de gas, así como dos habitacionales, las cuales
disponen de 500 camas, servicio de alimentación, oficinas, servicio médico y sala de
recreación, además de dos helipuertos.
Dentro de los procesos operativos, las baterías de separación se encargan de apartar el
gas del petróleo crudo, el cual posteriormente se envía hacia la Terminal Marítima de Dos
Bocas para su almacenamiento y/o a la de Exportación de Crudo de Cayo Arcas, a través
de un sistema de bombeo.
En la plataforma de enlace se reciben los hidrocarburos de las diferentes plataformas
periféricas y es el punto de salida del petróleo crudo hacia Dos Bocas, Tabasco, y/o a la
Terminal Marítima de Exportación de Crudo de Cayo Arcas, vía el Centro de Proceso Akal-J
perteneciente al Activo Integral Cantarell.
En la de perforación, aclara, actualmente se localizan equipos de compresión de gas así
como de transporte de aceite crudo de exportación. El proceso inicia con una primera
etapa de separación de gas del aceite proveniente de los pozos y a través de oleoductos y
Ilustración 10
Monografía
Requisitos de un Sistema de Protección Anticorrosiva Aplicado
a Superficies de Hierro y Acero al Carbono en Instalaciones de
PEMEX
24
gasoductos submarinos llega a Akal-C, distribuyéndose a las tres baterías de producción
en las cuales se realiza la segunda etapa de separación.
El gas separado en las dos etapas es
enviado a las plataformas donde se
encuentran instalados los compresores de
baja presión de succión donde se comprime
y se manda, junto con el que llega de otros
centros de proceso como Nohoch-A y Akal-
B, pertenecientes al Activo Integral
Cantarell, al cabezal de succión de los
módulos de alta presión localizados en las
plataformas Akal-C4, Akal-C6 y Akal-C7. El
gas recibido y/o procesado en estas
plataformas es enviado a Akal-C8 para endulzamiento y a Akal-C-Perforación donde se
tienen dos turbo compresores para inyección de gas al yacimiento.
Producto de la compresión y enfriamiento del gas se generan condensados (gasolina
natural) y agua. Los condensados se bombean hacia las baterías de separación, mientras
que el agua amarga se trata y descarga en el mar, cuidando al máximo los parámetros
indicados en la normatividad correspondiente.
En el caso particular de Akal C, la plataforma de telecomunicaciones tiene la función
primordial de mantener la comunicación entre plataformas, embarcaciones, helicópteros
y oficinas con Ciudad del Carmen.
Por último, la plataforma Akal-C8 de procesamiento de gas natural es la que se encarga de
eliminar los componentes amargos (H2S y CO2) para utilizarlo como gas combustible y
para inyección a los pozos como sistema de recuperación secundaria. Actualmente
procesa 470 mmpcd de gas.
Campo productor 'Cantarell'
En 1971, con la consigna de localizar campos petrolíferos en el Golfo de México, para
incrementar sustancialmente la producción nacional, técnicos de exploración de PEMEX
visitaron a don Ridecindo, quien los condujo hasta el sitio marino que años más tarde sería
honrado con su apellido y que a poco más de 30 años de su descubrimiento ha producido
12 mil 118 millones de barriles de petróleo crudo equivalente (mmbpce).
11
Monografía
Requisitos de un Sistema de Protección Anticorrosiva Aplicado
a Superficies de Hierro y Acero al Carbono en Instalaciones de
PEMEX
25
El campo ha sido muy generoso en materia de hidrocarburos en la Sonda de Campeche,
ocupa 162 kilómetros cuadrados y se mantienen en sexto lugar en reservas en el ámbito
internacional. Fue oficialmente descubierto en 1976 con la perforación del pozo Chac-1 y
actualmente esta formado por los yacimientos Akal, Nohoch, Chac y Kutz.
En 1978 se instaló la primera plataforma
de perforación sobre el campo y un año
después se terminó el pozo llamado Akal 1-
A, cuya primera producción se obtuvo el 23
de junio de 1979, mientras que la
explotación del petróleo proveniente de
Cantarell empezó el 11 de noviembre del
mismo año, con el buquetanque Goward
Solveing, que salió de la Terminal marítima
de Pajaritos, Veracruz, con un cargamento
de 100 mil 705 barriles de crudo maya.
Datos del complejo:
En Cantarell trabajan 2 mil 256 personas; de éstos tierra laboran 395 y mil 861 lo
hacen en mar.
Se llevan a cabo actividades de perforación de pozos, bombeo y estabilización de
crudo; separación, compresión deshidratación y endulzamiento de gas.
Contiene el 40% de las reservas nacionales.
Máximo histórico de producción; 2 millones 313 mil barriles de crudo (16 de
noviembre de 2003).
Instalaciones de Refinación y Terminales de Reparto.
Refinería 'Ing. Antonio Dovalí Jaime'
La refinería "Ing. Antonio Dovalí Jaime"
se encuentra ubicada en el municipio de
Salina Cruz, en el Estado de Oaxaca; inicio
sus operaciones en el mes de abril de
1979 y fue inaugurada el 24 de agosto de
1979, con capacidad para procesar hasta
165,000 bd de crudo en la planta
primaria No. 1.
Ilustración 12
Monografía
Requisitos de un Sistema de Protección Anticorrosiva Aplicado
a Superficies de Hierro y Acero al Carbono en Instalaciones de
PEMEX
26
En el año de 1989 se amplía la refinería al entrar en operación la planta primaria No. 2,
con capacidad para procesar hasta 165,000 bd. Actualmente la refinería tiene capacidad
para procesar hasta 330,000 bd de crudo.
De 1993 a 1997 se contempló la construcción de varias plantas dentro del paquete
ecológico, con el fin de mejorar la calidad de las gasolinas, del diesel y del combustóleo
pesado. En este período iniciaron sus operaciones la planta Catalítica Núm. 2 y la planta
Reductora de Viscosidad. En 1997 iniciaron sus operaciones las plantas de Aquilación e
Isomerización.
La refinería se encuentra estratégicamente situada para cubrir las necesidades de
energéticos de los estados de Baja California, Baja California Sur, Sonora, Sinaloa, Nayarit,
Guerrero, Oaxaca, Chiapas y la costa de los estados de Michoacán de Ocampo y Jalisco.
Refinería 'Héctor R. Lara Sosa'
La refinería "Ing. Héctor R. Lara Sosa" se encuentra localizada en el Estado de Nuevo León,
en el municipio de Cadereyta Jiménez, a 36 kilómetros al este de la Ciudad de Monterrey.
En el año de 1975 comenzó la construcción de la primera planta de destilación primaria,
iniciando sus operaciones el 12 de febrero de 1979. La refinería fue inaugurada el 18 de
marzo de 1979 con la capacidad inicial de 100,000 bd.
En el año de 1980 entró en operación
la planta Combinada No. 2, con
capacidad de 135,000 bd.
La refinería se encuentra
estratégicamente situada para cubrir
las necesidades de energéticos de los
estados de Nuevo León, Coahuila,
Chihuahua, Durango y en forma
parcial a los estados de San Luis
Potosí y Tamaulipas.
La refinería abastece a la terminal de
almacenamiento y distribución de
Cadereyta, situada junto a la refinería y a través de ella, por medio de autotanques,
abastece a las terminales de Reynosa y Nuevo Laredo, en el estado de Tamaulipas. Estas
terminales también reciben importaciones.
Ilustración 13
Monografía
Requisitos de un Sistema de Protección Anticorrosiva Aplicado
a Superficies de Hierro y Acero al Carbono en Instalaciones de
PEMEX
27
Por medio del poliducto Cadereyta-Satélite de 18" de diámetro surte de productos a la
T.A.D. Satélite (Santa Catarina), N.L.; a través de ella abastece a las terminales de Saltillo,
Coah. y Gómez Palacio, Dgo., por medio de los poliductos Santa Catarina-Gómez Palacio
de 14" de diámetro y Santa Catarina-Ojo Caliente-Gómez Palacio de 10" de diámetro.
Refinería 'Miguel Hidalgo'
La Refinería "Miguel Hidalgo"
se encuentra localizada en los
municipios de Tula de Allende
y Atitalaquia en el estado de
Hidalgo, a 82 kilómetros al
norte de la Ciudad de México.
Fue inaugurada el 18 de marzo
de 1976, con capacidad para
procesar 150,000 bd.
En 1977 se terminaron y
pusieron en operación siete
plantas de la refinería, con
capacidad combinada de
150,000 bd. En 1987 al entrar en operación la planta primaria No. 2 de 165,000 bd, se
llega a 320,000 bd de capacidad.
En 1994 Iniciaron operaciones las plantas MTBE, TAME y la planta catalítica No. 2 . En
1999 entró en operación la planta H-Oil. Actualmente cuenta con una capacidad de
refinación de 325,000 bd.
Su área de influencia, abarca la Zona Metropolitana del Valle de México, los Estados de
México, Hidalgo, Morelos y parte de los estados de Guerrero con la zona de influencia de
Iguala, de Guanajuato, con las zonas de influencia de Querétaro y Celaya, de Michoacán
de Ocampo con la zona de influencia de Toluca y Puebla con la zona de influencia de
Cuautla.
TAR '18 de Marzo'
La terminal fue inaugurada el 29 de noviembre de 1994 e inició operaciones el 16 de
septiembre de 1996. Se encuentra dentro de la zona de influencia de la Refinería de Tula;
actualmente comercializa gasolina Pemex Magna, gasolina Pemex Premium, Pemex Diesel
y turbosina.
14
Monografía
Requisitos de un Sistema de Protección Anticorrosiva Aplicado
a Superficies de Hierro y Acero al Carbono en Instalaciones de
PEMEX
28
Se abastece de la refinería de Tula por medio del poliducto Tula-Azcapotzalco de 16" de
diámetro, de 82 kilómetros de longitud y capacidad para transportar 100,000 bd y del
poliducto Tula-San Juan-Ixhuatepec-Azcapotzalco de 12" de diámetro, de 74 kilómetros y
capacidad para transportar hasta 55,000 bd.
Se abastece de importaciones de la
terminal marítima de Tuxpan por
medio del poliducto Poza-Rica-
Azcapotzalco.
Abastece a la terminal Satélite Sur de
Barranca del Muerto por medio de los
poliductos Azcapotzalco-Barranca del
Muerto de 8" y 12" y a la terminal
Satélite Oriente de Añil por medio de
los poliductos Azcapotzalco-Añil de 8"
y 12". A través de la terminal de Añil
abastece a la terminal de Cuernavaca.
Actualmente tiene una capacidad de almacenamiento de 1.5 millones de barriles de
diversos productos petrolíferos.
Abastece a 148 estaciones de servicio, 60 de ellas en 7 delegaciones de la zona norte del
Distrito Federal y 88 en 12 municipios del centro del estado de México.
Posee una flota de 72 autotanques de 20,000 litros.
Instalaciones de Gas.
CPG 'Reynosa'
El Complejo Procesador de Gas Reynosa se localiza en la ciudad de Reynosa y municipio
del mismo nombre, a 322 km. de Ciudad Victoria en el Estado de Tamaulipas, ocupa una
área de 32 hectáreas y fue establecido en el año de 1955, con objeto de procesar el gas y
condensado de los pozos de la zona denominada frontera noreste de la República
Mexicana.
Las actividades principales de este complejo son las de tratar el gas natural, mediante el
proceso de absorción para separar sus líquidos y obtener además gas natural seco, así
como el fraccionamiento de condensados del gas natural de los campos.
Ilustración 15
Monografía
Requisitos de un Sistema de Protección Anticorrosiva Aplicado
a Superficies de Hierro y Acero al Carbono en Instalaciones de
PEMEX
29
El complejo cuenta con servicios auxiliares necesarios para los procesos señalados, así
como también con sistemas de seguridad e infraestructura necesaria.
Una vez procesados el gas húmedo y los condensados se entregan, en las fronteras
establecidas, productos como gas natural seco, gas licuado, gasolina natural, solvente "K"
y residuo.
CPG 'Poza Rica'
El Complejo Procesador de gas Poza Rica está situado al norte del Estado de Veracruz y
ocupa una extensión de 84.6 hectáreas en la zona urbana de la ciudad de Poza Rica. Tuvo
sus orígenes antes del Decreto de la Expropiación Petrolera del 18 de marzo de 1938. Las
instalaciones originales fueron desmanteladas en su totalidad, dando paso a las plantas
existentes y convirtiéndose en el pionero en la industria de la petroquímica en Petróleos
Mexicanos, al poner en operación, en el año de 1951, la primera planta para recuperación
de azufre, la cual fue sustituida por una moderna planta de azufre con proceso superclaus
en agosto de 2003.
Con lo anterior Pemex Gas cumple con el compromiso con los habitantes, en cuanto a la
responsabilidad social y la protección al medio ambiente de la ciudad de Poza Rica,
Veracruz.
16
Monografía
Requisitos de un Sistema de Protección Anticorrosiva Aplicado
a Superficies de Hierro y Acero al Carbono en Instalaciones de
PEMEX
30
El Complejo Procesador de Gas
Poza Rica procesa el gas natural
para eliminar los contaminantes
y separar sus componentes,
mediante los procesos
industriales de endulzamiento
de gas húmedo amargo,
recuperación de azufre,
recuperación de licuables del
gas natural y el fraccionamiento
de licuables.
También proporciona los servicios de tratamiento de agua para inyección a yacimientos
productores de crudo en la región y el servicio de inyección de gas a bombeo neumático
en Pemex Exploración y Producción.
El complejo cuenta con servicios auxiliares necesarios para los procesos señalados, así
como también con sistemas de seguridad e infraestructura necesaria.
Una vez procesado el gas húmedo se entregan, en las fronteras establecidas, productos
como gas natural seco, gas licuado, gasolina natural, azufre líquido y agua tratada.
CPG 'Ciudad PEMEX'
El Complejo Procesador de Gas
Ciudad Pemex inició operaciones en
el año de 1958, con una planta de
absorción, actualmente fuera de
servicio, procesando gas natural
húmedo producido en los campos
de José Colomo, Chilapilla y
Hormiguero, cuyas reservas
justificaron su instalación.
Para aprovechar el gas natural seco
se construyó un gasoducto de 24"
de diámetro por 780 km. de
longitud de Ciudad Pemex hacia la
ciudad de México. En la actualidad, el
17
18
Monografía
Requisitos de un Sistema de Protección Anticorrosiva Aplicado
a Superficies de Hierro y Acero al Carbono en Instalaciones de
PEMEX
31
complejo cuenta con cuatro plantas endulzadoras de gas, dos plantas de azufre y dos
plantas criogénicas.
Las actividades principales de este complejo son las de tratar el gas húmedo amargo para
eliminar los contaminantes y separar sus componentes, mediante tres procesos
industriales: endulzamiento de gas amargo, recuperación de azufre y recuperación de
licuables del gas natural (etano + pesados y propano +pesados).
El complejo cuenta con servicios auxiliares necesarios para los procesos señalados, así
como también con sistemas de seguridad e infraestructura necesaria.
Una vez procesado el gas húmedo se entregan, en las fronteras establecidas, productos
como el gas natural seco y azufre líquido.
Los líquidos del gas natural (etano + pesados y propano + pesados) se envían para ser
procesados en los Complejos Procesadores de Gas Nuevo Pemex y Area Coatzacoalcos. En
el caso del gas húmedo dulce se envía para ser procesado en el Complejo Procesador de
Gas La Venta.
Actualmente se construye, dentro de dicho complejo, la planta de eliminación de
nitrógeno (NRU).
Instalaciones Petroquímicas
CP "Tula"
En este complejo petroquímico se produce acrilonitrilo, que se utiliza para piezas
automotrices, de teléfonos, interiores de refrigeradores, paneles y juguetes, sellos,
empaques, protectores para tubería, diafragmas para bombas, retenes, deflectores,
mangueras para aceite y gasolina, rodillos para imprentas, suelas y tacones para calzado
industrial y tapones para envases.
19
Monografía
Requisitos de un Sistema de Protección Anticorrosiva Aplicado
a Superficies de Hierro y Acero al Carbono en Instalaciones de
PEMEX
32
CP 'Pajaritos'
En el Complejo Petroquímico "Pajaritos" se producen productos petroquímicos derivados
del etileno y el cloro.
El Cloruro de vinilo también es un derivado de Etileno, sólo que éste presenta la
característica de ser un derivado clorado, sirve para fabricar PVC (Policloruro de Vinilo)
que se utiliza para tuberías, juguetes, material médico como jeringas, entre otros.
Listado de productos:
Etileno
Óxido de etileno
Cloruro de vinilo II
Cloruro de vinilo III
20
CP 'Independencia'
El Complejo Petroquímico "Independencia" se localiza en San Martín Texmelucan, Puebla,
está enfocado a la producción de metanol y acrilonitrilo.
Metanol: materia prima para manufactura de proteínas sintéticas por fermentación
continua, malatión, palatión metílico, salicilato de metilo, acetato de metilo, propionato
de metilo, benzoato de metilo, antidetonante en la gasolina Magna Sin.
Monografía
Requisitos de un Sistema de Protección Anticorrosiva Aplicado
a Superficies de Hierro y Acero al Carbono en Instalaciones de
PEMEX
33
Acrilonitrilo: fibra sintética utilizada en la confección de ropa.
Listado de productos:
Acrilonitrilo
Metanol 1
Metanol 2
21
CP 'Morelos'
Los productos de este complejo constituyen una materia prima para la industria
procesadora y transformadora de fibras sintéticas, envases de plástico, cremas, tuberías,
solventes, pinturas, esmaltes, entre otros.
El polietileno de baja densidad se utiliza principalmente para empaques y fármacos.
El polietileno de alta densidad se utiliza para elaborar infinidad de artículos plásticos para
uso doméstico y automotriz.
Produce de los derivados del etileno y propileno.
Listado de productos:
Acetaldehído
Acrilonitrilo
Etileno
Monografía
Requisitos de un Sistema de Protección Anticorrosiva Aplicado
a Superficies de Hierro y Acero al Carbono en Instalaciones de
PEMEX
34
Óxido de etileno
Oxígeno
Polietileno alta densidad
Polipropileno/ PEAD
Propileno G. P.
22
Productos.
Monografía
Requisitos de un Sistema de Protección Anticorrosiva Aplicado
a Superficies de Hierro y Acero al Carbono en Instalaciones de
PEMEX
35
Algunos productos elaborados por PEMEX son:
Petróleo crudo (Maya, Istmo y Olmeca) y gas natural.
