evaluaciÓn de la integridad mecÁnica pemex-2012

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COMITÉ DE NORMALIZACIÓN DE PETRÓLEOS MEXICANOS Y ORGANISMOS SUBSIDIARIOS

REVISIÓN: 0

14 de julio 2012 SUBCOMITÉ TÉCNICO DE NORMALIZACIÓN DE PETRÓLEOS MEXICANOS PAGINA 1 DE 35

EVALUACIÓN DE LA INTEGRIDAD MECÁNICA DE TUBERÍAS Y EQUIPOS ESTÁTICOS

Esta Norma de Referencia cancela y sustituye a la especificación P.9.0320.02 y la especificación GNT-SSIME-M401-2008 en lo relativo a Equipos estáticos.

Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos

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EVALUACIÓN DE LA INTEGRIDAD MECÁNICA DE TUBERÍAS Y EQUIPOS

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Esta Norma de Referencia se aprobó en el Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios en la sesión

extraordinaria 01-12, celebrada el 27 de abril de 2012.


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CONTENIDO

CAPÍTULO PÁGINA

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

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

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

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

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

5. REFERENCIA ................................................................................................................................................... 5

6. DEFINICIONES ................................................................................................................................................ 7

7. SÍMBOLOS Y ABREVIATURAS ....................................................................................................................11

8. REQUERIMIENTOS .......................................................................................................................................12

8.1. Alcance de los servicios .......................................................................................................................12

8.2. Requerimientos de los servicios ...........................................................................................................12

8.3. Documentos ..........................................................................................................................................19

8.4. Criterios de aceptación de los servicios. ..............................................................................................21

9. Responsabilidades .......................................................................................................................................23

10. Concordancia con normas internacionales ...............................................................................................24

11. Bibliografía ....................................................................................................................................................24

12. Anexos ...........................................................................................................................................................27

12.1.Contenido mínimo de la especificación de los servicios. ......................................................................27

12.2.Mapa de espesores de Tuberías y equipo estático ................................................................................29

12.3.Deterioro típico en Tuberías y su mecanismo ........................................................................................31

12.4.Mecanismos de deterioro comunes en Equipo. .....................................................................................33

12.5.Mecanismos de deterioro en la industria de refinación ..........................................................................34

12.6.Requisitos que debe cumplir un documento “equivalente” ....................................................................35


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0. INTRODUCCIÓN

Dentro de las principales actividades que se llevan a cabo en Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios, se encuentran la operación, mantenimiento y conservación de las instalaciones para extracción, recolección, procesamiento primario, almacenamiento, medición y transporte de hidrocarburos y sus derivados, para cumplir con eficiencia y eficacia los objetivos de la empresa, bajo un ámbito de seguridad y protección. Con el objeto de unificar criterios, aprovechar las experiencias nacionales e internacionales, PEMEX emite esta NRF, para que se aplique en la evaluación de la Integridad mecánica de Tuberías, recipientes de almacenamiento, recipientes sujetos a presión y Equipos relacionados. Esta Norma de Referencia se realizó en atención y cumplimiento a la Ley Federal sobre Metrología y Normalización, su Reglamento, la Ley de Petróleos Mexicanos, su reglamento, Disposiciones y Estatuto Orgánico de PEMEX, reglas de operación del CNPMOS y la Guía CNPMOS-001-2004, con la participación de: Petróleos Mexicanos PEMEX-Exploración y Producción PEMEX-Gas y Petroquímica Básica PEMEX-Refinación PEMEX-Petroquímica Instituto Mexicano del Petróleo Dragados Offshore México S.A de C.V. ICA Fluor Daniel S.de R.L. de C.V. GL Noble Denton Lloyd Germánico de México S. de R.L. de C.V. Esta Norma de Referencia cancela y sustituye a la especificación P.9.0320.02 y la especificación GNT-SSIME-M401-2008 en lo relativo a Equipos estáticos. Este documento es publicado por Petróleos Mexicanos en www.pemex.com, queda prohibida su venta.

1. OBJETIVO

Establecer los requisitos técnicos y documentales que se deben cumplir en la contratación de los servicios para la evaluación de la Integridad mecánica de Tuberías, sistema de Tuberías, Equipos estático sujetos a presión o atmosféricos y Equipos relacionados de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios.

2. ALCANCE

Esta NRF es para la evaluación de la Integridad mecánica, determinar el estado actual, vida útil estimada y en su caso las necesidades de mantenimiento y/o reparación de Tuberías y Equipos estáticos sujetos a presión, a fuego o atmosféricos.


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Queda excluido de la aplicación de esta NRF: a) Líneas de proceso y Recipientes a presión en plataformas marinas con mecanismo de deterioro

generalizado alcance de la NRF-227-PEMEX-2009. b) Ductos o líneas de recolección y transporte de hidrocarburos y sus derivados, terrestres y marinos. c) Equipos dinámicos o eléctricos. d) Tuberías y Equipo submarino, de barcos y embarcaciones marítimas. e) Sistemas e instrumentos de operación y/o control. Esta Norma de Referencia cancela y sustituye a la especificación P.9.0320.02 y la especificación GNT-SSIME-M401-2008 en lo relativo a Equipos estáticos.

3. CAMPO DE APLICACIÓN

Esta NRF es de aplicación general y observancia obligatoria para la contratación parcial o total de los servicio para evaluar la Integridad mecánica, determinar su estado actual, vida útil estimada y en su caso las necesidades de mantenimiento y/o reparación de bienes alcance de la misma; que se lleven a cabo en Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios. Para lo que esta se debe incluir en los procedimientos de licitación pública, invitación a cuando menos tres personas, o adjudicación directa, como parte de los requisitos que se debe cumplir.

4. ACTUALIZACIÓN

La revisión y actualización de la NRF debe ser dentro de los cinco años siguientes a su publicación de declaratoria de vigencia publicada en Diario oficial de la federación, debiendo notificar a la Comisión Nacional de Normalización, la revisión o actualización, de no hacerse se ordenaría su cancelación. Las observaciones y comentarios a esta NRF se deben enviar al Comité de Normalización de Petróleo Mexicanos y Organismos en el formato CNPMOS-001-F01, para analizar su procedencia y responder oficialmente a los mismos. Subcomité Técnico de Normalización de Petróleos Mexicanos. Avenida Marina Nacional No. 329, Piso 23, Torre Ejecutiva. Colonia Huasteca, C.P. 11311, México D.F. Teléfono Directo: (55)1944-9240; Conmutador: (55)1944-2500 Extensión: 54997. Correo electrónico: [email protected] .

5. REFERENCIA

5.1. Normas Oficiales Mexicanas 5.1.1. NOM-008-SCFI-2002, Sistema General de Unidades de Medida. 5.1.2. NOM-020-STPS-2002, Recipientes sujetos a presión y calderas-Funcionamiento-Condiciones de seguridad.


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5.2. Normas de Referencia 5.2.1. NRF-028-PEMEX-2010, Diseño y Construcción de Recipientes a Presión.

5.2.2. NRF-111-PEMEX-2012, Equipos de Medición y Servicios de Metrología.

5.2.3. NRF-150-PEMEX-2011, Pruebas Hidrostáticas de Tuberias y Equipos. 5.3. Normas Mexicanas 5.3.1. NMX-CC-9001-IMNC-2008, Sistemas de gestión de la calidad - Requisitos

5.3.2. NMX-CC-9004-IMNC-2009, Gestión para el éxito sostenido de una organización �Enfoque de gestión de la calidad.

5.3.3. NMX-CC-10005-IMNC-2006, Sistemas de gestión de la calidad - Directrices para los planes de la calidad.

5.3.4. NMX-EC-17020-IMNC-2000, Criterios generales para la operación de varios tipos de unidades (organismos) que desarrollan la verificación (Inspección). 5.4. Normas Internacionales

5.4.1. ISO 6507-1-2005, “Metallic materials - Vickers hardness test -- Part 1: Test method (Materiales metálicos – Prueba de dureza Vickers – Parte 1: Método de prueba)”.

5.4.2. ISO 6508-1-2005, ”Metallic materials -- Rockwell hardness test -- Part 1: Test method (scales A, B, C, D, E, F, G, H, K, N, T [Materiales metálicos – Prueba de dureza Rockwell – Parte 1: Método de prueba (escalas A, B, C, D, E, F, G, H, K, N, T)]”.

5.4.3. ISO 9001:2008 con ISO 9001:2008/Cor 1:2009, “Quality management systems – Requirements (Sistemas de gestión de la calidad – Requisitos)”.

5.4.4. ISO 9004:2009, “Managing for the sustained success of an organization - A quality management approach (Gestión para el éxito sostenido de una organización –Enfoque de gestión de la calidad)”.

5.4.5. ISO 9712:2005 e ISO 9712:2005 Cor. 1:2006, “Non-destructive testing - Qualification and certification of personnel (Pruebas no destructivas- Calificación y certificación de personal)”.

5.4.6. ISO 10005:2005, “Quality management systems -- Guidelines for quality plans” (Sistemas de gestión de la calidad - Directrices para los planes de la calidad).

5.4.7. ISO 10863:2011, “Non-destructive testing of welds -- Ultrasonic testing -- Use of Time-of-flight diffraction technique (TOFD)”, (Prueba no destructiva de soldaduras – Prueba ultrasónica – Uso de la técnica de tiempo de vuelo de la difracción ultrasónica (TVDU)) 5.4.8. ISO 15649:2001, “Petroleum and natural gas industries – Piping, (Industrias del gas y petróleo – Tubería)”.


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5.4.9. ISO 11484:2009, “Steel products — Employer's qualification system for non-destructive Testing (NDT) personnel”, (Productos de acero, Sistema de calificación del empleador para personal de Pruebas no Destructivas (PND)). 5.4.10. ISO 20807:2004, “Non-destructive testing - Qualification of personnel for limited application of non-destructive testing (Pruebas no destructivas - Calificación y certificación de personal para aplicaciones limitadas de pruebas no destructivas)”.

5.4.11. ISO 28300:2008, “Petroleum, petrochemical and natural gas industries—Venting of atmospheric and low-pressure storage tanks (Venteo para tanques de almacenamiento atmosféricos y a baja presión – Sin refrigeración y con refrigeración / Industrias del petroleo, petroquimica y de gas natural - Venteo para tanques de almacenamiento atmosféricos y a baja presión)”. 5.4.12. ISO/TS 11774:2011, Non-destructive testing -- Performance-based qualification (Pruebas No Destructivas – Calificación basada en habilidad).