Pemex Premium UBA: Gasolina de bajo contenido de azufre y mayor octanaje,
formulada para automóviles con convertidor catalítico y motores de alta relación
de compresión.
Pemex Magna: Gasolina sin plomo formulada para automóviles con convertidor
catalítico y en general motores de combustión interna a gasolina con
requerimientos, por lo menos, de 87 octanos.
Pemex Diesel: Combustible utilizado en motores de combustión interna para
vehículos de carga y transportes de pasajeros.
Diesel Marino Especial: Combustible para embarcaciones con motores a Diesel.
Diesel Industrial Bajo Azufre: Combustible de uso industrial con bajas emisiones
de contaminantes.
Combustóleo: Combustible utilizado en procesos industriales en quemadores,
calentadores, calderas, generadores de energía eléctrica y embarcaciones
mayores.
Gasavión: Combustible utilizado para aeronaves equipados con motores del ciclo
Otto.
Turbosina: Combustible utilizado en los aviones con motores de turbina o a
reacción.
Parafinas: Materias primas utilizadas en la fabricación de aceites lubricantes y
otros insumos de uso industrial.
Otros: Gasnafta, Gasolvente, Coque de Petróleo, Citrolina, Asfaltos y Lubricantes
Básicos.
Monografía
Requisitos de un Sistema de Protección Anticorrosiva Aplicado
a Superficies de Hierro y Acero al Carbono en Instalaciones de
PEMEX
36
Capítulo 2
Normas y Leyes.
Monografía
Requisitos de un Sistema de Protección Anticorrosiva Aplicado
a Superficies de Hierro y Acero al Carbono en Instalaciones de
PEMEX
37
Norma ISO-9001-2008- Sistemas de Gestión de la Calidad.
Objeto y campo de aplicación.
Generalidades.
Esta Norma mexicana especifica los requisitos para un sistema de gestión de la calidad,
aplicables cuando una organización:
a) Necesita demostrar su capacidad para proporcionar de forma coherente productos
que satisfagan los requisitos del cliente y los requisitos reglamentarios aplicables, y
b) Aspira a aumentar la satisfacción del cliente a través de la aplicación eficaz del
sistema, incluidos los procesos para la mejora continua del sistema y el
aseguramiento de la conformidad con los requisitos del cliente y los legales y
reglamentarios aplicables.
Todos los requisitos de esta norma mexicana son genéricos y se pretende que sean
aplicables a todas las organizaciones sin importar su tipo, tamaño y producto
suministrado.
Cuando uno o varios requisitos de esta norma mexicana no se puedan aplicar debido a la
naturaleza de la organización y de su producto, pueden considerarse para su exclusión.
Sistema de gestión de la calidad.
Requisitos generales.
La organización debe establecer, documentar, implantar y mantener un sistema de
gestión de la calidad y mejorar continuamente su eficacia de acuerdo con los requisitos de
esta Norma mexicana.
La organización debe:
a) determinar los procesos necesarios para el sistema de gestión de la calidad y su
aplicación a través de la organización
b) determinar la secuencia e interacción de estos procesos
c) determinar los criterios y métodos necesarios para asegurarse de que tanto la
operación como el control de estos procesos sean eficaces
d) asegurarse de la disponibilidad de recursos e información necesarios para apoyar
la operación y el seguimiento de estos procesos
e) realizar el seguimiento, la medición cuando sea aplicable y el análisis de éstos
procesos,
Monografía
Requisitos de un Sistema de Protección Anticorrosiva Aplicado
a Superficies de Hierro y Acero al Carbono en Instalaciones de
PEMEX
38
f) implementar las acciones necesarias para alcanzar los resultados planificados y la
mejora continua de estos procesos.
La organización debe gestionar estos procesos de acuerdo con los requisitos de esta
Norma mexicana.
Realización del producto.
Planificación de la realización del producto.
La organización debe planificar y desarrollar los procesos necesarios para la realización del
producto. La planificación de la realización debe ser coherente con los requisitos de los
otros procesos del sistema de gestión de la calidad (véase 4.1)
Durante la planificación de la realización del producto, la organización debe determinar,
cuando sea apropiado, lo siguiente:
a) los objetivos de la calidad y los requisitos del producto;
b) la necesidad de establecer procesos y documentos, y de proporcionar recursos
específicos para el producto;
c) las actividades requeridas de verificación, validación, seguimiento, medición,
inspección y ensayo/prueba específicas para el producto así como los criterios para
la aceptación del mismo;
d) los registros que sean necesarios para proporcionar evidencia de que los procesos
de realización y el producto resultante cumplen los requisitos (véase 4.2.4).
El resultado de esta planificación debe presentarse de forma adecuada para la
metodología de operación de la organización.
Ley Federal sobre Metrología y Normalización.
Metrología.
La metrología es la ciencia de las medidas; en su generalidad, trata del estudio y aplicación
de todos los medios propios para la medida de magnitudes, tales como : longitudes,
ángulos, masas, tiempos, velocidades, potencias, temperaturas, intensidades de corriente,
etc. Por esta enumeración, limitada voluntariamente, es fácil ver que la metrología entra
en todos los dominios de la ciencia.
Monografía
Requisitos de un Sistema de Protección Anticorrosiva Aplicado
a Superficies de Hierro y Acero al Carbono en Instalaciones de
PEMEX
39
Normalización.
La normalización o estandarización es la redacción y aprobación de normas que se
establecen para garantizar el acoplamiento de elementos construidos
independientemente, así como garantizar el repuesto en caso de ser necesario, garantizar
la calidad de los elementos fabricados, la seguridad de funcionamiento y trabajar con
responsabilidad social.
Según la ISO (International Organization for Standarization) la normalización es la
actividad que tiene por objeto establecer, ante problemas reales o potenciales,
disposiciones destinadas a usos comunes y repetidos, con el fin de obtener un nivel de
ordenamiento óptimo en un contexto dado, que puede ser tecnológico, político o
económico.
Artículos.
ARTÍCULO 2o.- Esta Ley tiene por objeto:
En materia de Metrología:
a) Establecer el Sistema General de Unidades de Medida;
ARTÍCULO 5o.- En los Estados Unidos Mexicanos el Sistema General de Unidades de
Medida es el único legal y de uso obligatorio.
El Sistema General de Unidades de Medida se integra, entre otras, con las unidades
básicas del Sistema Internacional de Unidades: de longitud, el metro; de masa, el
kilogramo; de tiempo, el segundo; de temperatura termodinámica, el kelvin; de intensidad
de corriente eléctrica, el ampere; de intensidad luminosa, la candela; y de cantidad de
sustancia, el mol, así como con las suplementarias, las derivadas de las unidades base y los
múltiplos y submúltiplos de todas ellas, que apruebe la Conferencia General de Pesas y
Medidas y se prevean en normas oficiales mexicanas. También se integra con las no
comprendidas en el sistema internacional que acepte el mencionado organismo y se
incluyan en dichos ordenamientos.
ARTÍCULO 6o.- Excepcionalmente la Secretaría podrá autorizar el empleo de unidades de
medida de otros sistemas por estar relacionados con países extranjeros que no hayan
adoptado el mismo sistema.
En tales casos deberán expresarse, conjuntamente con las unidades de otros sistemas, su
equivalencia con las del Sistema General de Unidades de Medida, salvo que la propia
Secretaría exima de esta obligación.
Monografía
Requisitos de un Sistema de Protección Anticorrosiva Aplicado
a Superficies de Hierro y Acero al Carbono en Instalaciones de
PEMEX
40
ARTÍCULO 15.- En toda transacción comercial, industrial o de servicios que se efectúe a
base de cantidad, ésta deberá medirse utilizando los instrumentos de medir adecuados,
excepto en los casos que señale el reglamento, atendiendo a la naturaleza o propiedades
del objeto de la transacción.
ARTÍCULO 21.- Los productos empacados o envasados por fabricantes, importadores o
comerciantes deberán ostentar en su empaque, envase, envoltura o etiqueta, a
continuación de la frase contenido neto, la indicación de la cantidad de materia o
mercancía que contengan. Tal cantidad deberá expresarse de conformidad con el Sistema
General de Unidades de Medida, con caracteres legibles y en lugares en que se aprecie
fácilmente.
Cuando la transacción se efectúe a base de cantidad de partes, accesorios o unidades de
efectos, la indicación deberá referirse al número contenido en el empaque o envase y, en
su caso, a sus dimensiones.
ARTÍCULO 38.- Corresponde a las dependencias según su ámbito de competencia:
I. Contribuir en la integración del Programa Nacional de Normalización con las propuestas
de normas oficiales mexicanas;
II. Expedir normas oficiales mexicanas en las materias relacionadas con sus atribuciones y
determinar su fecha de entrada en vigor;
V. Certificar, verificar e inspeccionar que los productos, procesos, métodos, instalaciones,
servicios o actividades cumplan con las normas oficiales mexicanas;
VI. Participar en los comités de evaluación para la acreditación y aprobar a los organismos
de certificación, los laboratorios de prueba y las unidades de verificación con base en los
resultados de dichos comités, cuando se requiera para efectos de la evaluación de la
conformidad, respecto de las normas oficiales mexicanas;
ARTÍCULO 40.- Las normas oficiales mexicanas tendrán como finalidad establecer:
I. Las características y/o especificaciones que deban reunir los productos y procesos
cuando éstos puedan constituir un riesgo para la seguridad de las personas o dañar la
salud humana, animal, vegetal, el medio ambiente general y laboral, o para la
preservación de recursos naturales;
II. Las características y/o especificaciones de los productos utilizados como materias
primas o partes o materiales para la fabricación o ensamble de productos finales sujetos al
cumplimiento de normas oficiales mexicanas, siempre que para cumplir las
Monografía
Requisitos de un Sistema de Protección Anticorrosiva Aplicado
a Superficies de Hierro y Acero al Carbono en Instalaciones de
PEMEX
41
especificaciones de éstos sean indispensables las de dichas materias primas, partes o
materiales;
III. Las características y/o especificaciones que deban reunir los servicios cuando éstos
puedan constituir un riesgo para la seguridad de las personas o dañar la salud humana,
animal, vegetal o el medio ambiente general y laboral o cuando se trate de la prestación
de servicios de forma generalizada para el consumidor;
V. Las especificaciones y/o procedimientos de envase y embalaje de los productos que
puedan constituir un riesgo para la seguridad de las personas o dañar la salud de las
mismas o el medio ambiente;
X. Las características y/o especificaciones, criterios y procedimientos que permitan
proteger y promover el mejoramiento del medio ambiente y los ecosistemas, así como la
preservación de los recursos naturales;
XI. Las características y/o especificaciones, criterios y procedimientos que permitan
proteger y promover la salud de las personas, animales o vegetales;
XII. La determinación de la información comercial, sanitaria, ecológica, de calidad,
seguridad e higiene y requisitos que deben cumplir las etiquetas, envases, embalaje y la
publicidad de los productos y servicios para dar información al consumidor o usuario;
XIII. Las características y/o especificaciones que deben reunir los equipos, materiales,
dispositivos e instalaciones industriales, comerciales, de servicios y domésticas para fines
sanitarios, acuícolas, agrícolas, pecuarios, ecológicos, de comunicaciones, de seguridad o
de calidad y particularmente cuando sean peligrosos;
ARTÍCULO 73. Las dependencias competentes establecerán, tratándose de las normas
oficiales mexicanas, los procedimientos para la evaluación de la conformidad cuando para
fines oficiales requieran comprobar el cumplimiento con las mismas, lo que se hará según
el nivel de riesgo o de protección necesarios para salvaguardar las finalidades a que se
refiere el artículo 40, previa consulta con los sectores interesados, observando esta Ley, su
reglamento y los lineamientos internacionales. Respecto de las normas mexicanas u otras
especificaciones, prescripciones o características determinadas, establecerán dichos
procedimientos cuando así se requiera.
Los procedimientos referidos se publicarán para consulta pública en el Diario Oficial de la
Federación antes de su publicación definitiva, salvo que los mismos estén contenidos en la
norma oficial mexicana correspondiente, o exista una razón fundada en contrario.
Monografía
Requisitos de un Sistema de Protección Anticorrosiva Aplicado
a Superficies de Hierro y Acero al Carbono en Instalaciones de
PEMEX
42
Cuando tales procedimientos impliquen trámites adicionales, se deberá turnar copia de
los mismos a la Secretaría para su opinión, antes de que los mismos se publiquen en forma
definitiva. Asimismo, si involucran operaciones de medición se deberá contar con
trazabilidad a los patrones nacionales aprobados por la Secretaría o en su defecto, a
patrones extranjeros o internacionales confiables a juicio de ésta.
Ley General de Equilibrio Ecológico y Protección al Ambiente.
ARTÍCULO 3o.- Para los efectos de esta Ley se entiende por:
VI.- Contaminación: La presencia en el ambiente de uno o más contaminantes o de
cualquier combinación de ellos que cause desequilibrio ecológico;
VII.- Contaminante: Toda materia o energía en cualesquiera de sus estados físicos y
formas, que al incorporarse o actuar en la atmósfera, agua, suelo, flora, fauna o cualquier
elemento natural, altere o modifique su composición y condición natural;
IX.- Control: Inspección, vigilancia y aplicación de las medidas necesarias para el
cumplimiento de las disposiciones establecidas en este ordenamiento;
XVII.- Emisión: Liberación al ambiente de toda sustancia, en cualquiera de sus estados
físicos, o cualquier tipo de energía, proveniente de una fuente.
XXIII.- Material peligroso: Elementos, substancias, compuestos, residuos o mezclas de
ellos que, independientemente de su estado físico, represente un riesgo para el ambiente,
la salud o los recursos naturales, por sus características corrosivas, reactivas, explosivas,
tóxicas, inflamables o biológicoinfecciosas;
XXVI.- Prevención: El conjunto de disposiciones y medidas anticipadas para evitar el
deterioro del ambiente;
XXVII.- Protección: El conjunto de políticas y medidas para mejorar el ambiente y
controlar su deterioro;
XXXII.- Residuo: Cualquier material generado en los procesos de extracción, beneficio,
transformación, producción, consumo, utilización, control o tratamiento cuya calidad no
permita usarlo nuevamente en el proceso que lo generó;
XXXIII.- Residuos peligrosos: Todos aquellos residuos, en cualquier estado físico, que por
sus características corrosivas, reactivas, explosivas, tóxicas, inflamables o biológico-
infecciosas, representen un peligro para el equilibrio ecológico o el ambiente;
ARTÍCULO 5o.- Son facultades de la Federación:
Monografía
Requisitos de un Sistema de Protección Anticorrosiva Aplicado
a Superficies de Hierro y Acero al Carbono en Instalaciones de
PEMEX
43
VI.- La regulación y el control de las actividades consideradas como altamente riesgosas, y
de la generación, manejo y disposición final de materiales y residuos peligrosos para el
ambiente o los ecosistemas, así como para la preservación de los recursos naturales, de
conformidad con esta Ley, otros ordenamientos aplicables y sus disposiciones
reglamentarias;
ARTÍCULO 11. La Federación, por conducto de la Secretaría, podrá suscribir convenios o
acuerdos de coordinación, con el objeto de que los gobiernos del Distrito Federal o de los
Estados, con la participación, en su caso, de sus Municipios, asuman las siguientes
facultades, en el ámbito de su jurisdicción territorial:
II. El control de los residuos peligrosos considerados de baja peligrosidad conforme a las
disposiciones del presente ordenamiento;
III. La evaluación del impacto ambiental de las obras o actividades a que se refiere el
artículo 28 de esta Ley y, en su caso, la expedición de las autorizaciones correspondientes,
con excepción de las obras o actividades siguientes:
b) Industria del petróleo, petroquímica, del cemento, siderúrgica y eléctrica,
ARTÍCULO 28.- La evaluación del impacto ambiental es el procedimiento a través del cual
la Secretaría establece las condiciones a que se sujetará la realización de obras y
actividades que puedan causar desequilibrio ecológico o rebasar los límites y condiciones
establecidos en las disposiciones aplicables para proteger el ambiente y preservar y
restaurar los ecosistemas, a fin de evitar o reducir al mínimo sus efectos negativos sobre
el medio ambiente. Para ello, en los casos en que determine el Reglamento que al efecto
se expida, quienes pretendan llevar a cabo alguna de las siguientes obras o actividades,
requerirán previamente la autorización en materia de impacto ambiental de la Secretaría:
II.- Industria del petróleo, petroquímica, química, siderúrgica, papelera, azucarera, del
cemento y eléctrica;
IV.- Instalaciones de tratamiento, confinamiento o eliminación de residuos peligrosos, así
como residuos radiactivos;
NOM-008-SCFI-2002- Sistema General de Unidades de Medida.
Esta Norma Oficial Mexicana tiene como propósito establecer un lenguaje común que
responda a las exigencias actuales de las actividades científicas, tecnológicas, educativas,
industriales y comerciales, al alcance de todos los sectores del país.
Monografía
Requisitos de un Sistema de Protección Anticorrosiva Aplicado
a Superficies de Hierro y Acero al Carbono en Instalaciones de
PEMEX
44
La elaboración de esta Norma Oficial Mexicana se basó principalmente en las resoluciones
y acuerdos que sobre el Sistema Internacional de Unidades (SI) se han tenido en la
Conferencia General de Pesas y Medidas (CGPM), hasta su 21a. Convención realizada en el
año 1999.
El "SI" es el primer sistema de unidades de medición compatible, esencialmente completo
y armonizado internacionalmente, está fundamentado en 7 unidades de base, cuya
materialización y reproducción objetiva de los patrones correspondientes, facilita a todas
las naciones que lo adopten para la estructuración de sus sistemas metrológicos a los más
altos niveles de exactitud. Además, al compararlo con otros sistemas de unidades, se
manifiestan otras ventajas entre las que se encuentran la facilidad de su aprendizaje y la
simplificación en la formación de las unidades derivadas.
Objetivo y Campo de aplicación.
Esta Norma Oficial Mexicana establece las definiciones, símbolos y reglas de escritura de
las unidades del Sistema Internacional de Unidades (SI) y otras unidades fuera de este
Sistema que acepte la CGPM, que en conjunto, constituyen el Sistema General de
Unidades de Medida, utilizado en los diferentes campos de la ciencia, la tecnología, la
industria, la educación y el comercio.
ISO-12944-2005 Protección Anticorrosiva de Estructuras de Acero
por Sistemas de Pintura Protectores.
ISO 12944 se refiere a la protección contra la corrosión de estructuras de acero mediante
los sistemas de pintura de protección.
ISO 12944 cubre sólo la función de protección a la corrosión de los sistemas de pintura.
Otras funciones de protección, como la protección contra:
Microorganismos
Productos químicos
Acción mecánica
Fuego
El campo de aplicación se caracteriza por:
el tipo de estructura
el tipo de ambiente
el tipo de sistema de pintura de protección
el tipo de trabajo
Monografía
Requisitos de un Sistema de Protección Anticorrosiva Aplicado
a Superficies de Hierro y Acero al Carbono en Instalaciones de
PEMEX
45
El acero no protegido en la atmósfera, en el agua y el suelo está sujeto a la corrosión que
puede ocasionar daños. Por lo tanto, para evitar daños por corrosión, estructuras de acero
son normalmente protegidos para soportar las tensiones a la corrosión durante la vida útil
de la estructura.
Clasificación de los ambientes principales y agresividad del entorno a los que están
expuestos las estructuras de acero.
Las tensiones de la corrosión asociada a un entorno particular o categoría de corrosión
representan uno de los parámetros esenciales que rigen la selección de sistemas de
pintura de protección.
Se ocupa de los siguientes tipos de superficies de las estructuras de acero formado por
carbono o de acero de baja aleación, y su preparación:
Superficie sin recubrimiento
Superficie térmica rociada con zinc, aluminio o sus aleaciones
Superficie de zinc galvanizado
La ISO 12944 define un número de grados de preparación de la superficie, pero no
especifica los requisitos para la condición del sustrato antes de la preparación de la
superficie.
Norma Oficial Mexicana NOM-123-ECOL-1998.
Establece el contenido máximo permisible de compuestos orgánicos volátiles (COVs) en la
fabricación de pinturas de secado al aire base disolvente para uso domestico y los
procedimientos para la determinación del contenido de los mismos en pinturas y
recubrimientos.
La Ley General del Equilibrio Ecológico y la Protección al Ambiente, así como su
Reglamento en Materia de Prevención y Control de la Contaminación de la Atmósfera
establecen que la calidad del aire debe ser satisfactoria en todas las regiones del país, y
que las emisiones de contaminantes a la atmósfera deben ser reducidas y controladas
para asegurar una calidad del aire satisfactoria para el bienestar de la sociedad y del
medio ambiente que nos rodea..
Que en la fabricación de pinturas de secado al aire base disolvente para uso doméstico,
se usan compuestos orgánicos volátiles, los cuales al aplicarse se evaporan, y cuando
rebasan ciertas concentraciones pueden intervenir en reacciones fotoquímicas
Monografía
Requisitos de un Sistema de Protección Anticorrosiva Aplicado
a Superficies de Hierro y Acero al Carbono en Instalaciones de
PEMEX
46
atmosféricas, que afectan al ambiente, por lo que es necesario establecer límites máximos
permisibles con el fin de prevenir y controlar la contaminación ambiental.
Objetivo y Especificaciones
Esta Norma Oficial Mexicana establece el contenido máximo permisible de compuestos
orgánicos volátiles (COVs) en la fabricación de pinturas de secado al aire base disolvente
para uso doméstico y los procedimientos para la determinación del contenido de los
mismos en pinturas y recubrimientos; y es de observancia obligatoria para los fabricantes
e importadores de las mismas. Se excluye de la aplicación de esta Norma a las pinturas y
esmaltes de acabado metálico, fluorescente y transparente, así como los esmaltes en
aerosol.
El contenido máximo permisible de compuestos orgánicos volátiles (COVs), en la
fabricación de pinturas de uso doméstico base disolvente, son las establecidas en la Tabla
1 de esta Norma Oficial Mexicana.
Tipo de pintura para uso domestico de secado al aire
base disolvente:
Contenido máximo
permisible de COVs (g/l*)
Esmalte arquitectónico 450
Esmalte domestico 450
Esmalte alquidálico 450
Pintura de aceite 450
Tabla 1
Norma Oficial Mexicana NOM-121-ECOL-1997.
Establece los niveles máximos permisibles de emisión a la atmósfera de compuestos
orgánicos volátiles (COV’s) provenientes de las operaciones de recubrimiento de
carrocerías, de la industria automotriz, así como el método para calcular sus emisiones.
La Ley General del Equilibrio Ecológico y la Protección al Ambiente, así como su
Reglamento en Materia de Prevención y Control de la Contaminación de la Atmósfera
establecen que la calidad del aire debe ser satisfactoria en todos los asentamientos
humanos y las regiones del país y que las emisiones de contaminantes a la atmósfera
Monografía
Requisitos de un Sistema de Protección Anticorrosiva Aplicado
a Superficies de Hierro y Acero al Carbono en Instalaciones de
PEMEX
47
deben ser reducidas y controladas para asegurar una calidad del aire satisfactoria para el
bienestar de la sociedad y del medio ambiente que nos rodea.
Que la industria automotriz en nuestro país dentro del proceso de ensamble de vehículos,
en las operaciones de recubrimientos (pintado) de las carrocerías nuevas en planta de
automóviles, unidades de uso múltiple de pasajeros y utilitarios, carga y camiones ligeros,
generan emisiones de compuestos orgánicos volátiles, los cuales intervienen en
reacciones fotoquímicas atmosféricas, que afectan al ambiente, por lo que es necesario
establecer límites máximos permisibles con el fin de prevenir y controlar la contaminación
ambiental.
Objetivo y Especificaciones.
Esta Norma Oficial Mexicana establece los límites máximos permisibles de emisión a la
atmósfera de compuestos orgánicos volátiles (COV's) provenientes de las operaciones de
recubrimiento de carrocerías nuevas en planta de automóviles, unidades de uso múltiple
de pasajeros y utilitarios, carga y camiones ligeros, así como el método para calcular sus
emisiones, y es de observancia obligatoria para los responsables de las plantas
ensambladoras de la industria automotriz que realicen dichas actividades.
Los límites máximos permisibles de emisión de compuestos orgánicos volátiles (COV’s)
que deben cumplir los responsables de las fuentes existentes en el recubrimiento de
carrocerías en planta son los establecidos en la tabla 1 de esta Norma Oficial Mexicana.
Tipo de vehículo
Límites máximos permisibles de COVs
en gramos por metro cuadrado
(g/m²) aplicable a partir del día
siguiente de la publicación de esta Norma en el Diario
Oficial de la Federación
Límites máximos permisibles de COVs
en gramos por metro cuadrado
(g/m²) aplicable a partir del 1° de enero de 1999
Límites máximos permisibles de COVs
en gramos por metro cuadrado
(g/m²) aplicable a partir del 1°de enero de 2006
Automóviles
110
85
55
Monografía
Requisitos de un Sistema de Protección Anticorrosiva Aplicado
a Superficies de Hierro y Acero al Carbono en Instalaciones de
PEMEX
48
Unidades de uso múltiple para pasajeros y utilitarios
120
90
60
Unidades de uso múltiple para carga y camiones ligeros
130
100
75
Tabla 2
ISO 8501 Protección Anticorrosiva de estructuras de acero mediante
pintura.
El comportamiento y la durabilidad de cualquier revestimiento de pintura se ven
significativamente afectados por la preparación de la superficie a tratar. En el caso de
estructuras de acero, esto es todavía más importante pues resulta obvio que la selección
del método de preparación de la superficie asume una importancia muy relevante en
cualquier tratamiento anticorrosivo.
Dependiendo del estado del soporte, del sistema de pintado que se pretenda aplicar, de la
exposición y la durabilidad deseada para el revestimiento, de limitaciones económicas y
ambientales, u otras, se puede optar por diferentes tipos de preparación de superficie.
El comportamiento práctico de los revestimientos con pintura se ve significativamente
afectado por el estado de la superficie de acero antes de ser pintado. Los principales
factores conocidos con influencia en este aspecto son:
Presencia de óxido y de calamina
Presencia de contaminantes: sales, polvo, aceites y grasas
Perfil de la superficie
ISO 8501-1: grados de oxidación y de preparación de sustratos de acero
no pintados y de sustratos de acero después de estar totalmente
decapados de revestimientos anteriores.
Esta parte de la norma ISO 8501 identifica cuatro niveles (denominados “grados de
oxidación”), que se encuentran normalmente en las superficies de acero no revestido y en
las superficies de acero almacenadas.
Monografía
Requisitos de un Sistema de Protección Anticorrosiva Aplicado
a Superficies de Hierro y Acero al Carbono en Instalaciones de
PEMEX
49
Superficie de acero revestido de calamina adherente y
prácticamente sin corrosión.
Superficie de acero con oxidación residual y donde la
calamina empieza a desprenderse.
Superficie de acero cuya calamina ha desaparecido
por la acción de la oxidación o que se puede eliminar
raspando, pero con leves picadas visibles.
Superficie de acero cuya calamina ha desaparecido
por acción de la oxidación y en la que se ven
numerosas picadas.
Monografía
Requisitos de un Sistema de Protección Anticorrosiva Aplicado
a Superficies de Hierro y Acero al Carbono en Instalaciones de
PEMEX
50
La norma ISO 8501-1 identifica también ciertos grados de limpieza visual (denominados
grados de preparación) tras la preparación de la superficie de acero no revestido y de las
superficies de acero después de eliminar totalmente cualquier revestimiento anterior.
Existen tres grados de preparación según el método de limpieza utilizado: “Sa”, “St” o “Fl”.
Limpieza por chorro abrasivo:
Sa 1 Limpieza por chorro abrasivo ligero
Sa 2 Limpieza por chorro abrasivo intenso
Sa 2 1/2 Limpieza por chorro abrasivo a fondo
Sa 3 Limpieza por chorro hasta que el acero quede visiblemente limpio (“metal
blanco”)
Limpieza manual y mecánica:
St 2 Limpieza manual y mecánica intensa
St 3 Limpieza manual y mecánica a fondo
Limpieza por llama, Fl:
Prácticamente no se utiliza.
ISO 8504-1 2000 Preparation of Steel Substrates before Application
of Paints and Related Products (Preparación de Sustratos de Acero
antes de la aplicación de Pintura y Productos Relacionados).
El rendimiento de capa protectora de pintura y productos relacionados aplicado al acero
se ve afectada significativamente por el estado de la superficie de acero garantizará
inmediatamente antes de la pintura. Los principales factores que se sabe que influyen en
este desempeño son:
La presencia de óxido.
La presencia de contaminantes de la superficie, incluyendo sales, polvo, aceites y
grasas.
El perfil de la superficie.
Las normas internacionales ISO 8501 e ISO 8503 han sido preparados para proporcionar
métodos de evaluación de estos factores, mientras que la norma ISO 8504 proporciona
orientación sobre los métodos de preparación que están disponibles para la limpieza de
Monografía
Requisitos de un Sistema de Protección Anticorrosiva Aplicado
a Superficies de Hierro y Acero al Carbono en Instalaciones de
PEMEX
51
sustratos de acero, lo que indica las capacidades de cada uno en el logro de determinados
niveles de limpieza.
Alcance.
Esta parte de la norma ISO 8504 describe los principios generales para la selección de
métodos para la preparación de superficies de acero antes de la aplicación de pinturas y
productos relacionados. También contiene información sobre las características que
deben tenerse en cuenta antes de ciertos métodos de preparación de la superficie y
grados de preparación son seleccionados y especificados.
El objetivo principal de preparación de la superficie para asegurar la eliminación de
materia perjudicial y para obtener una superficie que permite una adherencia satisfactoria
de la pintura de para el acero, sino que también ayudarán a reducir las cantidades de
contaminantes que provocan la corrosión.
Monografía
Requisitos de un Sistema de Protección Anticorrosiva Aplicado
a Superficies de Hierro y Acero al Carbono en Instalaciones de
PEMEX
52
Capítulo 3
Procedimiento de Protección
Anticorrosiva Aplicado a Superficies de
Hierro y Acero al Carbono en
Instalaciones de PEMEX.
Monografía
Requisitos de un Sistema de Protección Anticorrosiva Aplicado
a Superficies de Hierro y Acero al Carbono en Instalaciones de
PEMEX
53
Objetivo.
Establecer los requisitos técnicos que debe cumplir un sistema de protección
anticorrosiva, aplicado a superficies de hierro y acero al carbono a diferentes condiciones
ambientales.
Alcance.
Esta Norma de Referencia establece las especificaciones mínimas para la preparación de
superficies, aplicación, inspección de la protección anticorrosiva así como las pruebas que
deben cumplir los recubrimientos aplicados a superficies metálicas de las instalaciones de
Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios.
Campo de Aplicación.
Esta norma de referencia es de aplicación general y es de observancia obligatoria en la
adquisición de los bienes y servicios para preparación de superficies. Inspección y pruebas
de laboratorio de los recubrimientos anticorrosivos a utilizar en plantas, áreas de
almacenamiento, corredor de tuberías, plataformas marinas; que lleven a cabo los centros
de trabajo de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios. Por lo que debe ser incluida
en los procedimientos de contratación: licitación pública, invitación a cuando menos tres
personas, o adjudicación directa, como parte de los requisitos que debe cumplir el
proveedor, contratista o licitante.
Actualización.
Las sugerencias para la revisión y actualización de esta norma de referencia, deben
enviarse al Secretario del Subcomité Técnico de Normalización de PGPB, que debe
programar y realizar la actualización de acuerdo a la procedencia de las mismas, y en su
caso, procederá a través del Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos u
Organismos Subsidiarios, a inscribirla en el programa anual de Normalización de Petróleos
Mexicanos.
Sin embargo, esta norma de referencia se debe revisar y actualizar, al menos cada 5 años
ó antes, si las sugerencias y recomendaciones de cambio lo ameritan.
Definiciones.
Para los efectos de esta norma se establecen las siguientes definiciones:
Monografía
Requisitos de un Sistema de Protección Anticorrosiva Aplicado
a Superficies de Hierro y Acero al Carbono en Instalaciones de
PEMEX
54
Abrasivo.
Es una sustancia generalmente sólida en forma de partícula utilizada para efectuar la
limpieza de una superficie metálica o no metálica, y que produce un perfil de anclaje
cuando por medio de un dispositivo se impacta a presión sobre una superficie.
Acabado.
Es la capa exterior de un sistema de recubrimiento. Proporciona resistencia adicional,
ayudando a proteger al recubrimiento primario e intermedio del medio ambiente y de la
acción de substancias químicas.
Ambiente.
Es el medio físico que rodea a la superficie metálica a proteger.
Ambiente húmedo.
Es el que predomina en zonas geográficas cuya humedad relativa promedio anual es de 60
% o mayor.
Ambiente húmedo, con o sin salinidad y gases derivados del azufre, entre
otros contaminantes.
El que predomina en los Complejos Petroquímicos, Refinerías y Zonas hasta 10 kilómetros
a su alrededor, con condiciones de salinidad y gases ácidos.
Ambiente húmedo y salino.
Es el que predomina en zonas geográficas cuya humedad relativa promedio anual es
mayor del 60 %, con brisa marina, así como los que se localizan a una distancia de 10
kilómetros costa adentro.
Ambiente marino.
Es el que predomina en instalaciones que se encuentran sobre la superficie del mar, tales
como las estructuras, equipos y tanques de almacenamiento de las plataformas marinas.
Ambiente seco.
Es el que predomina en zonas geográficas cuya humedad relativa promedio anual es
menor al 60 %.
Monografía
Requisitos de un Sistema de Protección Anticorrosiva Aplicado
a Superficies de Hierro y Acero al Carbono en Instalaciones de
PEMEX
55
Aplicador.
Es la persona física con experiencia mínima comprobable de 3 años en la aplicación de
recubrimientos anticorrosivos.
Autoimprimante.
Recubrimiento con propiedades anticorrosivas que funciona como primario y como
acabado, el cual es tolerante para superficies con baja preparación.
Alta temperatura.
Son las condiciones existentes en la superficie de equipos o materiales que operan a
temperaturas desde 533 K a 833 K (260° a 560° C).
Condición de exposición.
Ambiente donde se localiza la instalación a proteger.
Contaminación visible.
Son todos aquellos contaminantes que se pueden ver a simple vista, encontrados en la
superficie que se va a tratar, tales como óxido, cascarilla de laminación, pintura vieja,
grasa, aceite o cualquier otro material extraño.
Contaminación no visible.
Son todos aquellos contaminantes que no se pueden ver a simple vista, tales como sales
de cloro, sales solubles de hierro y sulfatos.
Contratista.
La persona que celebre contratos de obras públicas o de servicios relacionados con las
mismas
Condiciones de Operación.
Son las condiciones bajo las cuales opera un equipo, tuberías y accesorios como: Presión y
Temperatura.
Monografía
Requisitos de un Sistema de Protección Anticorrosiva Aplicado
a Superficies de Hierro y Acero al Carbono en Instalaciones de
PEMEX
56
Compuestos Orgánicos Volátiles (COV´s).
Es la cantidad de compuestos orgánicos y volátiles (solventes) contenidos en una pintura,
que cuando se aplica a un sustrato estos ingresan a la atmósfera y participan en las
reacciones fotoquímicas que con la luz solar y el calor forman ozono.
Chorro de agua a ultra alta presión.
Es la aplicación de chorro de agua a una superficie con el propósito de desincrustar y/o
preparar una superficie dentro de un intervalo de presión que varía de 68.95 a 206.84
MPa (10,000 a 30,000 libras por pulgada cuadrada).
CWJ-1, 2, 3 y 4
Grados de limpieza de contaminantes visibles que se logran con el uso de chorro de agua a
alta y ultra alta presión, en superficies de acero con condición de corrosión grado C.
CWAB6-10, 10 L, 10 M y 10 H
Grados de limpieza de contaminantes visibles que se logran con el uso de chorro abrasivo
húmedo, en superficies con condición de corrosión grado C.
Destello de corrosión.
Es una ligera oxidación del acero, la cual ocurre cuando se prepara la superficie con chorro
abrasivo húmedo o agua a presión.
DWAB6-10, 6 L, 6 M y 6 H
Grado de limpieza de contaminantes visibles que se logran con el uso de chorro abrasivo
húmedo, en superficies con condición de corrosión grado D.
DWJ-1, 2, 3 y 4
Grados de limpieza de contaminantes visibles que se logran en el uso de chorro de agua a
alta y ultra alta presión, en superficies de acero con condición de corrosión grado D.
Enlace o intermedio.
Es una película de recubrimiento que se aplica entre el primario y el acabado cuando entre
éstos existe incompatibilidad, así como para incrementar la protección anticorrosiva del
sistema y el espesor.