6. DEFINICIONES

Para los propósitos de este documento, se entiende por: 6.1. Análisis de Integridad (Aptitud para el servicio): Evaluación del estado mecánico-estructural de un elemento, con base en la identificación del tipo y grado de severidad, y los defectos presentes en él a partir de la Inspección e informes de resultados de pruebas. Procedimientos usados para evaluar deterioros, defectos o fallas en Tuberías, Equipos estáticos y componentes; y determinara en base a la evaluación si son aptos para las condiciones de operación actuales, estableciendo los programas de la inspección o monitoreo; o en su caso que no son conveniente para operar a las condiciones actuales, y entonces puedan reclasificarse o remplazarse. 6.2. Análisis de riesgo(s) de proceso.- Conjunto de metodologías que consisten en la identificación, análisis y evaluación sistemática de la probabilidad de la ocurrencia de daños asociados a los factores externos (fenómenos naturales y sociales), fallas en los sistemas de control, los sistemas mecánicos, factores humanos y fallas en los sistemas de administración; con la finalidad de controlar y/o minimizar las consecuencias al personal, a la población, al ambiente, a la producción y/o a las instalaciones. 6.3. Anomalía: Condición insegura y no favorable a las operaciones y funcionalidad de Equipos o Tuberías. 6.4. Caldera de potencia: Recipiente cerrado en el que se calienta agua u otro líquido, se genera vapor, sobrecalienta vapor o cualquier combinación de los mismos, bajo presión y por la aplicación directa de energía de la quema de combustibles o de electricidad o de energía solar.

6.5. Certificado: Documento que testimonia la Certificación en términos de LFMN y su reglamento.

6.6. Certificación: Procedimiento por el cual se asegura que un producto, proceso, sistema o servicio se ajusta a las normas o lineamientos o recomendaciones de organismos dedicados a la normalización nacionales o internacionales.


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6.7. Circuito de tubería: conjunto de Tubería y Equipos que manejen una sustancia de la misma composición, en el que pueden variar las condiciones de operación en sus diferentes partes.

6.8. Componente: Cualquier elemento que forma parte de un Sistema de tubería, Circuito de tubería, Tuberías o Equipo estático

6.9. Componente de tubería: elemento mecánico adecuado para unir o ensamblar Tuberias de manera herméticas. 6.10. Consecuencia de falla: Resultado de una falla. Puede haber uno o más resultados de una sola falla. 6.11. Corrosión localizada: Corrosión que se produce en parte de una superficie metálica a una velocidad mucho mayor que en el resto de la superficie. 6.12. Costura: Junta soldada a tope circunferencial o longitudinal. 6.13. Deterioro: Indicación, Menoscabo, reducción, desgaste, degradación o condición inferior en componentes que puede estar dentro o fuera de norma; que puede ser causado por diferentes mecanismos tales como: reducción de espesor generalizada o localizada, agrietamiento, daños mecánicos entre otros. 6.14. Defecto: Indicación, falla, daño, imperfección y/o deterior, de tipo o magnitud que excede los criterios de aceptación. 6.15. Desgaste: Pérdida de material, por abrasión o por la acción corrosiva del fluido o del medio. No se debe considerar como desgaste la corrosión localizada, ni el deterioro tipo metalúrgico. 6.16. Equipo estático: Equipo que no tienen componentes en movimiento, como son Recipientes a presión, Cambiadores de calor, Recipientes o tanques atmosféricos, Calderas de potencia, Calentadores, Separadores, entre otros. a) Equipo estático atmosférico (Equipo atmosférico, Recipiente atmosférico, Tanque atmosférico):

Contenedor sometido a esfuerzos debido a acciones de la carga hidrostática, por contener una sustancia. Donde la presión es la presión atmosférica.

b) Equipo estático sujeto a fuego (Calderas de potencia, Hornos, Generadores de vapor): Contenedor sometido a esfuerzos debido a las acciones y efectos directo o indirecto de la quema de combustibles.

c) Equipo estático sujeto a presión (Equipo sujeto a presión, Recipiente a presión): Contenedor sometido a esfuerzos debido a los acciones de la presión, por procesar, tratar, almacenar o transformar una sustancia. Donde la presión es cualquier valor diferente a la presión atmosférica, proveniente de fuentes externas o como consecuencia de la reacción física y/o química que se lleve en su interior.

6.17. Equipo y/o Tuberías críticas: Tuberías, Equipos estáticos o componente, cuya falla resultaría, permitiría o contribuiría a una liberación de energía capaz de originar una exposición al personal a una cantidad suficiente de sustancias peligrosas, lo que resultaría en una lesión, un daño irreversible a la salud o muerte; así como un daño significativo a las instalaciones y al ambiente. 6.18. Espesor (d): Grosor de un sólido, Magnitud dada a la dimensión transversal perpendicular entre caras de una pared. a) Espesor actual (da): Espesor medido por UTT en un componente el cual se registra en el informe de resultado de prueba correspondiente.