Monografía
Requisitos de un Sistema de Protección Anticorrosiva Aplicado
a Superficies de Hierro y Acero al Carbono en Instalaciones de
PEMEX
57
Exfoliar.
Dividir en láminas o escamas.
EWJ-1, 2, 3 y 4
Grados de limpieza de contaminantes visibles que se logran con el uso de chorro de agua a
alta y ultra alta presión, sobre superficies de acero previamente pintadas con condición de
superficie E.
FWJ-1, 2, 3 y 4
Grados de limpieza de contaminantes visibles que se logran con el uso de chorro de agua
o a alta y ultra alta presión en superficies de acero previamente pintadas con condición de
superficie.
Fabricante de recubrimientos.
Es la persona física o moral que fabrica los recubrimientos.
Grados de limpieza.
Es una condición de limpieza que se alcanza en una superficie tratada con cualquiera de
los métodos de limpieza conocidos y que se puede determinar objetiva y visualmente con
los estándares establecidos.
GWJ-1, 2, 3 y 4
Grados de limpieza de contaminantes visibles que se logran con el uso de chorro de agua a
alta y ultra alta presión, sobre superficies de acero previamente pintadas con condición de
superficie G.
HWJ-1, 2, 3 y 4
Grados de limpieza de contaminantes visibles que se logran con el uso de chorro de agua a
alta y ultra alta presión, sobre superficies de acero previamente pintadas con condición de
superficie H.
Inhibidor de corrosión.
Es una sustancia líquida que retarda la oxidación sobre una superficie de acero.
Monografía
Requisitos de un Sistema de Protección Anticorrosiva Aplicado
a Superficies de Hierro y Acero al Carbono en Instalaciones de
PEMEX
58
Inspector.
Es la persona física calificada o certificada contratada por Petróleos Mexicanos o sus
Organismos Subsidiarios, para certificar y hacer cumplir los requisitos de la obra y
requerimientos específicos de operación.
Interior de tanques de almacenamiento.
Son las condiciones existentes en el interior de tanques y recipientes para diferentes
fluidos, como: agua salada, agua potable, turbosina, destilados, crudos, entre otros.
Limpieza con abrasivo húmedo (Wet abrasive blast cleaning).
Limpieza de superficies con chorro abrasivo húmedo.
Mordentado.
Perfil de anclaje generado a partir de un ataque químico con productos comerciales.
Película de pintura.
Capa de recubrimiento o pintura.
Perfil de anclaje.
Es la profundidad y la forma de la rugosidad máxima, que se obtiene cuando la superficie
de un material es impactado con un abrasivo a presión o cuando se le aplica un
mordentado con solución química.
Primario.
Es un recubrimiento cuyas funciones principales son la obtención de una buena
adherencia con el substrato metálico, inhibir la corrosión y presentar una superficie
áspera y compatible para que las capas de enlace o acabado logren una buena adherencia.
Pintura.
Es una dispersión formada por un pigmento finamente dividido en una solución de resina,
aditivos y diluyentes.
Monografía
Requisitos de un Sistema de Protección Anticorrosiva Aplicado
a Superficies de Hierro y Acero al Carbono en Instalaciones de
PEMEX
59
Pigmento.
Partículas en forma de polvo finamente molidas de origen natural y sintético, insoluble
que cuando se dispersan en un vehículo líquido para formar una película puedan
proporcionar, en adición al color muchas de las propiedades esenciales como: opacidad,
grado de brillo, dureza, durabilidad, resistencia al desgaste y a la corrosión, entre otros.
Polisiloxano.
Recubrimiento anticorrosivo de nueva tecnología, resultado de la combinación de
ligaduras inorgánicas de silicio con polímeros orgánicos como epóxicos o acrílicos.
Preparación de superficie.
Es la acción de eliminar los contaminantes visibles y no visibles de la superficie del equipo
o material a proteger mediante la aplicación de los métodos de limpieza conocidos.
Punto de rocío.
Temperatura en la que la humedad o agua satura el aire de ambiente y se empieza a
condensar sobre la superficie del acero.
Recubrimiento anticorrosivo.
Es la pintura anticorrosiva que se aplica sobre la superficie de un metal, con la finalidad de
protegerla del medio ambiente y evitar su corrosión.
Sistema de recubrimiento anticorrosivo.
Es la unión integral de dos o más recubrimientos anticorrosivos para formar una barrera
protectora de un substrato metálico.
Substrato.
Es la superficie del material base sobre el que se aplica una capa de recubrimiento para
protegerla de los efectos del ambiente de exposición permanente ó intermitente.
Temperatura moderada.
Son las condiciones existentes en la superficie de equipos o materiales que operan a
temperaturas desde 333 K hasta 533 K (60 hasta 260 °C).
Monografía
Requisitos de un Sistema de Protección Anticorrosiva Aplicado
a Superficies de Hierro y Acero al Carbono en Instalaciones de
PEMEX
60
Vehículo.
Es la parte líquida de la pintura, formado por resina, disolvente y aditivos, en la cual se
dispersa el pigmento y esta compuesto de una(s) resina (s) sintética ó natural y el (los)
disolvente (s).
WJ-1, 2, 3 y 4
Grados de limpieza de contaminantes visibles que se logran con el uso de chorro de agua a
alta y ultra alta presión.
Zona de Mareas y oleajes.
Son las condiciones existentes en zona de variación de mareas y oleajes en buquetanques,
estructuras de muelles, diques, plataformas marinas de perforación e instalaciones de
altas condensaciones.
Zona de Pisos de Helipuerto.
Son las áreas donde se requiere una superficie antiderrapante en ambientes agresivos
como plataformas marinas, embarcaciones, con alta resistencia a la abrasión y al impacto.
Símbolos y Abreviaturas.
ASTM
(American Society for Testing and Materials) Sociedad Americana de Pruebas y Materiales.
°C
Grados Celsius.
(COV’s)
Compuestos Orgánicos Volátiles.
CNPMOS
Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios.
ISO
(International Standards Organization) Organización Internacional de Normas.
Monografía
Requisitos de un Sistema de Protección Anticorrosiva Aplicado
a Superficies de Hierro y Acero al Carbono en Instalaciones de
PEMEX
61
K
Temperatura Termodinámica Kelvin.
kPa
Kilo Pascal.
lb/pulg²
Libras por pulgada cuadrada.
MPa
Mega Pascal
NACE
(National Association of Corrosion Engineers) Asociación Nacional de Ingenieros en
Corrosión.
NRF
Norma de Referencia.
PEMEX
Petróleos Mexicanos.
SSPC
(Steel Structures Painting Council) Consejo de pintado de estructuras de acero.
UV
Rayos ultravioleta.
Monografía
Requisitos de un Sistema de Protección Anticorrosiva Aplicado
a Superficies de Hierro y Acero al Carbono en Instalaciones de
PEMEX
62
Desarollo.
Requisitos de mínimos de los de recubrimientos anticorrosivos.
Condiciones de exposición.
El primer paso consiste en determinar el tipo de condiciones de exposición, ambiente o
servicio que debe resistir el recubrimiento, siendo las más comunes las que se indican en
la Tabla 1.
1 Ambiente seco
2 Ambiente húmedo
3 Ambientes húmedo con salinidad y gases derivados del azufre y otros
4 Ambiente marino
5 Interiores de tanques de almacenamiento o recipientes
6 Temperatura moderada desde 333 K hasta 533 K (60 hasta 260 grados centígrados)
7 Alta temperatura desde 533 K hasta 833 K (260 hasta 560 grados centígrados)
8 Zona de mareas y oleajes
9 Zona de Pisos de Helipuertos Tabla 1
Para información complementaria se puede recurrir a la norma ISO 12944-2, última
revisión, que describe y clasifica las diferentes atmósferas a las que pueden estar
expuestas las superficies.
Condiciones de superficie.
El segundo paso consiste en identificar las condiciones de la superficie a proteger; si el
recubrimiento va a ser aplicado sobre un acero nuevo y recién preparado con chorro
abrasivo, la determinación del sistema es más simple, pero si la superficie tiene un
recubrimiento viejo y maltratado por el medio ambiente, entonces la determinación es
crítica ya que se debe determinar si se encuentra en condiciones de mantenimiento o no;
en caso de no eliminarse el recubrimiento existente, se debe efectuar una prueba de
compatibilidad y determinar el tipo de limpieza y recubrimiento a aplicar. En caso de que
deba retirarse el recubrimiento deteriorado, se debe determinar el método de limpieza
más adecuado para no afectar instalaciones cercanas y al medio ambiente.
Grado de corrosión.
Todos los materiales de acero, antes de la preparación de la superficie, pueden
encontrarse en cualquiera de las condiciones de oxidación listadas en la Tabla 2 y descritas
con detalle para su consulta adicional en las normas ISO-8501-1-3 y SSPC- VIS 1 ó
equivalente.
Monografía
Requisitos de un Sistema de Protección Anticorrosiva Aplicado
a Superficies de Hierro y Acero al Carbono en Instalaciones de
PEMEX
63
Condición Según ISO 8501-1-3 Según SSPC-VIS ó Equivalente
Grado A Superficie de acero recubierta en gran medida por cascarilla de laminación adherida, pero con poco o nada de óxido.
Superficie de acero recubierta completamente con escama de laminación, con corrosión no visible.
Grado B Superficie de acero con óxido incipiente, en la que ha empezado a exfoliarse la cascarilla de laminación.
Superficie de acero cubierta con escama de laminación con óxido.
Grado C Superficie de acero cuya cascarilla de laminación ha desaparecido por la acción del óxido, o que puede eliminarse raspando, pero con algunas picaduras visibles a simple vista.
Superficie de acero cubierta con óxido y picaduras no visibles a simple vista.
Grado D Superficie de acero cuya cascarilla de laminación ha desaparecido por la acción del óxido y en la que se ven a simple vista numerosas picaduras.
Superficie de acero cubierta con óxido y picaduras visibles.
Tabla 2
En el caso de superficies previamente pintadas, pueden encontrarse 4 grados de
condiciones establecidas, las cuales se describen en la Tabla 3.
Condición Según SSPC-VIS 4/NACE VIS 7 ó equivalente
Grado E Superficie de acero previamente pintada, pintura ligeramente decolorada aplicada sobre una superficie tratada con abrasivo a presión; pintura casi intacta.
Grado F Superficie de acero previamente pintada, con aplicación de primario a base de zinc (zinc rich primer) sobre una superficie tratada con abrasivo a presión; sistema de pintura ligeramente envejecida, la mayor parte intacta.
Grado G Sistema de pintura aplicado sobre una superficie de acero con pequeñas escamas pero limpia.- sistema fuertemente intemperizado, ampollado y decolorado.
Grado H Sistema de pintura, aplicado sobre acero.- sistema de pintura totalmente intemperizado, ampollado, decolorado y con desprendimiento de capas.
Tabla 3
Limitaciones en la preparación.
El tercer paso consiste en determinar si existen limitaciones para la preparación de la
superficie. Aunque la limpieza con chorro de arena es el medio preferido, se advierte que
éste puede no ser permitido en áreas residenciales, municipales, dentro de las plantas
químicas, refinerías, plataformas marinas o cerca de otras instalaciones. Si la preparación
de la superficie se efectúa con herramienta de mano o con chorro de agua a presión, se
deberá usar un recubrimiento afín a ese tipo de preparación.
Monografía
Requisitos de un Sistema de Protección Anticorrosiva Aplicado
a Superficies de Hierro y Acero al Carbono en Instalaciones de
PEMEX
64
Preparación de Superficies.
Generalidades.
La preparación de las superficies debe dar cumplimiento a los siguientes objetivos:
a) Remover todos los contaminantes visibles como son: cascarilla de laminación,
óxido, grasa y aceite, y otros no visibles, tales como: sales solubles de cloro, hierro,
sulfatos y silicatos.
b) Eliminar las imperfecciones que producen aristas y vértices agudos, como: gotas de
soldadura, bordes de maquinado, esquinas geométricas, filos, cantos, picos y
curvas en general, dado que ahí el recubrimiento adopta bajos espesores y por
abrasión se pierde la continuidad de la película dando inicio a la corrosión.
c) Obtener en los aceros nuevos un perfil de anclaje que asegure la buena adherencia
mecánica del recubrimiento sobre la superficie protegida.
Al usar el método de limpieza y el recubrimiento que se aplicará a la superficie, se debe
dar cumplimiento a la legislación ambiental vigente y las especificaciones que PEMEX
adopte al respecto.
Tiempo máximo para aplicar el recubrimiento.
Una vez alcanzado el grado de limpieza y el perfil de anclaje, la aplicación del
recubrimiento no debe exceder más de 4 horas cuando la superficie se encuentre en
ambiente seco; si el ambiente es húmedo, el recubrimiento se debe aplicar en el tiempo
mínimo posible, dado que a mayor humedad más rápido se oxida la superficie; ante una
humedad relativa mayor a 85%, no se debe continuar con los trabajos de limpieza.
No se debe efectuar ningún trabajo de limpieza de superficie con chorro abrasivo seco y
aplicación de recubrimientos, si la temperatura de la misma no se encuentra por lo menos
276 K (3 °C) arriba del punto de rocío.
Métodos de limpieza.
Una vez identificado el sistema de protección anticorrosiva, la condición de superficie
requerida y las restricciones operacionales del lugar, se procede a determinar el método
de limpieza. A continuación se describen los diferentes métodos:
Monografía
Requisitos de un Sistema de Protección Anticorrosiva Aplicado
a Superficies de Hierro y Acero al Carbono en Instalaciones de
PEMEX
65
Limpieza Química.
El método SSPC-SP 1 ó equivalente, se utiliza para la remoción preliminar de
contaminantes, como aceite, grasa, crudo u otros químicos que se encuentren sobre la
superficie a tratar antes de iniciar la operación de limpieza con chorro abrasivo seco,
húmedo o agua a presión. Los productos desengrasantes que se utilicen para la limpieza
química mediante el método SSPC-SP 1 o equivalente deben ser biodegradables.
Limpieza con herramienta manual.
El método SSPC-SP 2 ó equivalente, se utiliza para limpiar pequeñas áreas donde se
tengan que eliminar el óxido, las escamas y los restos de soldadura y pintura en mal
estado. Se debe garantizar que los materiales de las herramientas no contaminen con
residuos las superficies a limpiar.
Limpieza con herramienta mecánica.
Este método se utiliza en áreas de tamaño regular donde se tengan que eliminar el óxido,
las escamas y los restos de soldadura y pintura en mal estado; es más eficiente que el de
herramienta manual.
Para esta limpieza se deben usar cardas, cepillos, esmeriles o cualquier otra herramienta
neumática, eléctrica o de transmisión mecánica. Se debe tener cuidado al utilizar estas
herramientas, ya que su uso excesivo puede pulir la superficie y eliminar o disminuir su
perfil de anclaje.
La calidad de la limpieza obtenida mediante este método, debe ser igual a la indicada en el
método SSPC-SP 3 o equivalente.
Limpieza con chorro abrasivo seco.
La preparación de superficie con chorro abrasivo seco en aceros nuevos u oxidados sin
pintar requiere de un perfil de anclaje.
Cuando existan restricciones por la generación de polvo derivada por la limpieza con
chorro de abrasivo seco, se puede utilizar un abrasivo que no lo genere y además, aislando
o encapsulando el área circundante de la superficie o el objeto a limpiar utilizando
colectores de partículas y residuos para evitar que éstos se incorporen al ambiente, por
ejemplo: elastómeros de poliuretano con partículas abrasivas. Cuando no se puedan
cumplir las condiciones anteriores, se debe aplicar la alternativa “limpieza con chorro
abrasivo húmedo”.
Monografía
Requisitos de un Sistema de Protección Anticorrosiva Aplicado
a Superficies de Hierro y Acero al Carbono en Instalaciones de
PEMEX
66
SSPC ISO NACE DESCRIPCIÓN
SP-5: Limpieza a metal blanco
Sa 3 1 Remover toda corrosión y contaminación visible, escama de laminación, pintura y cualquier material extraño hasta 100%
SP-10: Limpieza a metal cercano a blanco
Sa 2 ½ 2 Remover contaminantes hasta que un 95% de cada 9 pulgadas cuadradas (3 pulg. ∙ 3 pulg.) esté libre de corrosión visible, escama de laminación, pintura y material extraño.
SP-6: Limpieza a metal Comercial
Sa 2 3 Remover toda corrosión hasta que aproximadamente dos tercios de cada 9 pulgadas cuadradas (3 pulg. ∙ 3 pulg.) esté libre de todo residuo visible.
SP-7: Limpieza a ráfaga Sa 1 4 Remover todo residuo, excepto escamas de laminación, óxido y pintura fuertemente adheridas.
Tabla 4
Limpieza con chorro abrasivo húmedo.
Este método se debe aplicar como lo establece la Tabla 10. El agua utilizada para esta
técnica debe ser tratada, con una calidad tal que la superficie preparada no rebase los
límites de contaminantes de acuerdo a los valores mencionados en la Tabla 8. Las técnicas
del procedimiento y equipos de este método se describen en el reporte técnico SSPC-
TR2/NACE6G198 ó equivalente, y las condiciones visuales en la guía fotográfica SSPC-Vis
5/NACE Vis 9 ó equivalente.
Los grados de limpieza de contaminantes visibles y no visibles con chorro abrasivo
húmedo, se describen en las Tablas 5 y 8.
Referencia pictórica SSPC VIS 5/NACE VIS 9 ó equivalente
Condición de la
superficie
Condición “C” 100% corrosión con
picaduras visibles y no visibles
Condición “D” 100% corrosión
con picaduras muy visibles.
Equivalente o comparable con
ISO 8501-1
SSPC/NACE
Grados de limpieza
CWAB-6 DWAB-6 Sa 2 SP6/NACE 3 METAL COMERCIAL
CWAB-10 DWAB-10 Sa 2 ½ SP10/NACE 2 CERCANO A METAL BALANCO
CWAB-10L DWAB-6L Sa 2 SP-6/NACE 3 METAL COMERCIAL
CWAB-10M DWAB-6M Sa 1 SP-7/NACE 4 METAL O RÁFAGA
CWAB-10H DWAB-6H ---- SP-14/NACE 8
Tabla 5
Monografía
Requisitos de un Sistema de Protección Anticorrosiva Aplicado
a Superficies de Hierro y Acero al Carbono en Instalaciones de
PEMEX
67
Limpieza con chorro de agua a alta y ultra alta presión.
En este tipo de limpieza no se utilizan abrasivos, el agua hace la limpieza de la superficie a
presiones desde 34 hasta 280 MPa (4 935 a 40 638 lb/pulg²). En la Tabla 6 se describen los
tipos e intervalos de operación de la limpieza con este método.
Tipo Designación Rangos
Limpieza con agua a baja presión. (Low Pressure Water Cleaning)
LPWC Menores a 34 MPa (5000 lb/pulg² )
Limpieza con agua a alta presión (High Pressure Water Cleaning)
HPWC Desde 34 a 70 MPa. (5000 a 10 000 lb/pulg²)
Limpieza con agua a chorro de alta presión (High Pressure Water Jetting)
HP WJ Desde 70 a 170 MPa (10 000 a 25 000 lb/pulg²)
Limpieza con agua a chorro a ultra alta presión (Ultrahigh Pressure Water Jetting)
UHP WJ Arriba de 170 MPa (Arriba de 25 000 lb/pulg²)
Tabla 6
Este método se debe aplicar según se indica en la Tabla 10. El grado de limpieza de
contaminantes visibles que se logran con chorro de agua a alta y ultra alta presión, se
especifica en la Tabla 7.
Referencia PICTORICA NACE No. 5 / SSPC-SP 12 ó equivalente.
Condición Descripción de la limpieza de la superficie cuando se inspecciona sin la ayuda de equipo visual
Equivalente ó comparable
SSPC/NACE ISO 8501:1
WJ-1 Toda la superficie debe estar totalmente libre de corrosión visible, pintura, escama de laminación y cualquier otro material extraño y tener un acabado gris acero mate.
SP-5/NACE 1 Sa 3
WJ-2 La superficie se debe tratar hasta un acabado mate libre de corrosión y material extraño hasta un 95% de la superficie y el 5% restante conteniendo solamente ligeras manchas dispersas de óxido, pintura y material extraño.
SP-10/NACE 2 Sa 2 ½
WJ-3 Toda la superficie se debe tratar hasta un acabado mate y 2 tercios de la superficie libre de residuos visibles, excepto escamas de laminación; el tercio restante podrá tener pequeñas manchas de óxido, pintura y material extraño.
SP-6/NACE 3 Sa 2
WJ-4 En toda la superficie se debe remover el óxido, la pintura y la cáscara de laminación suelta pudiendo quedar manchas de óxido, pintura fuertemente adherida y algo de material extraño.
SP-7/NACE 4 Sa 1
Tabla 7
Monografía
Requisitos de un Sistema de Protección Anticorrosiva Aplicado
a Superficies de Hierro y Acero al Carbono en Instalaciones de
PEMEX
68
La apariencia visual final de estos dos últimos métodos de limpieza debe apoyarse en los
patrones fotográficos emitidos en la guía NACE VIS 7/SSPC-VIS 4 ó equivalente para
contaminantes visibles y el estándar SSPC-SP 12/NACE No. 5 ó equivalente para
contaminantes no visibles.
Referencia. NACE No. 5/SSPC-SP 12 ó equivalente.
Condición Descripción de la limpieza de la superficie
SC-1 La superficie debe estar libre de niveles detectables de contaminantes, utilizando un equipo para prueba de campo con la sensibilidad aproximada de un equipo para pruebas de laboratorio. Para propósitos de esta norma de referencia, contaminantes son: cloruros solubles al agua, sales solubles de hierro y sulfatos.
SC-2 La superficie debe tener menos de 7 microgramos / cm² de contaminantes cloruros, menos de 10 microgramos / cm2 de iones solubles ferrosos y menos de 17 microgramos / cm2 de contaminantes sulfatos, utilizando un equipo de prueba de campo con la sensibilidad aproximada de un equipo de pruebas para laboratorio.
SC-3 La superficie debe tener menos de 50 microgramos/ cm² de contaminantes cloruros y sulfatos, utilizando un equipo de prueba de campo con la sensibilidad aproximada de un equipo para pruebas de laboratorio.
Tabla 8
REFERENCIA PICTÓRICA SSPC VIS – 4/NACE VIS – 7 ó equivalente.
Grado
de limpieza
Condición inicial de superficie
Aceros sin pintar con corrosión
Superficies de acero previamente pintadas
Grado C Grado D Grado E Grado F Grado G Grado H
WJ-1 CWJ-1 DWJ-1 EWJ-1 FWJ-1 GWJ-1 HWJ-1
WJ-2 CWJ-2 DWJ-2 EWJ-2 FWJ-2 GWJ-2 HWJ-2
WJ-3 CWJ-3 DWJ-3 EWJ-3 FWJ-3 GWJ-3 HWJ-3
WJ-4 CWJ-4 DWJ-4 EWJ-4 FWJ-4 GWJ-4 HWJ-4 Tabla 9
Los grados de limpieza que no aparecen en esta Tabla, que corresponden a varios grados
de “destellos” de corrosión y que en algún momento pudieran ser requeridos, deben
consultarse en la guía de referencias fotográficas SSPC VIS - 4/NACE VIS - 7 ó equivalente,
la cual contiene también la descripción de cada uno de ellos y que se adoptan en este
documento.
Monografía
Requisitos de un Sistema de Protección Anticorrosiva Aplicado
a Superficies de Hierro y Acero al Carbono en Instalaciones de
PEMEX
69
Equipos.
Los equipos utilizados para la limpieza por abrasión en seco, deben garantizar los
requisitos de calidad establecidos en esta norma.
Requerimientos ambientales.
Cuando el método de limpieza por abrasivo seco se utilice para la remoción de pintura en
mal estado u otro material que contenga compuestos que causan algún daño ecológico,
los residuos deben ser colectados y confinados en un lugar destinado para este fin y de
acuerdo con lo indicado por las normas de seguridad establecidas en PEMEX.
Métodos de limpieza y sus aplicaciones.
Todos los métodos de limpieza, con o sin el uso de abrasivo, tienen restricciones, las
cuales se describen en la Tabla 10.
No. Método Aplicación en Aéreas de restricción
1 Chorro de arena o abrasivo a presión, seco ISO 8504
Superficies de acero nuevas con corrosión grados A y B, donde se requiere formar perfil de anclaje; no está restringido para grados de corrosión C y D, donde ya existe perfil de anclaje provocado por la corrosión, previo estudio de la condición de superficie.
Dentro de Plataformas, Refinerías, Complejos Petroquímicos, Terminales de Almacenamiento y Distribución, áreas de trabajo con equipo mecánico rotatorio cercano y Zonas urbanizadas.
2 Chorro de arena o abrasivo a presión, húmedo 2/NACE 6 G198SSPC-TR o equivalente
Superficies de acero nuevas con corrosión grados A y B, donde se requiere formar perfil de anclaje; no esta restringido para grados de corrosión C y D y superficies previamente pintadas, donde ya existe perfil de anclaje.
Ninguna Solamente evitar proyectar directamente el chorro de agua sobre instalaciones de madera, aislamientos, instrumentos o instalaciones eléctricas; que pueden ser dañadas.
3 Chorro de agua a alta y ultra alta presión NACE No. 5 SSPC/SP 12 ó equivalente
Superficies de acero previamente pintadas, cuando se requiere eliminar toda la pintura, o en superficies de acero con grados de corrosión C y D, donde en ambos casos ya existe perfil de anclaje. En superficies de acero previamente pintadas, cuando solo se requiere preparar la superficie para repintado.
Ninguna Solamente evitar proyectar directamente el chorro de agua sobre instalaciones de madera, aislamientos, instrumentos o instalaciones eléctricas; que pueden ser dañadas.
Tabla 10
Monografía
Requisitos de un Sistema de Protección Anticorrosiva Aplicado
a Superficies de Hierro y Acero al Carbono en Instalaciones de
PEMEX
70
Materiales.
Abrasivos.
El fabricante es responsable de señalar el perfil de anclaje requerido por sus
recubrimientos, por lo que debe considerarse que un perfil menor de 0.0254 mm (1
milésima de pulgada), puede ser insuficiente para un primario con altos sólidos y uno de
más de 0.1016 mm (4 milésimas de pulgada) ser demasiado profundo para un primario
con bajos sólidos; también depende del espesor del primario y total del sistema, por lo
que se deben considerar estos dos factores para definir la profundidad. Así mismo el perfil
de anclaje no deberá ser mayor al espesor mínimo de película seca del primario. El control
de calidad de los abrasivos metálicos para la limpieza de superficies antes de la aplicación
de los recubrimientos anticorrosivos debe realizarse conforme a: la norma ISO 11124,
secciones 1,2,3,4 y las especificaciones SSPC-AB 3 y SSPC(Capitulo 2.2).El control de
calidad de los abrasivos no metálicos para la limpieza de superficie antes de la aplicación
de los recubrimientos anticorrosivos debe realizarse conforme a: la norma ISO 11126,
secciones 1,2,3,4,5,6,7,8,9, y las especificaciones SSPC-AB 1 y SSPC(Capitulo 2.3).
En la Tabla 11 se describen los perfiles de anclaje que se obtienen de acuerdo con el
tamaño del abrasivo.
Material Profundidad en milésimas de milímetro (milésimas de pulgada)
38.1 (1.5) 50.8 (2) 63.4 (2.5) 63.4-101.6 (3-4)
Arena sílica (malla) 16/35 16/35 8/35 8/20
Cascajo de acero G-50 G-40 G-40 G-25
Perdigón de acero S-170 S-230 S-280 S-330
Granate (malla) 36 36 16 16
Cascajo de aluminio
50 36 24 16
Elastómero de poliuretano con abrasivo
S-16 S-30 G-40 S-12
Tabla 11
La Tabla 11 incluye los abrasivos más usados en PEMEX actualmente, no obstante es
posible utilizar cualquier otro que exista en el mercado siempre y cuando cumpla con los
requisitos de calidad y grados de limpieza en la preparación de superficie considerados en
esta norma.
Agua.
En virtud de que la pureza del agua utilizada para la limpieza con chorro abrasivo húmedo
o agua a alta y ultra alta presión puede afectar la calidad de la limpieza del substrato si no
Monografía
Requisitos de un Sistema de Protección Anticorrosiva Aplicado
a Superficies de Hierro y Acero al Carbono en Instalaciones de
PEMEX
71
se considera el suministro y la calidad requerida, es necesario emplear agua
desmineralizada ó agua tipo IV según la clasificación ASTM-D 1193-99 ó equivalente.
Norma para especificación de Agua (Standar Specification for Reagent Water) con un pH
entre 5 y 8, filtrada en malla de 5 micrones. La contaminación del substrato después del
tratamiento debe ser comprobada y cumplir con los requisitos de la Tabla 8, por lo que no
se debe reciclar el agua sin previo tratamiento.
Al seleccionar este método de limpieza, es muy importante asegurarse que en el área o
zona de trabajo existan las instalaciones de tratamiento de agua para el abastecimiento
suficiente y seguro con la calidad requerida.
Inhibidores de corrosión.
Para evitar la oxidación de la superficie preparada, se deben agregar al agua inhibidores
que retarden el inicio de la corrosión (destellos). Estos inhibidores deben cumplir con las
regulaciones ecológicas actuales y ser compatibles con los recubrimientos que se
apliquen. Para información más detallada sobre compatibilidad de inhibidores con los
recubrimientos, debe consultarse el método ASTM D-5367 ó equivalente – (Evaluating
Coatings Applied Over Treated with Inhibitors used to Prevent Flash Rusting of Steel when
Water/ Abrasive Blasted), o bien las recomendaciones del fabricante; así como también el
tiempo máximo permisible para aplicar el recubrimiento.
Tipos Genéricos de recubrimientos y sus características.
Clasificación de recubrimientos.
PR
IMA
RIO
S
RP-4 B MODIFICADO Primario Inorgánico rico en zinc, autocurante base solvente.
RP-6 MODIFICADO Primario epóxico-poliamida de dos componentes.
RP-10 MODIFICADO Epóxico aducto-amina de dos componentes.
RP-13 Recubrimiento epóxico o poliuretano anticorrosivo 100% sólidos.
RP-15 Primario epóxico catalizado de altos sólidos de dos componentes.
RP-21 Recubrimiento Epóxico 100% sólidos de dos componentes.
RP-22 Primario epóxico rico en zinc de dos o tres componentes.
RP-23 Primario epóxico rico en zinc de dos ó tres componentes.
INTE
RM
E
DIO
S
RI-35 Enlace epóxico catalizado cicloalifático con pigmento aluminio, autoimprimante.
RI-41 Enlace Epóxico Modificado Autoimprimante de dos componentes.
RI-43 Enlace de poliuretano o epoxico elastomérico altos sólidos de dos componentes.
AC
AB
AD
OS
RA-26 MODIFICADO Acabado epóxico catalizado poliamida de dos componentes altos sólidos.
RA-28 MODIFICADO Acabado poliuretano acrílico alifático de dos componentes.
RA-29 MODIFICADO Acabado epóxico catalizado aducto-amina de dos componentes altos sólidos.
RA-35 Acabado epóxico o acrílico polisiloxano de dos componentes altos sólidos de alta resistencia.
Tabla 12
Monografía
Requisitos de un Sistema de Protección Anticorrosiva Aplicado
a Superficies de Hierro y Acero al Carbono en Instalaciones de
PEMEX
72
ESP
ECIA
LES
RE-30 A MODIFICADO Recubrimiento Especial a base de resina acrílica siliconizada con pigmento de aluminio, que resiste temperaturas de 353 K hasta 563 K. (de 80 °C a 260 °C)
RE-30 B MODIFICADO Recubrimiento Especial a base de resina de silicón con pigmento de aluminio, para temperaturas de 533 K hasta 833 K. (de 260 °C a 560 °C)
RE-36 ESPECIAL MODIFICADO
Recubrimiento epóxico 100 % sólidos de dos o tres componentes para zona de mareas y oleajes.
RE-37 Especial Epóxico Fenólico de dos componentes.
RE-38 Acabado poliuretano o epoxico elastomérico antiderrapante de dos componentes.
RE-39 Acabado polisiloxano de dos componentes para temperaturas desde 673 K hasta 873 K (400 hasta 600°C).
RE-41 ESPECIAL Acabado polisiloxano de dos componentes para altas temperaturas desde 353 K hasta 673 K (80°C hasta 400°C).
Tabla 12
Se utiliza el calificativo de MODIFICADO en la lista de Sistemas, de la Tabla 14, debido a
que estos materiales genéricamente siguen siendo de la misma naturaleza que los
especificados por PEMEX en varios años, pero son nuevos sistemas tratados química y
físicamente con mecanismos apropiados para no afectar el medio entorno ecológico, lo
que conlleva a un aumento en su contenido de sólidos y una disminución de volátiles
orgánicos; por ejemplo:
En los primarios INORGANICOS DE ZINC, se aumenta hasta 10 % de polvo de zinc, un
proporción calculada de carga (micas) y vehículo silicatos y/o aminas, aumentando el
volumen de sólidos para que el recubrimiento mantenga sus propiedades físicas.
En los EPÓXICOS Y URETANOS, las resinas bases han sido tratadas con modificadores
reológicos, lo que permite a las resinas adoptar morfológicamente mayor fluidez, razón
por la cual se pueden lograr recubrimientos de hasta 100 % de sólidos en forma líquida,
los que se pueden aplicar con equipos de aspersión convencional.
La determinación del % de sólidos en peso de un recubrimiento nos proporciona el peso
de solventes en la fórmula, con lo cual se determina la cantidad de COVs, en tanto que la
determinación del % de sólidos en volumen, permite calcular el rendimiento teórico de
cubrimiento en m²/l.
El rendimiento teórico de cada producto ó componente del sistema se calculará de la
siguiente forma:
RENDIMIENTO TEÓRICO = Área de recubrimiento X (% sol ∙ Vol.) / Espesor (milésimas) ∙
100.
Monografía
Requisitos de un Sistema de Protección Anticorrosiva Aplicado
a Superficies de Hierro y Acero al Carbono en Instalaciones de
PEMEX
73
El área de recubrimiento se refiere a los metros cuadrados (39.4 m2/litro) que tiene de
rendimiento cada componente conteniendo 100 % de sólidos en volumen, aplicado a 1
milésima de espesor de película seca.
Condiciones mínimas para determinar un sistema de protección
anticorrosiva.
En la Tabla 13 se describen las condiciones para determinar un sistema de acuerdo con lo
especificado anteriormente, así como los sistemas genéricos.
En la Tabla 14 se describen cada uno de los sistemas con sus requisitos de preparación de
superficie y tipo de primario y acabado número de manos, espesor por capa seca en
micras y el por ciento de sólidos en volumen.
Ambiente Condiciones de superficie (ver
tablas 2 y 3)
Sistemas de recubrimiento (ver tabla 14)
Preparación de superficie Observaciones (ver tabla 4) Método
(ver tabla 10)
Grado de limpieza (ver
tabla 4, 5, 7, 8 y 9)
1.- Seco Grado A, B, C y D Aceros nuevos y corrosión sin pintar
1, 2, 4 y 13 2 ó 1 CWAB-10 DWAB-10
SP 10/NACE 2 ISO Sa 2/1/2
Limpieza a metal cercano a blanco
Grado E, F, G y H Aceros previamente pintados o con corrosión grado C y D
1, 2, 4, 10 y 13 3 ó 2 CWJ-2 DWJ-2
Limpieza a pintura vieja para repintado
CWAB-10 M DWAB-10 M SP6/NACE 3
Limpieza a metal comercial o ráfaga si se elimina toda la pintura suelta
2.- Húmedo Grados A, B, C y D Aceros nuevos y con corrosión sin pintar
1, 3, 4, 12 y 13 2 ó 1 CWAB-6 DWAB-6
SP 5/NACE 1 ISO Sa 3
Limpieza a metal blanco
Grados E, F, G y H Aceros previamente pintados o con corrosión grados C y D.
1, 2, 3, 4, 10, 12 y 13
3 ó 2 CWJ-2 DWJ-2
Limpieza de pintura vieja para repintado
CWAB-10 DWAB-10
SP6/NACE 3
Limpieza a metal comercial si se elimina toda la pintura
3.- Húmedo con salinidad y
gases derivados del
azufre
Grados A, B, C y D Aceros nuevos o con corrosión sin pintar
2, 3, 4 y 12 2 ó 1 CWAB-6 DWAB-6
SP 5/NACE1ISO Sa 3
Limpieza a metal blanco
Grados E. F, G y H Aceros previamente pintados o con corrosión grados C y D.
1, 2, 3, 4 y 12 3 ó 2 CWAB-10 L DWAB-10 L SP6/NACE 3
Limpieza a metal comercial si se elimina toda la pintura
4.- Marino Grados A, B, C y D Aceros nuevos o con corrosión sin pintar.