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b) Espesor calculado (dr): Espesor mayor de los calculados para un componente antes de agregar el valor permisible de corrosión.

c) Espesor mínimo (dm): Espesor mínimo para un componente después de su formado o conformado, que se indica y determina por la Norma de diseño o fabricación, especificación o documento constructivo, que no debe ser menor al espesor calculado más el valor permisible de corrosión. d) Espesor de retiro (dt): Espesor mínimo al que se puede operar de forma confiable y segura a determinadas condiciones de operación; él que no debe ser menor al espesor calculado para todas las condiciones de diseño y operación esperadas. e) Espesor final o espesor final como se construyo (df): Espesor medido y registrado después de su fabricación y/o construcción, y antes de la puesta en operación. 6.19. Expediente de Integridad mecánica inicial: Conjunto de documentos con que se diseño, fabrico o construyo, e inspecciono el bien antes de su puesta en operación, que incluye de manera enunciativa: Datos de diseño y operación; Memorias de cálculo de espesores; Isométrico, Plano o Dibujos dimensionales y de detalle finales cómo se construyo; Registro o mapa de materiales, Reporte de Pruebas de Materiales de los componentes; Mapa de soldaduras; Informes de resultado de pruebas e Informe y registro de espesores finales como se construyo; así como los registro de las condiciones de operación, mantenimiento y deterioro o anomalías inherentes a su integridad mecánica-estructural hasta antes de su primera evaluación de integridad 6.20. Ingeniero responsable: Profesionista independiente, reconocido de forma colegiada por un organismo o asociación de ingenieros nacional o extranjera, con cédula profesional o su equivalente internacional, con más de diez años de experiencia en Integridad mecánica de Tuberías y/o Equipos, que firma y avala los dictámenes de Integridad mecánica en cumplimiento con esta NRF. 6.21. Inspección: Actividades efectuadas con métodos establecidos, para verificar y determinar que los materiales, reparaciones, ensamble, y pruebas de Tuberías y Equipos, cumplen con la norma o especificación aplicable. 6.22. Integridad mecánica (Aptitud para el servicio): Conjunto de actividades interrelacionadas enfocadas para asegurar la confiabilidad de Equipos y Tuberías, que cubre desde la fase de diseño, fabricación, instalación, construcción, operación, mantenimiento y desmantelamiento, para garantizar que cumplen las condiciones de funcionamiento requeridas, con el propósito de proteger a los trabajadores, instalaciones de los centros de trabajo y el ambiente. 6.23. Mecanismo de deterioro: Cualquier tipo de Deterioro que se encuentra e induce efectos nocivos en la Integridad mecánica. 6.24. Pared: superficie de un material con un grosor tal para contener una sustancia dentro de un espacio. 6.25. Paquete de Tecnología de Proceso (PTP): Conjunto de documentos que describen el proceso químico, la operación, las bases para la identificación y comprensión de los riesgos involucrados en el diseño del proceso, las bases del diseño de los Equipos, así como sus parámetros de control y sus puntos críticos; se integra por: a) Información de los riesgos de las sustancias (materias primas, insumos, servicios, productos

intermedios y finales, incluyendo residuos y efluentes). b) Datos básicos de diseño del proceso.


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c) Datos básicos de diseño de Equipos. 6.26. Presión de diseño (Pd): Valor más severo de presión manométrica esperado en condiciones normales de operación a su respectiva temperatura de metal. 6.27. Presión Máxima Permisible de Trabajo (PMPT, “MAWP”): El menor de los valores de presión calculado para cualquiera de las partes o componentes de un Equipo o Tubería de acuerdo a su diseño con espesores finales como se construyo menos el valor permisible de corrosión, o recalculados con los Espesores actuales (da) menos el valor remanente de corrosión, sin que presente deformación permanente. 6.28. Presión Máxima Permisible: (PMP, “MAP”): La menor de las presiones calculadas de los componentes a temperatura ambiente, con el Espesor mínimo (dm).

a) PMP nuevo: La menor de las presiones calculadas de los componentes a temperatura ambiente, con el

Espesor mínimo como se construyo sin descontar el valor permisible de corrosión. b) PMP corroído: La menor de las presiones calculadas de los componentes a temperatura ambiente, con

el Espesor mínimo como se construyo restando el valor permisible de corrosión; c) PMP actual: La menor de las presiones calculadas de los componentes a temperatura ambiente, con el

Espesor actual (da) del componente después de estar expuestos a la corrosión o mecanismos de pérdidas de espesor.

6.29. Probabilidad de falla: Razón fundada de falla para un periodo de tiempo dado. (razón entre el número de casos favorables y el número de casos posibles) 6.30. Reporte de Pruebas de Materiales (RPM) [“Certified Material Test Report - CMTR” ó “Material Test Report - MTR”]: Registro de los resultados obtenidos de composición química, propiedades mecánicas y otros requerimientos solicitados por la Norma o Especificación de producción del material o producto, así como de los requerimiento suplementarios solicitados para el comprador; Emitido por el fabricante del material o producto, con nombre y firma del responsable de calidad o representante legal, que avala que el reporte reproduce los resultados de los informes de resultados de pruebas emitidos por el correspondiente laboratorio acreditado y que cumplen con los requerimientos de la Norma, Especificación así como con los suplementarios solicitados por el comprador. 6.31. Riesgo: Peligro a los que se expone el personal. Combinación de la probabilidad de que ocurra un accidente y sus consecuencias. 6.32. Recubrimiento: material sobrepuesto en una pared, como son cementos o ladrillos refractarios, vidrio, hule, pinturas, chapa metálica soldada perimetralmente o por puntos o ambos “lining”, entre otros. 6.33. Revestimiento: material que se adhiere integralmente y continuamente a una pared para su protección, por depósito de soldadura “Weld Overlay” o por fusión o explosión “Integral Clad”. 6.34. Sistema de tubería (“Piping system”): Tubería interconectadas sometidas a las mismas condiciones de diseño. 6.35. Tubería (“Piping”): Ensamble de tubos y componentes, usado para transportar, distribuir, mezclar, separar, descargar, medir, controlar o repulsar los flujos de un fluido.