2, 3, 4 y 12 2 ó 1 CWAB-6 DWAB-6
SP 5/NACE 1 ISO Sa 3
Limpieza a metal blanco
Grados E, F, G y H Aceros previamente pintados o con corrosión grados C y D.
2, 3, 4 y 12 3 ó 2 CWAB-10 L DWAB-10 L SP6/NACE 3
Limpieza a metal comercial si se elimina toda la pintura
Tabla 13
Monografía
Requisitos de un Sistema de Protección Anticorrosiva Aplicado
a Superficies de Hierro y Acero al Carbono en Instalaciones de
PEMEX
74
5.- Interior de tanques
Grados A, B, C y D Aceros nuevos o con corrosión sin pintar
6, 7, 14 y 18 2 ó 1 CWAB-6 DWAB-6
SP 5/NACE 1 ISO Sa 3
Limpieza a metal blanco
Grados E, F, G y H Aceros previamente pintados o con corrosión grados C y D.
6, 7, 14 y 18 2 ó 1
6.-Moderada temperatura
Grados A, B, C y D Aceros nuevos o con corrosión sin pintar.
8 y 15 533 K (260°)
2 ó 3 CWAB-10 L DWAB-10 L SP6/NACE 3
Limpieza a metal Comercial
7.- Alta Temperatura
Grados E, F, G y H Aceros previamente pintados o con corrosión grados C y D.
9 y 16 833 K (560°)
2 ó 1 CWAB-6 DWAB-6
SP 5/NACE 1 ISO Sa3
Limpieza a metal blanco.
8.- Zona de mareas y oleajes y ductos
ascendentes
Grados A, B, C y D Aceros nuevos o con corrosión sin pintar.
5 1 ó 2 SP6/NACE 3 Limpieza a metal comercial
9.- Zona de pisos de
helipuertos
Grados A, B, C y D Aceros nuevos o con corrosión sin pintar.
11 2 ó 1 CWAB6 DWAB6
SP5/NACE 1
Limpieza a metal blanco
10. Recubrimiento
Bajo aislamiento hasta 205ºC
Grados A, B, C y D Aceros nuevos o con corrosión sin pintar.
17 2 ó 1 CWAB6 DWAB6
SP5/NACE 1
Limpieza a metal blanco
Tabla 13
Espesores mínimos de los sistemas de protección anticorrosiva.
Los sólidos en volumen indicados en esta Tabla sirven como referencia para estimar el
volumen teórico del recubrimiento, así como para determinar los espesores húmedos
requeridos para alcanzar los espesores secos especificados para cada sistema.
El volumen real de recubrimiento está en función de las mermas propias de cada obra; las
variables que más afectan al rendimiento teórico son: velocidad de viento, geometría de la
superficie, condición del sustrato (rugosidad, porosidad, perfil de anclaje), técnicas de
aplicación, etc.
Monografía
Requisitos de un Sistema de Protección Anticorrosiva Aplicado
a Superficies de Hierro y Acero al Carbono en Instalaciones de
PEMEX
75
Sistema No.
Descripción % Sólidos en volumen
(mínimo)
Perfil de
Anclaje
Capas (micras)
Espesor por capa
seca (micras)
Espesor total
Método de Aplicación
Usos
1
Primario Epóxico-poliamida de dos componentes RP-6 Modificado + Acabado epóxico catalizado-poliamida de dos componentes altos sólidos RA-26 Modificado + Acabado poliuretano acrílico-alifático de dos componentes RA-28 Modificado
70 37.5 – 62.5
1 100-150 275-400
Aspersión convencional o sin aire
Proporciona muy buena resistencia a ambientes secos y húmedos salinos, químicos, ácidos y álcalis; el primario contiene inhibidores de corrosión, el intermedio proporciona mayor resistencia y el acabado le da excelente apariencia. Adecuado para instalaciones superficiales en refinerías, complejos petroquímicos, equipos y tuberías de proceso.
70 No aplica
1 100-150
65 No aplica
1 75-100
2
Primario epóxico poliamida de dos componentes RP-6 Modificado + Acabado poliuretano acrílico alifático de dos componentes RA-28 Modificado
70 37.5 – 62.5
2 100-150 275-400
Aspersión convencional o sin aire
Proporciona la misma protección que el sistema No. 1, con la ventaja de que disminuye costos de operación, ya que el autoimprimante solo requiere de limpieza a metal, comercial y son solo dos componentes del sistema, además de usarse como sistema inicial es propio para uso en reparaciones en las mismas condiciones del sistema no. 1. Área de presa de lodos, cuarto de químicos, paquete de líquidos, parte interior de cuartos, patio de tuberías, talleres, barandales y cantiliver´s
65 No aplica
1 75-100
Tabla 14
Monografía
Requisitos de un Sistema de Protección Anticorrosiva Aplicado
a Superficies de Hierro y Acero al Carbono en Instalaciones de
PEMEX
76
Sistema No.
Descripción % Sólidos en
volumen (mínimo)
Perfil de
Anclaje
Capas (micras)
Espesor por capa
seca (micras)
Espesor total
Método de Aplicación
Usos
3
Primario inorgánico rico en zinc autocurante base solvente RP-4B Modificado o Primario epóxico rico en zinc de dos a tres componentes RP-22 + Acabado epóxico Catalizado poliamida de dos componentes altos sólidos. RA-26 Modificado + Acabado poliuretano acrílico alifático de dos componentes RA-28 Modificado
65 37.5 – 62.5
1 75-100 275-350
Aspersión convencional o sin aire
Excelente protección anticorrosiva a los ambientes más severos; el primario actúa como ánodo de sacrificio y el intermedio y acabado proporcionan mayor resistencia adecuado para ambientes húmedos, con o sin salinidad y gases derivados del azufre y ambiente marino. Adecuado para tuberías operando hasta 93 °C continua, interior de instalaciones con aire acondicionado, cubiertas y caseteria de embarcaciones, bajo helipuerto, paquete habitacional, cuartos de lodos, cuarto de silos, área de presa de lodos, cuarto de químicos, paquete de líquidos y parte interior de cuartos.
70 No aplica
1 125-150
65 No aplica
1 75-100
4
Primario inorgánico rico en zinc, autocurante base solvente RP-4B Modificado o Primario epóxico rico en zinc de dos a tres componentes RP-22 + Acabado polisiloxano epóxico o Acrílico de dos componentes altos sólidos de alta resistencia RA-35
65 37.5 – 62.5
1 75-100 150-200
Aspersión convencional o sin aire
Resistente a los ambientes severos, equipos y estructuras; el primario de zinc se adhiere electrolíticamente y actúa como ánodo de sacrificio, el acabado es producto de nueva tecnología de gran resistencia a los químicos ácidos, bases, área de presa de lodos, cuarto de químicos y paquete de líquidos.
70 No aplica
1 75-100
5
Recubrimiento epóxico 100% sólidos de dos o tres componentes RE-36
100 75-100 1 2500-3125
2500-3125
Aspersión, espátula, llana ó aplicación manual
Producto especial para inmersión en zonas de mareas y oleajes en áreas de plataformas marinas y ductos ascendentes
Tabla 14
Monografía
Requisitos de un Sistema de Protección Anticorrosiva Aplicado
a Superficies de Hierro y Acero al Carbono en Instalaciones de
PEMEX
77
Sistema No.
Descripción % Sólidos en
volumen (mínimo)
Perfil de
Anclaje
Capas (micras)
Espesor por capa
seca (micras)
Espesor total
Método de Aplicación
Usos
6
Primario epóxico-aducto amina de dos componentes RP-10 Modificado + Acabado epóxico catalizado aductoamina de dos componentes altos sólidos RA-29 Modificado
60 75-100 1 125-175 250-350
Aspersión convencional o sin aire
Presenta excelente resistencia al crudo, gasolina amarga, agua cruda, salada y tratada, destilados sin tratar, metanol y aromáticos. Se usa en interiores de tanques y en ambientes húmedos, con o sin salinidad y gases derivados del azufre.
60 No aplica
1 125-175
7
Primario epóxico poliamida de dos componentes RP-6 Modificado + Acabado epóxico catalizado poliamída de dos componentes altos sólidos RA-26 Modificado o Acabado poliuretano o epóxico elastomérico antiderrapante de dos componentes RE-38
70 37.5 – 62.5
1 100-125 375 Aspersión convencional o sin aire
Resistente a los ambientes húmedos con o sin salinidad, gases derivados del azufre y a los destilados sin tratar, gasolina amarga, combustóleo; interior de tanques de embarcaciones y tuberías que operan a bajas temperaturas, pero su resistencia a los aromáticos es pobre. El RE-38 es recomendable para pasillos, rutas de escape, escaleras, pasamanos, y pisos de alto tráfico, patio de tuberías, talleres.
70 No aplica
2 100-125
8
Recubrimiento especial a base de resina acrílica siliconizada con pigmento de aluminio RE-30 A Modificado
40 12.5-25
1 25-37.5 25-37.5 Aspersión convencional o sin aire
Recomendable para temperaturas de hasta 533 K (260 °C)
9
Recubrimiento de resina de silicón con pigmento de aluminio RE-30 B Modificado
40 12.5-25
1 25-37.5 25-37.5 Aspersión convencional o sin aire
Recomendable para temperaturas de 563 K hasta 833 K (de 290 a 560 °C). Puede incluir una capa de primario inorgánico de zinc para evitar la corrosión bajo película.
Tabla 14
Monografía
Requisitos de un Sistema de Protección Anticorrosiva Aplicado
a Superficies de Hierro y Acero al Carbono en Instalaciones de
PEMEX
78
Sistema No.
Descripción % Sólidos en
volumen (mínimo)
Perfil de
Anclaje
Capas (micras)
Espesor por capa
seca (micras)
Espesor total
Método de Aplicación
Usos
10
Enlace epóxico Catalizado cicloalifático con pigmento de aluminio, autoimprimante RI-35 + Acabado polisiloxano epóxico ó acrílico de dos componentes altos sólidos de alta resistencia RA-35
80 37.5 – 62.5
2 75-100 225-300
Aspersión convencional o sin aire
Sistema recomendable para reparación de superficies previamente pintadas, sobre pinturas intemperizadas y superficies oxidadas, para ambientes secos o húmedos con o sin salinidad y gases derivados del azufre y ambiente marino. Recomendado también como recubrimiento inicial, cuarto de silos, patio de maniobras, cuartos de bombas de lodos, parte interior de cuartos, patio de tuberías, talleres y barandales, cantiliver.
70 No aplica
1 75-100
11
Epóxico catalizado de dos componentes RP-15 + Enlace de poliuretano o epóxico elastomerico de dos componentes RI-43 + Acabado elastomerico de A.S. de dos componentes RE-38
70 37.5 – 62.5
1 75-100 3600 Aspersión convencional o sin aire
Adecuado para cubiertas de acero para helipuertos en plataformas marinas.
90 No aplica
1 2500-3125
65 1 800-1000
12
Primario orgánico rico en zinc de dos componentes RP-23 + Enlace Epóxico Modificado autoimprimante de dos componentes RI-41 + Acabado epóxico o acrílico polisiloxano de dos componentes altos sólidos de alta resistencia. RA-35
70 37.5 – 62.5
1 75-100 250-375
Aspersión convencional o sin aire (airless)
Este sistema aplica a todas las superficies de las tuberías de acero sobre la cubierta en plataforma que estén expuestas a un medio ambiente húmedo marino e industrial, salinidad y gases derivados del petróleo. Recipientes, Acero Estructural y Tuberías sobre cubierta, por encima de la zona de mareas. Recomendado para obra nueva. Para el caso de módulos habitacionales se aplicará solamente el RP-23 y RI-41.
80 No aplica
1 100-150
70 No aplica
1 75-100
Monografía
Requisitos de un Sistema de Protección Anticorrosiva Aplicado
a Superficies de Hierro y Acero al Carbono en Instalaciones de
PEMEX
79
Sistema No.
Descripción % Sólidos en
volumen (mínimo)
Perfil de
Anclaje
Capas (micras)
Espesor por capa
seca (micras)
Espesor total
Método de Aplicación
Usos
13
Primario epóxico rico en zinc de dos o tres componentes RP-22 + Acabado poliuretano acrílico alifático de dos componentes RA-28 Modificado
65 37.5 – 62.5
1 75-100 150-200
Aspersión convencional o sin aire (airless)
Recomendado para protección anticorrosiva en ambientes secos, resistente a gases derivados del azufre, ácidos y álcalis, propio para instalaciones exteriores en refinerías, complejos petroquímicos y estructuras exteriores
65 No aplica
1 75-100
14
Recubrimiento Epóxico 100% sólidos de dos componentes RP-21
100 75 – 100
2 150-200 300-400
Aspersión convencional o sin aire (airless)
Para interiores de tanques de agua potable. Debe cumplir con certificación para agua potable
15
Acabado polisiloxano de dos componentes RE-41 Especial
70 37.5 – 62.5
1 125-175 125-175
Aspersión convencional o sin aire (airless)
Recomendado para temperaturas desde (80 hasta 400° C). En el caso de obra nueva y zona seca en ducto ascendente, incluir una capa de primario inorgánico de zinc
16
Acabado polisiloxano de dos componentes RE-39 Especia
34 12.5-25
1 37.5-50 37.5-50
Aspersión convencional o sin aire (airless)
Recomendado para temperaturas desde (400 hasta 600° C) ), en el caso de obra nueva, incluir una capa de primario inorgánico de zinc
17
Especial Epóxico Fenólico de dos componentes RE-37
65 37.5 – 62.5
1 125-175 125-175
Aspersión convencional o sin aire (airless)
Este sistema se aplica a la pintura exterior para todo el equipo de proceso aislado y tuberías, con temperatura de superficie hasta 205° C como máximo.
18
Recubrimiento Epóxico o Poliuretano anticorrosivo 100% sólidos de dos componentes. RP-13
100 50-75 2 250-300 500-600
Aspersión convencional o sin aire (airless)
Este sistema se aplica a los interiores del equipo de proceso a temperaturas elevadas de hasta 95° C para servicios de crudo y agua en los recipientes de proceso o separadores. Este sistema se aplica para pintar el interior de los tanques de almacenamiento para químicos que se usan para el almacenamiento de diesel, de glicol, etc.
Tabla 14
Monografía
Requisitos de un Sistema de Protección Anticorrosiva Aplicado
a Superficies de Hierro y Acero al Carbono en Instalaciones de
PEMEX
80
Inspección de la preparación de superficie.
Determinación del Grado de preparación de la superficie.
Es responsabilidad del contratista la inspección de la preparación de la superficie que fue
sujeta a limpieza, antes de ser aplicado el recubrimiento, se debe medir el perfil de anclaje
e inspeccionar visualmente la calidad de la limpieza requerida y garantizar que se cumpla
con las recomendaciones del fabricante.
Resultados.
Los resultados obtenidos se deben evaluar con los criterios de aceptación especificados en
las Tablas 4, 5, 7, 8 y 15.
Informe.
El contratista debe entregar un informe conteniendo los resultados de la inspección, el
que debe contener como mínimo los siguientes datos:
a) Identificación completa del elemento inspeccionado.
b) Área inspeccionada.
c) Condición de la superficie previa a la operación.
d) Grado de limpieza requerido y método de limpieza seleccionado ó solicitado.
e) Grado de limpieza alcanzado.
f) Elementos visuales de apoyo.
g) Identificación, descripción y localización de los defectos encontrados.
h) Fecha de la inspección.
i) Nombre y firma del inspector.
Criterios de aceptación.
Grado de limpieza Especificación de referencia SSPC
Es motivo de rechazo:
Química SP-1 La área mínima en la cual se halle: polvo, aceite, grasa, manchas de pintura u otros contaminantes, así como la mínima presencia de costras de corrosión y pintura mal adherida que no hayan sido removidos al mismo grado indicado en la referencia.
Herramientas manuales SP-2
Herramientas mecánicas SP-3
Metal blanco Sa-3 Patrón fotográfico Detectar la mínima área en la cual se observe polvo, aceite, grasa, manchas de pintura y otros contaminantes, así como la mínima presencia de costras de corrosión y pintura, Toda el área debe presentar un color gris claro uniforme como se indica en la referencia.
Cercano a metal blanco Sa-2 ½ Patrón fotográfico Detectar más del 5% del área en la cual se observe polvo, aceite, grasa, manchas de pintura y otros contaminantes, así como la mínima presencia de costras de corrosión y pintura; el área debe presentar un color gris claro uniforme como se indica en la referencia.
Tabla 15
Monografía
Requisitos de un Sistema de Protección Anticorrosiva Aplicado
a Superficies de Hierro y Acero al Carbono en Instalaciones de
PEMEX
81
Determinación del perfil de anclaje.
El perfil de anclaje se debe determinar de acuerdo a los métodos señalados en ISO 12944-
4 (Similar ASTM D – 4417 ó equivalente), los cuales se resumen a continuación:
Resultados.
El perfil de anclaje determinado debe cumplir con los requisitos establecidos en la Tabla
14.
Informe.
Es obligación del contratista el control de calidad de los trabajos realizados y emitir los
registros necesarios para cada caso en particular, los que deben contar por lo menos con
los siguientes datos:
a) Identificación completa del elemento a inspeccionar.
b) Área inspeccionada.
c) Condición de la superficie a tratar.
d) Perfil de anclaje requerido.
e) Perfil de anclaje obtenido.
f) Método de prueba aplicado.
g) Identificación, descripción y localización de áreas no aceptadas.
h) Fecha de la inspección.
i) Nombre y firma del inspector.
j) Método de limpieza utilizado.
Pruebas de Laboratorio.
Generalidades.
Los sistemas de recubrimientos indicados en la Tabla 16 y que son suministrados bajo esta
norma deben ser acompañados de un informe de pruebas que debe cumplir con los
requisitos del párrafo 1 de las responsabilidades del fabricante de recubrimientos o
proveedor y además ser emitido por un laboratorio externo, acreditado ante ema, el cual
debe contener invariablemente los resultados de todas las pruebas descritas y los
resultados deben estar dentro de los límites de aceptación mostrados en las Tablas 16 y
17.
Para cada lote de producto que suministre, sea primario, enlace ó acabado, el fabricante
debe emitir y entregar un reporte de los resultados de los análisis realizados.
Monografía
Requisitos de un Sistema de Protección Anticorrosiva Aplicado
a Superficies de Hierro y Acero al Carbono en Instalaciones de
PEMEX
82
Pruebas de adhesión:
La determinación de la adhesión se debe realizar aplicando el procedimiento “A” del
método ASTM D-3359 ó equivalente, lo cual se indica en la Tabla 16 en función del
espesor del sistema de recubrimientos.
Determinación de Sólidos en Volumen:
En caso de considerarse necesario la determinación de sólidos por volumen, se debe
realizar aplicando el método ASTM D2697 ó equivalente, el que no aplica para inorgánicos
ricos en zinc.
Determinación de resistencia a Niebla Salina.
La prueba debe efectuarse siguiendo el procedimiento indicado en el método ASTM B-
117, última revisión ó equivalente.
Resultados:
Al término del tiempo de exposición, el espécimen debe ser inspeccionado conforme a los
métodos descritos a continuación, considerando que la aparición de alguna falla será
motivo de rechazo:
Falla Método ASTM ó equivalente
Corrosión bajo película D 610
Ampollamiento D 714
Agrientamiento D 661
Descascaramiento D 772
Determinación de la resistencia a Humedad relativa de 100 %:
La prueba debe efectuarse siguiendo el método ASTM D-2247, última revisión ó
equivalente.
Resultados:
Al término del tiempo de exposición, el espécimen debe ser inspeccionado conforme a los
métodos abajo designados considerando que la aparición de cualquier falla será motivo de
rechazo.
Monografía
Requisitos de un Sistema de Protección Anticorrosiva Aplicado
a Superficies de Hierro y Acero al Carbono en Instalaciones de
PEMEX
83
Falla Método ASTM ó equivalente
Corrosión bajo película D 610
Ampollamiento D 714
Descascaramiento D 772
Determinación de la Resistencia al Intemperismo.
La prueba debe efectuarse conforme al método ASTM D-154, última revisión ó
equivalente, mediante la exposición del recubrimiento dentro de un equipo de
intemperismo acelerado.
Resultados:
Al término del tiempo de exposición, el espécimen de prueba debe ser inspeccionado
conforme a los métodos abajo designados considerando que cualquier falla es motivo de
rechazo.
Falla Método ASTM ó equivalente
Corrosión bajo película D 610
Ampollamiento D 714
Agrientamiento D 661
Caleo D 659
Descascaramiento D 772
Cambio en color Cualitativo
Resistencia química.
La resistencia química de recubrimientos y sistemas de recubrimientos se debe
determinar por inmersión en reactivos por un tiempo y temperatura establecidos en la
Tabla 17.
Método de Preparación de especímenes de prueba.
Los recubrimientos deben aplicarse sobre laminas de acero negro calibre No. 20, cuyas
dimensiones sean apropiadas para el equipo disponible, pero en cualquier caso, el área no
debe ser inferior a 50 cm2. Deben seguirse los métodos de preparación de superficie,
aplicación, espesor de película, primario, enlace y número de capas que indique la
especificación correspondiente. Los especímenes de prueba se deben acondicionar por 7
días a 298 ± 275 K (25 ± 2 C), antes de la prueba.
Resultados:
Monografía
Requisitos de un Sistema de Protección Anticorrosiva Aplicado
a Superficies de Hierro y Acero al Carbono en Instalaciones de
PEMEX
84
Al término del tiempo de exposición, el espécimen debe inspeccionarse de acuerdo a los
métodos abajo designados considerando que la aparición de cualquier falla es motivo de
rechazo.
Falla Método ASTM ó equivalente
Corrosión bajo película D 610
Ampollamiento D 714
Agrientamiento D 661
Caleo D 659
Descascaramiento D 772
Cambio en color Cualitativo
Criterios de aceptación.
Especificaciones Prueba de Adherencia Método
ASTM D-3359 Método “A” Cruz de Evans ó equivalente.
Porcentaje de área removida
Cámara de niebla Salina Método
ASTM B-117 ó equivalente
Tiempo de Exposición
(hrs.)
Cámara de humedad
Método ASTM D- 2247 ó equivalente
Tiempo de Exposición
(hrs.)
Resistencia a rayos Ultravioleta Método
ASTM G-154 ó equivalente
Tiempo de Exposición
(hrs.) RP-6 Modificado primario epóxico catalizado+RA-26
Modificado acabado epóxico de altos sólidos +RA-28 Modificado Acabado de
poliuretano de dos componentes
Sistema 1
Mínimo 3 “A” 1500 1000 1000
RP-6 Modificado primario epóxico catalizado +Acabado poliuretano alifático de dos
componentes RA-28 Modificado Sistema 2
Mínimo 3 “A” 1500 1000 1000
RP-4 Tipo B Modificado base solvente o RP-22 +RA-26
Modificado Acabado epóxico catalizado de altos sólidos +
Acabado de Poliuretano alifático de dos componentes
RA-28 Modificado Sistema 3
Mínimo 3 “A” 1500 1000 1000
Primario de zinc 100% autocurante RP-4B Modificado ó RP-22+ Acabado polisiloxano
epóxico o acrílico de dos componentes altos sólidos de
alta resistencia RA-35 Sistema 4
Mínimo 3 “A” 2000 1500 1500
Recubrimiento epóxico 100 % sólidos de dos o tres componentes RE-36
Sistema 5
No aplica No aplica No aplica No aplica
Tabla 16
Monografía
Requisitos de un Sistema de Protección Anticorrosiva Aplicado
a Superficies de Hierro y Acero al Carbono en Instalaciones de
PEMEX
85
Especificaciones Prueba de Adherencia Método
ASTM D-3359 Método “A” Cruz de Evans ó equivalente.
Porcentaje de área removida
Cámara de niebla Salina Método
ASTM B-117 ó equivalente
Tiempo de Exposición
(hrs.)
Cámara de humedad
Método ASTM D- 2247 ó equivalente
Tiempo de Exposición
(hrs.)
Resistencia a rayos Ultravioleta Método
ASTM G-154 ó equivalente
Tiempo de Exposición
(hrs.) RP-10 Modificado Primario epóxico catalizado Aducto- Amina+RA-29 Modificado
Acabado epóxico catalizado Aducto-Amina.
Sistema 6
Mínimo 3 “A” No aplica No aplica No aplica
Primario epóxico catalizado poliamída RP-6 Modificado
+Acabado epóxico catalizado poliamída RA-26 modificado ó
acabado antiderrapante RE- 38
Sistema 7
Mínimo 3 “A” No aplica 1000 No aplica
Recubrimiento Especial a base de resina acrílica
siliconizada con pigmento de aluminio, que resiste temperaturas de 353 K hasta 563 K. (de 80 °C a
260 °C) RE-30 A Modificado Sistema 8
No aplica No aplica No aplica No aplica
Recubrimiento de resina de silicon con pigmento de
aluminio, RE-30B Modificado Sistema 9
No aplica No aplica No aplica No aplica
Enlace epóxico catalizado cicloalifático con pigmento
de aluminio, autoimprimante RI-35 + Acabado
polisiloxano epóxico o acrílico de dos
componentes altos sólidos de alta resistencia RA-35
Sistema 10
Mínimo 3 “A” 1000 con una limpieza SSPC-SP10
(ISO Sa 2 ½)
1500 1500
RP-15 Primario Epóxico Catalizado de altos sólidos de dos componentes +RI-43 Enlace poliuretano ó
epóxico elastomerito altos sólidos de dos
componentes +RE-38 Acabado Elastomérico antiderrapante de dos
componentes. Sistema 11
Mínimo 3 “A” 1500 1000 No aplica
Tabla 16
Monografía
Requisitos de un Sistema de Protección Anticorrosiva Aplicado
a Superficies de Hierro y Acero al Carbono en Instalaciones de
PEMEX
86
Especificaciones Prueba de Adherencia Método
ASTM D-3359 Método “A” Cruz de Evans ó equivalente.
Porcentaje de área removida
Cámara de niebla Salina Método
ASTM B-117 ó equivalente
Tiempo de Exposición
(hrs.)
Cámara de humedad
Método ASTM D- 2247 ó equivalente
Tiempo de Exposición
(hrs.)
Resistencia a rayos Ultravioleta Método
ASTM G-154 ó equivalente
Tiempo de Exposición
(hrs.) RP-23 Primario orgánico
rico en zinc + Enlace epóxico modificado
autoimprimante de dos componentes RI-41+
Acabado epóxico o acrílico polisiloxano de dos
componentes altos sólidos de alta resistencia RA-35
Sistema 12
Mínimo 3 “A” 1500 1500 1500
Primario epóxico rico en zinc de dos o tres componentes RP
22+Acabado poliuretano RA-28 modificado
Sistema 13
Mínimo 3 “A” 1500 1500 1000
Recubrimiento epóxico 100% sólidos de dos componentes RP-21
Sistema 14
Mínimo 3 “A” No aplica 1500 No aplica
RE-41 Especial polisiloxano de dos componentes de
(80 a 400°C) Sistema 15
Mínimo 3 “A” 1000 1000 1000
RE-39 Especial polisiloxano de dos componentes de
(400 a 600°C) Sistema 16
Mínimo 3 “A” 1000 1000 1000
Especial Epóxico Fenólico de dos componentes RE-37
Sistema 17
Mínimo 3 “A” 1000 1000 No aplica
Recubrimiento Epóxico o Poliuretano anticorrosivo
100% sólidos de dos componentes. RP-13
Sistema 18
Mínimo 3 “A” No aplica No aplica No aplica
Tabla 16
Recubrimiento Reactivo Temperatura K (°C)
Tiempo (días)
RE-36 Agua de mar 299 (26) 30
RP-21 Agua potable 298 (25) 30
RP-13
Crudo Gasolina “sin tratar” Kerosina “sin tratar”
Gasolina magna Agua dulce
Agua de mar
333 (60) 298 (25) 298 (25) 298 (25) 298 (25) 298 (25)
4 14 14 14 14 14
Tabla 17
Monografía
Requisitos de un Sistema de Protección Anticorrosiva Aplicado
a Superficies de Hierro y Acero al Carbono en Instalaciones de
PEMEX
87
Reactivo Temperatura K (°C) Tiempo total (horas)
Crudo 333 (60) 298 (25)
98 336
Gasolina sin tratar. 298 (25) 336
Kerosina sin tratar. 298 (25) 336
Gasolina dulce. 298 (25) 336
Agua potable. 298 (25) 336
Agua de mar. 298 (25) 168
Agua destilada. 298 (25) 168
Agua hirviendo. 366 (113) 24
Vapor de agua. 298 (25) 252
Crudo-agua potable (2 ciclos). Crudo. Agua potable.
333 (60)
333 (60)
120
120
Crudo-agua de mar (2 ciclos) Crudo. Agua de mar.
333(60)
333 (60)
120
120
Gasolina magna-agua potable (2 ciclos) Gasolina Premium. Agua dulce.
298 (25)
333 (60)
120
120
Gasolina magna-agua de mar (2 ciclos) Gasolina magna Agua de mar.
298 (25)
298 (25)
120
120
Gasolina Premium-agua potable (2 ciclos) Gasolina Premium. Agua potable.
298 (25)
333 (60)
120
120
Gasolina magna-agua de mar (2ciclos). Gasolina Premium. Agua de mar.
298 (25)
333 (60)
120
120
Hidróxido de sodio al 5%
298 (25) 333 (60)
238 98
Hidróxido de sodio al 15% 298 (25) 336
Cloruro de sodio al 20% 298 (25) 168
Para el sistema RP-10 Modificado/ RA-29 Modificado, acabado epóxico catalizado
aductmina
Monografía
Requisitos de un Sistema de Protección Anticorrosiva Aplicado
a Superficies de Hierro y Acero al Carbono en Instalaciones de
PEMEX
88
Aplicación de los recubrimientos.
Se deben verificar las siguientes condiciones durante la aplicación de un recubrimiento:
Temperatura.
Los recubrimientos no se deben aplicar cuando la temperatura del medio ambiente sea
inferior a 277 K (4 °C) o superior a 316 K (43 °C).
Humedad.
Se deben aplicar los recubrimientos cuando la humedad relativa ambiente sea menor al
85%.
Vida de mezcla (tiempo abierto de trabajo).
La vida de la mezcla es el tiempo de vida útil que transcurre después del mezclado y que
permite una correcta aplicación del recubrimiento. Este tiempo debe de estar especificado
en la ficha técnica que otorga el fabricante del recubrimiento.
Inspección de la aplicación.
Inspección del sistema total.
Es responsabilidad del contratista realizar la inspección final a todo el sistema aplicado, la
que comprende la verificación de que el espesor de película seca del sistema total sea el
especificado; que el color del acabado sea el que se especificó inicialmente; que franjas y
marcas hayan sido colocadas adecuadamente.
Pruebas de campo.
Inspección visual.
El contratista debe realizar una inspección visual con la finalidad de identificar los defectos
típicos, así como las causas y la forma de reparación que se indican en la Tabla 18.
Descripción Causa Reparación Escurrido.
También llamado acortinado, flujo excesivo de recubrimiento
Pistola muy cerca del sustrato, demasiado adelgazador, demasiado
recubrimiento o superficie muy lisa o brillante.
Antes del curado, eliminar el exceso de recubrimiento y
modificar las condiciones de aplicación. Después del lijado se
debe de aplicar otra capa. Cáscara de naranja, picos y valles en la superficie, parecidos a una
cáscara de naranja.
Recubrimiento demasiado viscoso, pistola muy cerca de la superficie,
evaporación rápida de solvente, baja presión de aire, inapropiada
atomización.
Tabla 18
Monografía
Requisitos de un Sistema de Protección Anticorrosiva Aplicado
a Superficies de Hierro y Acero al Carbono en Instalaciones de
PEMEX
89
Descripción Causa Reparación Ojo de pescado.
Separación o restirado de la película de recubrimiento
húmeda, que deja descubierta la película inferior o el sustrato.
Aplicación sobre aceite, polvo, silicón o recubrimiento incompatible.
Remover todo el recubrimiento del área afectada, limpiar
perfectamente y aplicar otra capa de recubrimiento.
Poros (Piñoles). Agujeros pequeños y profundos
exponiendo el substrato.
Insuficiente e inadecuada atomización del recubrimiento,
pigmento mal incorporado o contaminación del recubrimiento.
Antes del curado, cepillar o lijar y aplicar nueva capa; ya curado,
aplicar una capa adicional.
Sobre aspersión Partículas de recubrimiento medio secas depositadas en la superficie.
Antes de curar, remover con cepillo y solvente; después de
curado, lijar y aplicar otra capa. Tabla 18
Criterios de aceptación.
Defecto Criterio Observaciones
Colgado No se acepta ningún
porcentaje, por mínimo que este sea.
Se debe reparar Cascara de naranja, picos y
valles en la superficie
Ojo de pescado
Poros (piñoles)
Sobreasperción
Medición de espesores en película húmeda.
El contratista debe realizar las mediciones de espesores de película húmeda, siguiendo las
instrucciones de los métodos ASTM D-4414-95 ó equivalente.
Medición de espesores en película seca.
El contratista debe realizar la medición de los espesores de película seca aplicando el
método establecido en la norma ISO-2366.
Medición e inspección de película seca.
Al terminar la aplicación del sistema anticorrosivo y finalizado el período de tiempo
especificado para el secado y curado del sistema, se deben efectuar las siguientes
pruebas:
Inspección visual. IV
Medición de espesores. ME
Adherencia. AD
Conductividad eléctrica. CE
Monografía
Requisitos de un Sistema de Protección Anticorrosiva Aplicado
a Superficies de Hierro y Acero al Carbono en Instalaciones de
PEMEX
90
Tipos de defectos no aceptables.
Los defectos comunes no aceptables que se detectan por inspección visual, se encuentran
listados en la Tabla 19.
Defecto Descripción Causas
Acocodrilamiento La pintura ya aplicada presenta cuarteaduras que asemejan a la
piel de cocodrilo.
Es el efecto de un secado deficiente de la película previo a
la aplicación de capas subsecuentes, curado a alta
temperatura, espesor arriba de los límites permisibles, impacto físico o incompatibilidad entre
capas.
Agrietamiento imperceptible
Fracturas irregulares y angostas en la última capa, que por lo regular no llega al substrato.
Agrietamiento Pequeñas áreas deformadas semejantes a ampollas.
Ampollas Pequeñas áreas deformadas semejantes a ampollas.
La presencia de herrumbre, aceite, grasa por debajo de la
película aplicada; la existencia de humedad en la línea del rociador o el recubrimiento fue aplicado
en una superficie caliente.
Decoloración El acabado presenta falta de color en la superficie.
Por la presencia de condensación de humedad del medio
ambiente, solvente evaporado en un ambiente húmedo o
condensación en una superficie fría (servicio a bajas
temperaturas).
Caléo Pérdida de brillo y superficie con polvo.
La última capa expuesta fue preparada de forma
inconveniente; fueron utilizados solventes y adelgazadores en
proporción inadecuada; se presentan problemas en la
resina.
Burbuja Pequeñas marcas uniformes en la película.
Aire atrapado durante la aplicación de la pintura.
Delaminación Falta de adhesión entre capas de pintura o entre la pintura y el
substrato.
Mala preparación de la superficie, aplicación fuera del
tiempo especificado. Tabla 19
Monografía
Requisitos de un Sistema de Protección Anticorrosiva Aplicado
a Superficies de Hierro y Acero al Carbono en Instalaciones de
PEMEX
91
Defecto Descripción Causas
Atomización seca Superficie de textura granulosa con una rugosidad parecida a la de la
lija; se presenta principalmente con recubrimientos de inorgánicos de
zinc.
La pistola se encuentra a una distancia mayor a la recomendada para la aplicación de pintura; las partículas del recubrimiento llegan parcialmente secas la superficie.
Incrustaciones de contaminantes
Secciones con contaminantes incrustados en la película.
La aplicación fue llevada a cabo sobre estratos de polvo y contaminantes.
Ojo de pescado Se forman cavidades entre las películas que se asemejan a hoyos
o depresiones profundas de pintura.
La aplicación se hizo sobre una superficie contaminada con aceite, humedad, suciedad, silicones y otros contaminantes, así como recubrimientos incompatibles.
Grieta de desecación Es un agrietamiento que ocurre durante el secado del
recubrimiento semejante al lodo seco agrietado; por lo regular se presenta en inorgánicos de zinc.
Espesor de película por arriba de límite permisible o contaminación de la superficie por aceite o agua.
Cascara de naranja Cavidades en la superficie, apariencia similar a la cáscara de
naranja.
Aplicación incorrecta debido a que la atomización se hace con poca presión; evaporación rápida del solvente.