6.36. Tuberías: Sistema de tubería, Circuitos de tubería y/o tubería, como corresponda.


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6.37. Tubo (“Pipe”): Cilindro hueco hermético utilizado para transportar un fluido o enviar un fluido presurizado. 6.38. Temperatura de diseño (td): Temperatura máxima promedio de metal esperada a través del espesor a su correspondiente presión, a usar en el diseño. Si es necesario, la temperatura del metal se debe determinar por medio de cálculos o por medición directa en algún equipo en servicio bajo las mismas condiciones de operación. 6.39. Temperatura de operación (to): Temperatura que se debe mantener en la pared que se está considerando para la operación especificada. 6.40. Temperatura Mínima de Diseño del Metal. (TMDM, “MDMT”): Temperatura más baja esperada a ser usada en el diseño, la que no debe ser superior a la temperatura promedio del metal a través del espesor, que se espera en condiciones de operación para el componente en consideración, considerando la temperatura atmosférica extrema mínima, trastornos en la operación, la auto refrigeración, o cualquier otra fuente de enfriamiento.

7. SÍMBOLOS Y ABREVIATURAS

AE Prueba con emisión acústica

CF Consecuencia de falla

CML Lugares o puntos de monitoreo de la condición

ET Prueba con electromagnetismo (corrientes parásitas) [Electromagnetic testing (Eddy current)]

FFS Aptitud para el servicio (“Fitness For Service”)

GWUT Prueba ultrasónica con onda guiada (“Guided Wave Ultrasonic Testing”)

LFMN Ley Federal de Metrología y Normalización.

LT Prueba de fuga (Leak Test)

MT Prueba con partículas magnéticas (Magnetic Particle Testing)

NDT Pruebas no destructivas (Nondestructive Testing)

NRF Norma de Referencia

PEMEX Petróleos Mexicanos

PMPT Presión máxima permisible de trabajo

PMT Presión máxima de trabajo

PT Prueba con líquidos penetrantes (Penetrant Testing)

RT Prueba con radiografía (Radiographic Testing)

TOFD Prueba ultrasónica con técnica de tiempo de vuelo de la difracción ultrasónica (TVDU) (“Time-of-

flight diffraction technique”)

UT Prueba con Ultrasonido (Ultrasonic Testing)

UTA Ultrasonido con haz angular (Ultrasonic Angle Beam)


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UTS Ultrasonido con haz recto (Ultrasonic Straight Beam)

UTT Medición de espesores con ultrasonido (Ultrasonic Thickness Measurement)

VT Inspección visual (Visual Testing)

VUR Vida Útil Remanente (“Remaining service life, Remaining service life assessment)

8. REQUERIMIENTOS

8.1. Alcance de los servicios

El Contratista debe determinar la integridad mecánica actual de las Tuberías y/o Equipos estáticos materia de esta NRF que PEMEX indique en el contrato, para la operación confiable y segura de estos, a las mismas condiciones de servicio o para otras diferentes a las de origen, por lo que el Contratista debe hacer el Análisis de integridad mecánica o Análisis de aptitud para el servicio (FFS) como se indica en esta NRF.

8.2. Requerimientos de los servicios

El Contratista para el Análisis de integridad mecánica o Análisis de aptitud para el servicio (FFS) de las Tuberías y/o Equipos estáticos debe cumplir con los requerimientos de esta NRF y el API 579-1/ASME FFS-1-2007 o equivalente, ejecutando las siguientes actividades. a) Identificar el mecanismo deterioro, falla y/o defecto, b) Determinar el procedimiento de evaluación, c) Recopilación y análisis de información, d) Evaluación del deterioro, falla y/o defecto, e) Determinar vida útil remanente, f) Determinar la probabilidad de falla, cuando es requerida, g) El programa de inspección o monitoreo futuro para el servicio cuando es necesario, y h) Determinar métodos de corrección, reparación, mantenimiento preventivo y/o correctivo, o en su caso

remplazo cuando es necesario.

8.2.1. Identificar el mecanismo deterioro o defecto

8.2.1.1. El Contratista para identificar el o los mecanismos de deterioro o defectos debe inspeccionar las Tuberías y/o Equipos estáticos para determinar el estado actual. 8.2.1.2. La Inspección debe ser por el exterior e interior cumpliendo con API 579-1/ASME FFS-1-2007 o su equivalente y los requerimientos de Inspección de los siguiente documentos como corresponda:

a) La Inspección de Equipos estáticos sujetos presión, debe cumplir con NBIC parte 2-2010 o equivalente, API

510-2006 y API RP 572-2009 o sus equivalentes. b) La Inspección de Tuberías debe cumplir con NBIC parte 2-2010, API 570-2009 y API RP 574-2009 o sus

equivalentes. c) La Inspección de Equipos atmosféricos debe cumplir API RP 575-2005 o equivalente, para Equipos

atmosféricos y de baja presión. d) La Inspección de Equipos estáticos sujetos a fuego debe cumplir con NBIC parte 2-2010 y API RP 573-

2003 (R2010) o sus equivalentes.