Sobre atomización Se presentan depósitos de humedad o partículas del
recubrimiento secas.
Las partículas del recubrimiento se aglomeran en la superficie
Poros Cavidades de tamaño suficiente para atravesar una o varias capas y
se localizan en la superficie.
Sobre aplicación del recubrimiento, solvente atrapado o el recubrimiento es aplicado en superficies calientes
Puntos de herrumbre Cavidades oxidadas en la superficie. Discontinuidades debido a poros, bordes afilados y restos de soldadura, entre otros.
Manchas, desprendimientos y relleno
Demasiado fluido o material en la superficie vertical.
Exceso de adelgazador, adelgazador inadecuado, espesor de película por arriba de los límites permitidos, condiciones iniciales de aplicación no adecuadas.
Ablandamiento Película aparentemente seca por la superficie, pero el recubrimiento bajo ella se encuentra blando; al
presionar con el dedo pulgar; queda plasmada la huella.
Tiempo de secado insuficiente, baja temperatura, contaminación con agua y aceite, espesor del recubrimiento excesivo, mezcla deficiente.
Efecto adherente Los recubrimientos tienen penetración parcial; la superficie se
encuentra seca pero al tocarla se asemeja a una cinta adhesiva.
Demasiado adelgazador; tiempo de secado insuficiente, baja temperatura, ventilación insuficiente.
Corrugado Superficie rugosa y áspera. Recubrimiento aplicado sobre otro sin curar, demasiada viscosidad, clima extremoso, solvente concentrado aplicado con pintura incompatible.
Tabla 19
Monografía
Requisitos de un Sistema de Protección Anticorrosiva Aplicado
a Superficies de Hierro y Acero al Carbono en Instalaciones de
PEMEX
92
Número de lecturas.
A causa de la variabilidad normal de instrumento, es necesario tomar diversas lecturas en
cada área de referencia (tres lecturas) para obtener el espesor local. El número y la
distribución de áreas de referencia necesarias para conseguir el espesor promedio de una
superficie con recubrimiento, se describen a continuación:
Para determinar el espesor de película seca aplicada, el tipo de muestreo y la cantidad de
lecturas se deben hacer de la manera siguiente:
Para superficies menores o iguales a 10 m², se toman 5 niveles de medición al azar; para
formar un nivel de medición se debe trazar un circulo con un diámetro igual a 4,0 cm;
dentro del área del círculo trazado, se toman 3 lecturas al azar, siendo el promedio simple
de estas lecturas el espesor del nivel.
Para áreas que no excedan los 30 m², el área total se divide entre 3 y se debe aplicar la
distribución en cada área de 10 m², de acuerdo a lo establecido para áreas de 10 m².
Para áreas que no excedan los 100 m², se toman al azar tres áreas de 10 m² cada una los
cuales se deben medir de acuerdo a lo establecido para áreas de 10 m².
Para superficies que excedan los 100 m², los primeros 100 m² se miden de acuerdo a lo
indicado para áreas que no excedan de 100 m²; adicionalmente se toman 10 m² al azar,
los cuales se deben medir de acuerdo a establecido para áreas de 10 m².
Si algunos de los espesores de alguna área de 10 m² no cumplen con lo especificado, se
deben tomar lecturas adicionales para delimitar el área que presenta el problema.
Nivel de medición: Para formar un nivel de medición se debe trazar un círculo con un
diámetro igual a 4,0 cm; dentro del área del círculo trazado, se toman 3 lecturas al azar,
siendo el promedio simple de estas lecturas el espesor del nivel.
Una vez obtenidos los resultados, éstos se deben calificar de acuerdo con los criterios de
aceptación establecidos en la Tabla No.- 22 de la Sección 8.7.5.8.
Espesor mínimo: El promedio de las medidas de cada nivel para cada 10 m2 de área, no
debe ser menor al valor mínimo especificado. Ninguna lectura de un punto de cualquier a
nivel en el área de 10 m2, debe ser menor al 80 % del espesor mínimo especificado; en el
caso de detectar no conformidades, se deben hacer mediciones adicionales para delimitar
el área que presente el problema.
Monografía
Requisitos de un Sistema de Protección Anticorrosiva Aplicado
a Superficies de Hierro y Acero al Carbono en Instalaciones de
PEMEX
93
Espesor máximo: El promedio de las medidas de cada nivel para cada 10 m2 de área, no
debe ser mayor al valor máximo especificado. Ninguna lectura de algún punto de
cualquier nivel en el área de 10 m2, debe ser mayor al 120 % del espesor máximo
especificado; en el caso de detectar no conformidades, se deben hacer mediciones
adicionales para delimitar el área que presenta el problema y solicitar mas información
acerca del comportamiento del recubrimiento con el fabricante del recubrimiento.
Informe.
El informe de resultados debe de proporcionar por lo menos con lo siguientes datos:
a) Identificación completa del elemento a inspeccionar.
b) Área inspeccionada.
c) Recubrimiento aplicado.
d) Espesor especificado del recubrimiento por sistema o por capa.
e) Patrones de referencia empleados.
f) Identificación, descripción y localización de las áreas donde se detecten problemas.
g) Fecha de la inspección.
h) Equipo utilizado en la inspección (marca, modelo, número de serie y fecha de
calibración).
i) Nombre y firma del inspector.
Detección Dieléctrica de poros o discontinuidades.
El contratista debe realizar la detección dieléctrica de poros en el recubrimiento aplicando
la norma ASTM G 62- 87 ó equivalente,
Informe.
El informe debe de incluir, como mínimo:
a) Nombres y código del sistema anticorrosivo.
b) Nombre y tipo de instrumento usado, así como el tipo de método utilizado.
Criterio de aceptación.
No se debe admitir la presencia de poros o discontinuidades en el sistema de
recubrimientos. En caso de detectarse fallas en el sistema de recubrimientos se debe
realizar la reparación conforme se indica en el punto de Reparaciones.
Monografía
Requisitos de un Sistema de Protección Anticorrosiva Aplicado
a Superficies de Hierro y Acero al Carbono en Instalaciones de
PEMEX
94
Determinación de adherencia.
El contratista debe realizar la determinación de adherencia del sistema de recubrimientos
con el método de prueba ASTM D-3359 ó equivalente.
Informe.
El informe de resultados debe contar por lo menos con lo siguientes datos:
a) Identificación completa del elemento a inspeccionar.
b) El área inspeccionada.
c) Recubrimiento aplicado.
d) Espesor del recubrimiento.
e) Modelo, marca tipo, No de serie del equipo utilizado.
f) Identificación completa de las condiciones encontradas.
g) Nombre y firma del inspector.
Criterios de aceptación.
Inspección Visual.
Una vez identificados los defectos, éstos deben ser calificados de acuerdo con lo señalado
en la Tabla 20.
Defecto Criterio Observaciones
Acocodrilamiento
No se acepta ningún porcentaje, por mínimo que
sea.
Toda aquella indicación encontrada, se debe reparar.
Agrietamiento imperceptible
Agrietamiento
Ampollas
Decoloración
Caléo
Burbuja
Delaminación
Atomización seca
Incrustaciones de contaminantes
Ojo de pescado
Grietas de desecación
Cascaras de naranja
Sobre-atomización
Poros
Puntos de herrumbre
Manchas, desprendimientos y relleno Tabla 20
Monografía
Requisitos de un Sistema de Protección Anticorrosiva Aplicado
a Superficies de Hierro y Acero al Carbono en Instalaciones de
PEMEX
95
Defecto Criterio Observaciones
Ablandamiento No se acepta ningún porcentaje, por mínimo que
sea.
Toda aquella indicación encontrada, se debe reparar. Efecto adherente
Corrugado Tabla 20
Vida útil en servicio de los sistemas para diversos ambientes.
Un sistema a base de recubrimiento anticorrosivo se debe evaluar para programar su
mantenimiento mediante criterios que establezcan los parámetros de los fabricantes para
garantizar un periodo mínimo de vida útil en servicio de 5 años.
Reparaciones.
Todas las indicaciones que fueron calificadas como defectos y que de acuerdo con las
especificaciones de esta norma, necesitan ser reparadas y deben de cumplir con los
siguientes requisitos:
a) Se debe identificar en forma exacta el área que presenta el problema.
b) Se debe aplicar el mismo sistema con el cual está protegida la superficie.
c) Se debe retirar el recubrimiento del área no conforme.
d) Se deben tener en cuenta todas las consideraciones técnicas especificadas para el
sistema durante la reparación.
e) El método de preparación de superficie y de aplicación, puede ser cualquiera que
cumpla con todos los parámetros que se especifican en los Capítulos Preparación
de Superficies y Aplicación de recubrimientos.
Una vez efectuada la reparación, se deben de aplicar todas las pruebas especificadas en
este capítulo.
Registros de inspección.
Durante todas y cada una de las etapas de inspección y como evidencia del trabajo
realizado, el contratista debe hacer los registros propios de cada prueba.
Responsabilidades
Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios
En base a un estudio previo de ingeniería, es responsabilidad de PEMEX el definir la
condición de exposición, la condición de superficie deseada y la selección del
recubrimiento, el sistema y vigilar el cumplimiento de los requisitos y recomendaciones de
esta norma para la preparación, aplicación, inspección, seguridad, salud ocupacional y
Monografía
Requisitos de un Sistema de Protección Anticorrosiva Aplicado
a Superficies de Hierro y Acero al Carbono en Instalaciones de
PEMEX
96
protección al ambiente para la protección anticorrosiva a los elementos metálicos de
hierro y de acero al carbono.
Subcomité Técnico de Normalización.
Promover el conocimiento de esta norma entre las áreas usuarias de Petróleos Mexicanos
y Organismos Subsidiarios, firmas de ingeniería, prestadores de servicios, proveedores y
contratista, involucradas en él o los procesos técnicos y administrativos generados por la
necesidad de aplicar protección anticorrosiva a elementos metálicos de hierro y de acero.
Área usuaria de Petróleos Mexicanos y Organismos subsidiarios.
La verificación del cumplimiento de esta norma, se debe llevar a cabo por el supervisor de
Petróleos Mexicanos, solicitando en las bases técnicas que los licitantes acrediten con
documentos vigentes, que cuentan con personal técnico especializado con experiencia en
el manejo e interpretación de esta norma.
Inspector verificador ó supervisor de PEMEX.
1. Verificar, vigilar y hacer cumplir los requerimientos especificados en esta norma.
2. Llevar un registro de las condiciones ambientales diarias.
3. El supervisor debe contar con los programas, normas, reglamentos, códigos,
especificaciones y procedimientos aplicables a la especialidad.
4. El supervisor debe contar, con los equipos e instrumentos de medición de los
diferentes parámetros, debidamente calibrados.
5. El supervisor también debe contar con un programa o plan de inspección
previamente elaborado con el fabricante y el contratista, que cubra todas las fases,
iniciando desde la recepción y almacenaje de los productos hasta la fase final del
curado del recubrimiento.
Del contratista.
1. Es obligación contar con un sistema de control de calidad, así como de
procedimientos específicos para preparación de superficie y aplicación de
recubrimientos, que garanticen la calidad de los trabajos realizados, en los cuales
se indiquen a detalle las etapas de trabajo.
2. Contar con documentos que demuestren que los componentes del sistema de
recubrimiento cumplen con las propiedades fisicoquímicas y de comportamiento
indicadas en esta norma para el sistema particular de recubrimiento. Reporte de
los resultados del laboratorio que hizo las pruebas acorde a lo indicado en esta
norma.
Monografía
Requisitos de un Sistema de Protección Anticorrosiva Aplicado
a Superficies de Hierro y Acero al Carbono en Instalaciones de
PEMEX
97
3. Contar con el equipo, herramientas y accesorios con un uso no mayor a 3 años de
servicio (comprobando con documentos) de cómo hace la aplicación del
recubrimiento indicado en los procedimientos correspondientes de aplicación.
4. Efectuar las revisiones y pruebas correspondientes a las etapas antes, durante y
después de la aplicación del sistema de recubrimiento.
5. Promover la capacitación y acreditación de sus aplicadores, emitiendo cartas de
validación (interna) que indiquen que estos cuentan con el conocimiento y
habilidades para aplicar sus productos.
6. El contratista debe contar con un experto en protección anticorrosiva para trabajar
en común acuerdo con el técnico del fabricante de la pintura, para garantizar por
escrito (puede ser una póliza) los años de servicio de la protección anticorrosiva
solicitada por PEMEX.
7. Efectuar la detección de defectos, identificar, registrar y reparar las zonas con falla.
8. Elaborar informe – memoria de los trabajos que se desarrollaron en las
instalaciones superficiales
9. Efectuar los trabajos utilizando los materiales especificados en el contrato.
10. Todo contratista o personal relacionado con las actividades de esta norma, está
obligado a cumplir con las disposiciones en materia de seguridad y protección
ambiental que establezca de centro de trabajo de Pemex ó el área donde realiza
sus actividades. Además, debe portar el equipo de protección personal
recomendado por el fabricante del equipo de limpieza y especificado en los
manuales de operación, mantenimiento y seguridad de PEMEX.
Del fabricante de recubrimientos o proveedor.
1. Hacer las pruebas a los recubrimientos en laboratorios especializados, estos
resultados deben ser hechos por un laboratorio acreditado por ema ó por un
organismo internacional de acreditación que tenga reconocimiento mutuo con
ema. Los informes de las muestras evaluadas por el laboratorio de pruebas serán
vigentes hasta que exista modificación en estos sistemas, máximo 5 años.
2. En caso necesario, proporcionar asistencia técnica al personal de PEMEX y al
aplicador de los trabajos cuando se utilicen sus productos.
3. Proporcionar la hoja técnica de todos los componentes del sistema de
recubrimiento anticorrosivo; especificar las temperaturas máxima y mínima de
aplicación y curado, así como otras limitantes relevantes relacionadas con las
condiciones de aplicación y curado.
4. Promover la capacitación de sus clientes.
Monografía
Requisitos de un Sistema de Protección Anticorrosiva Aplicado
a Superficies de Hierro y Acero al Carbono en Instalaciones de
PEMEX
98
5. Garantizar por escrito que los productos suministrados deben ser nuevos, no haber
alcanzado el 20% de su vida de almacenamiento y cumplir el 100% de esta.
6. Acompañar a cada lote de entrega la hoja de resultados de análisis del laboratorio.
Se debe analizar cada lote.
7. No utilizar pigmentos basados en óxido de plomo y cromatos.
Monografía
Requisitos de un Sistema de Protección Anticorrosiva Aplicado
a Superficies de Hierro y Acero al Carbono en Instalaciones de
PEMEX
99
Conclusiones. Los efectos de la corrosión sobre instalaciones y equipos industriales produce anualmente
pérdidas que llegan a cifras muy importantes: en los países industrializados se ha valorado
en el 3% del Producto Interno Bruto (PBI).
Este porcentaje puede tomarse sobre la valoración equivalente de la industria petrolera y
del gas para llegar a una cuantificación aproximada de sus efectos económicos.
El CO2 y el H2S son las especies corrosivas más importantes y contra las cuales es
necesario actuar utilizando revestimientos que deben entonces resistir a esas especies, a
la temperatura, presión y también guardar resistencia a la abrasión y al impacto que en
una medida u otra están involucrados en la utilización de tuberías y equipos.
En los últimos años, se ha reducido el uso de compuestos químicos orgánicos y volátiles
(solventes) utilizados en la formulación de los sistemas de protección con la finalidad de
controlar las emisiones de Compuestos Orgánicos Volátiles a la Atmósfera (COV’s),
obligando a los fabricantes de pinturas a innovar tecnologías en los sistemas, cumpliendo
las regulaciones gubernamentales que a nivel mundial se están enfocando en la seguridad,
salud y protección ambiental.
De manera similar, se plantean alternativas tecnológicas que minimicen el uso de las
técnicas de limpieza con arena sílica de los elementos metálicos en las instalaciones.
En los últimos años, se ha reducido el uso de muchos compuestos químicos utilizados en
las formulaciones de los recubrimientos ya que han sido sujeto de regulaciones
gubernamentales a nivel mundial debido a la creciente preocupación sobre aspectos de
Seguridad, Salud y Protección Ambiental, que aunado a la innovación tecnológica en el
campo de los recubrimientos, ha originado nuevos sistemas que se encuentran
disponibles en el mercado.
Como conclusión tenemos que con la finalidad de buscar un mejor funcionamiento en los
recubrimientos, reducción de emisiones a la atmósfera, PEMEX esta empleando nuevos
sistemas de protección anticorrosiva que permiten reducir las emisiones de partículas y
Compuestos Orgánicos Volátiles (COV´s) a la atmósfera durante la aplicación de las
pinturas, cumpliendo con las regulaciones ambientales.
Monografía
Requisitos de un Sistema de Protección Anticorrosiva Aplicado
a Superficies de Hierro y Acero al Carbono en Instalaciones de
PEMEX
100
Bibliografía y Referencias.
Especificación y Métodos de Prueba para Recubrimientos P.4.0351.01.
Primera edición de PEMEX Exploración y Producción.
P.2.0351.01.- Sistemas de Protección anticorrosivo a base de recubrimientos.
Primera edición Noviembre del 2001, PEMEX.
P.3.0351.01.- Aplicación e inspección de recubrimientos para protección
anticorrosiva. Primera Edición julio de 2000, PEMEX.
P.4.0351.01.- Especificaciones y métodos de prueba para recubrimientos
anticorrosivos. Primera Edición diciembre del 2001 PEMEX.
Fabio Barbosa Cano, Nicolás Domínguez Vergara (2008), PEMEX: Presente y
Futuro.
Norma ISO-9001-2008- Sistemas de Gestión de la Calidad.
Ley Federal sobre Metrología y Normalización.
Ley General de Equilibrio Ecológico y Protección al Ambiente.
NOM-008-SCFI-2002- Sistema General de Unidades de Medida.
ISO-12944-2005 Protección Anticorrosiva de Estructuras de Acero por
Sistemas de Pintura Protectores.
Norma Oficial Mexicana NOM-123-ECOL-1998.
Norma Oficial Mexicana NOM-121-ECOL-1997.
ISO 8501 Protección Anticorrosiva de estructuras de acero mediante pintura.
Monografía
Requisitos de un Sistema de Protección Anticorrosiva Aplicado
a Superficies de Hierro y Acero al Carbono en Instalaciones de
PEMEX
101
ISO 8504-1 2000 Preparation of Steel Substrates before Application of Paints
and Related Products (Preparación de Sustratos de Acero antes de la
aplicación de Pintura y Productos Relacionados).