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8.2.1.3. La Inspección visual externa (VT) se debe realizar a todas las Tuberías y Equipo estático alcance de sus servicios, cumpliendo con 8.2.1.2 y en lo siguiente, según aplique: a) Paredes, costuras, soldaduras, cerramientos y elementos exteriores visibles b) Sistemas de recubrimiento anticorrosivo c) Limites de presión y temperatura de operación d) Sistema de recubrimiento para protección contra fuego e) Sistema termoaislante f) Sistema de apoyo y soportes, incluyendo anclaje y cimentaciones g) Hermeticidad, incluyendo conexiones h) Conexiones a tierra i) Sistema de protección catódica j) Instrumentos de medición, operación y/o control k) Escaleras, pasillos y plataformas l) Equipo auxiliar local m) Dispositivos de relevo de presión n) Aéreas para operación y mantenimiento o) Identificación y señalamientos de seguridad Nota 1. Cada mecanismo de deterioro y/o desgaste, pueden tener características únicas, por lo que se deben considerar todas las condiciones y características de operación con respecto a la especificación de material para determinar las NDT, técnica de aplicación y su capacidad de detección, para obtener resultados confiables y exactos. En los anexos 12.4, 12.5 y 12.6 de esta NRF, se describen deterioros típicos para algunos servicios. Nota 2. Cualquier señal de fuga se debe investigar hasta encontrar la fuente, sin detrimento del sistema de tubería, tubería, Equipo o elemento de estos. Nota 3. Cuando se detecte una señal de fuga o riesgo en las Instalaciones, Equipos y Tuberías, fuera de su alcance como resultado de la Inspección VT externa, el Contratista debe reportar de forma inmediata el hallazgo a PEMEX o a quien designe, para su atención. 8.2.1.4. La Inspección visual interna (VT) se debe realizar a todas las Tuberías y Equipo estático en que es factible y es alcance de sus servicios, cumpliendo con 8.2.1.2, y adicionalmente en lo siguiente, según aplique: a) Paredes, costuras, soldaduras y elementos integrales sujetos a esfuerzos o en contacto con la

sustancia. b) Componentes internos fijos y/o removibles no sujetos a esfuerzos. c) Superficies húmedas (por debajo de los niveles de operación). d) Superficies secas (por arriba de los niveles de operación) e) Superficie de lodos (por debajo de los sedimentos). f) Superficies sujetas al fuego. g) Franja de nivel (superficie comprendida entre las superficies húmedas y secas; húmedas y de lodos). h) Revestimientos y superficies por debajo de estos. i) Recubrimientos y superficies por debajo de estos. j) Superficies de elementos o componentes con cambio de dirección (Curvas, Retornos en U, Dobleces,

Codos, Tes, Bifurcaciones, Esquinas, Intersecciones, entro otros). k) Superficies sujetas a los efectos de fluidos a alta velocidad, viscosos o abrasivos. l) Áreas de alta temperatura. m) Superficies con espesor disminuido por conformado como son doble curvatura, Radio de nudillos,

Toroides, entro otros. n) Superficies con alteraciones, sustituciones o reparaciones anteriores.


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o) Puntos con registro de espesores finales como se construyó, puntos de monitoreo (CML) o con lectura de espesores en inspecciones previas.

8.2.1.5. El Contratista en adición a los incisos anteriores debe inspeccionar los puntos o superficies susceptibles a deterioro y/o falla en el interior y exterior por el servicio, en base a las siguientes prácticas según corresponda: a) API RP 571-2011 o equivalente, para Equipos estáticos, Tuberías de aleación en Refinerías y

Petroquímica. b) API RP 572-2009, para Inspección de Equipos sujetos a presión. c) API RP 574-2009 o equivalente, para Tuberías, Válvulas y componentes de Tuberías. d) API RP 576-2009 o equivalente, para Válvulas de relevo de presión (si son parte del servicio en el alcance

en el Contrato). e) API RP 577-2004 o equivalente, para soldaduras y metalurgia. f) API RP 578-2010 o equivalente, para verificación de materiales. g) API RP 945-2003 (R2008), para Equipos estáticos en servicio de amina. h) NACE RP0296-2004 o equivalente, para Equipos estáticos en servicio de acido sulfhídrico o servicio

amargo. i) NACE SP0198-2010, Tuberías y Equipos estáticos con sistema termoaislante y/o protección contra fuego.

8.2.2. Determinar el procedimiento de evaluación

El Contratista debe seleccionar el procedimiento de evaluación del o los deterioros y/o defectos identificados por la Inspección de acuerdo con la tabla 2.1 y figura 2.1 del API 579-1/ASME FFS-1-2007 o su equivalente.

8.2.3. Recopilación y análisis de información

8.2.3.1. El Contratista debe recopilar y analizar la información requerida para la evaluación del deterioro o defecto en cumplimiento API 579-1/ASME FFS-1-2007 o su equivalente, del Paquete de tecnología de proceso y Expediente de Integridad mecánica inicial o subsecuente, los que debe cotejar con los resultados obtenidos de la Inspección realizada. Nota 4. En caso de que PEMEX no cuente con el Paquete de tecnología de proceso y/o Expediente de Integridad mecánica inicial o subsecuentes, debe indicar en la especificación de los servicios, las actividades particulares que el Contratista debe realizar para obtener la información mínima requerida.

8.2.4. Evaluación del deterioro y/o defecto

8.2.4.1. El Contratistas debe hacer la evaluación de las Tuberías y Equipos estático en cumplimiento con API 579-1/ASME FFS-1-2007 o su equivalente de acuerdo a los deterioros, defectos y con el nivel mínimo siguiente a menos que PEMEX especifique un nivel superior: a) Nivel 1 para Tuberías y Equipos estático que cumplan con todo lo siguiente:

Con menos de 5 años de operación o vida útil remanente mayor a 15 años, Con probabilidad de falla en un lapso mayor a diez años. Que contengan o conduzcan sustancias con grados de riesgos de 2 o menores de acuerdo con la

NOM-018-STPS-2000, Con presión de operación manométrica menor de 686 kPa (7 kg/cm2), Con temperatura de operación entre 4°C y 50°C, Con paquete de tecnología de proceso y expediente de Integridad mecánica inicial o subsecuente.


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Con registro operación, mantenimiento Inspección, deterioro o defectos y que estos no registren deterioro o defectos o adviertan de un riesgo.

Con periodos fuera de operación menor de 12 meses. b) Nivel 2 para Tuberías y Equipos estático que no aplica para evaluación nivel 1 o se encuentren en uno o

más de los siguientes casos:

Con más de 10 años de operación. Con vida útil remanente menor de 10 años, Contenga o conduzca sustancias con grados de riesgo de 3 o mayor de acuerdo con la NOM-018-

STPS-2000. En Equipo, Tubería o Sistema de tubería críticos. No cuente con paquete de tecnología de proceso. No cuente con expediente de Integridad mecánica inicial o subsecuente. No cuente con registro de operación, mantenimiento, evaluación de Integridad mecánica o estos

registren deterioro, defectos o adviertan de un riesgo. No cuenta con evaluación de Integridad mecánica en el último quinquenio. Con periodos fuera de operación, mayores a 12 meses.

b) Nivel 3 para Tuberías y Equipos estático con:

Vida útil remanente de 5 años o menor, No cuenta con registro de operación, mantenimiento e Inspección o no se han atendido y /o subsanado

las desviaciones o hallazgos. Se advierta un riesgo o anomalía que pone en riesgo la Integridad mecánica como resultado de la

evaluación nivel 1 o 2. Con condiciones de operación o servicio diferentes a las del diseño original.

8.2.5. Determinar vida útil remanente

8.2.5.1. El Contratista debe determinar y registrar en el formato 12.2 la Vida útil remante (VUR), la Presión Máxima Permisible de Trabajo (PMPT) y espesor de retiro (dt), por mecanismo de deterioro generalizado (perdida generalizada de metal) todos los componentes de todo Sistema de tubería, Tubería y/o Equipo estático alcance de sus servicios, cumpliendo con la parte 4 del API 579-1/ASME FFS-1-2007 o su equivalente. 8.2.5.2. El Contratista en adición a 8.2.5.1 y en caso de encontrar mecanismos de deterioros o defectos diferentes a deterioro generalizado, debe determinar y registrar en el formato 12.2 la VUR, PMPT y/o dt, como corresponda, en cumplimiento con la correspondiente parte del API 579-1/ASME FFS-1-2007 o su equivalente.

8.2.6. Probabilidad de falla

8.2.6.1. El Contratista debe determinar la probabilidad de falla de las Tuberías y/o Equipos estático alcance de sus servicios que: a) Lo requiera como resultado de la evaluación del deterioro y/o defecto (nivel 3), b) Que resulten con VUR de 5 años o menor, c) Que son Equipo y/o Tuberías críticas, o d) PEMEX lo indique en la especificación de los servicios.


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8.2.6.2. La probabilidad de falla se debe determinar mediante un análisis de riesgo cumpliendo con API RP 580-2009 y API RP 581-2008 o sus equivalentes, en conjunto con la metodología y niveles de Inspección descritos en API 579-1/ASME FFS-1-2007 o su equivalente.

8.2.7. Determinar métodos de corrección, acciones de mitigación, reparación, mantenimiento preventivo y/o correctivo, o en su caso remplazo

8.2.7.1. El Contratista una vez que determina la VUR, PMPT y/o dt y en su caso la Probabilidad de falla, debe establecer las recomendaciones de mantenimiento preventivo y/o correctivo las cuales se deben fundamentar y cumplir con lo siguiente: a) Secciones 2 a la 5 de la parte 3 del NB-23-2010 (NBIC) o equivalente y con el ASME B31.3-2010 o

equivalente para reparaciones de Tuberías de proceso; o API 570-2009 en conjunto con el API RP 577-2004 o sus equivalentes.

b) ASME B31.12-2008 o equivalente para reparaciones en Tuberías para hidrogeno. c) Parte 3 secciones 2, 3 y 4 del NB-23-2010 (NBIC) y ASME B31.1-2010 o la sección 1 de ASME para

reparaciones en Tuberías para calderas de potencia. d) Parte 3 secciones 2, 3 y 4 del NB-23-2010 (NBIC) y Secciones I, VIII Divisiones 1 y 2 del ASME-2010, o

sus equivalentes para reparaciones en Equipos sujetos a presión, Equipos estáticos sujetos a fuego y Equipos relacionados.

e) API Std 653-2009, o su equivalente para las reparaciones y reconstrucción de Equipos estáticos atmosféricos y a baja presión.

8.2.7.2. PEMEX o a quien designe, deber dar su autorización para todos los métodos para el diseño, ejecución, materiales, procedimientos de soldadura, Inspección y pruebas para la reparación y alteración de Tubería, propuestos por el proveedor o Contratista. Nota: PEMEX, se reserva el derecho de aplicar o implementar las recomendaciones que vierta el contratista objeto de la evaluación de la integridad mecánica. 8.2.7.3. No se debe efectuar la reparación con soldadura, de grietas que se produjeron durante el servicio y se sospeche que fueron causadas por vibración, ciclos térmicos, expansión térmica y agrietamiento ambiental, sin consulta previa con PEMEX o a quien designe.

8.2.8. Métodos de Inspección y pruebas

8.2.8.1. El Contratista debe inspeccionar por medio de las NDT y Pruebas indicadas para el tipo de deterioro y/o desgaste esperado por el servicio de conformidad con 8.2.2.2. 8.2.8.2. Los métodos de Inspección que se puede utilizar, son los siguientes: a) Visual (VT):

- Directa, - Remota, - Translúcido.

b) Ultrasónica (UT): - UTA, - UTS. - TODF - GWUT


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- Ultrasonido con arreglo de fases c) Líquidos Penetrantes (PT):

- Visibles, - Fluorescentes.

d) Partículas Magnéticas (MT):

- Secas visibles, - Secas fluorescentes, - Húmedas Visibles, - Húmedas fluorescentes.

e) Radiográfica (RT): - Rayos X, - Rayos Gamma.

f) Emisión acústica (AE): - Equipos reforzados con Fibra de Vidrio, - Equipos metálicos.

g) Electromagnetismo. h) Dureza:

- Vickers HV 10 o HV 5 de acuerdo con ISO 6507-1, - Rockwell 15N de acuerdo con ISO 6508-1.

i) Replica metalográfica (“in situ”) 8.2.8.3. Los métodos de prueba que se pueden utilizar, son los siguientes: a) Medición de espesores (UTT). b) Prueba de fuga (LT)

- Burbuja — Presión directa - Burbuja — Caja de vacío - Diodo detector de halógenos - Espectrómetro de masas con helio — Detector de sonda - Espectrómetro de masas con helio — Sonda de rastreo - Cambio de presión

c) Prueba de presión hidrostática. d) Prueba de presión neumáticas. e) Pruebas de presión hidroneumática (neumática parcialmente lleno de líquido). f) Prueba de composición químico de materiales por rebaba cuando se puede tomar la muestra y de lo

contrario por espectrometría. 8.2.8.4. Los métodos y técnicas de NDT y pruebas se deben realizar en cumplimiento con ASME sección V-2010 o equivalente, los requerimientos de la Norma de fabricación y/o construcción de las Tuberías o Equipos estático y las normas o procedimientos o prácticas correspondientes al NDT que se refieren en esta NRF. El procedimiento lo debe elaborar personal calificado nivel 2 o 3. 8.2.8.5. Las pruebas de presión hidrostáticas con agua deben cumplir con la NRF-150-PEMEX-2011. 8.2.8.6. Las pruebas neumáticas y neumáticas parcialmente lleno de líquido deben cumplir con ASME sección VIII división 1-2010. 8.2.8.7. El Contratista en caso de cualquier señal de fuga en las pruebas de presión o fuga debe encontrar el punto de fuga y registrar este en el correspondiente informe de resultados.


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8.2.8.8. El Contratista para la Inspección por el exterior con NDT, LT o UTT y para no eliminar el total del sistema termoaislante pueden habilitar ventanas de Inspección previa aprobación de PEMEX.

8.2.9. Personal y equipo

8.2.9.1. Los informes de resultados de las pruebas de inspección deben ser emitidos por Personas acreditadas para el método o técnica en particular, en términos de la LFMN y su Reglamento. 8.2.9.2. El personal que realice las pruebas no destructivas debe estar calificado y certificado como técnico nivel 2 o nivel 3 de acuerdo a ISO 9712:2005, con base en ANS/ASNT CP-106-2008 o su equivalente; o ISO 20807:2004 para medición de espesores por ultrasonido (UTT) o ISO 11484:2009 complementado con ISO 9712:2005 e ISO/TS 11774:2011 para técnicas con equipo automatizado; como corresponda. 8.2.9.3. La interpretación de los resultados de las NDT, LT o UTT debe ser por personal calificado y Certificado nivel 3. 8.2.9.4. El Ingeniero responsable debe estar calificado y certificado como técnico nivel 3 de acuerdo con ISO 9712:2005 en los métodos particulares con base en ANSI/ASNT CP-106-2008 o su equivalente, con ISO 20807:2004 para UTT, y/o ISO 11484:2009 para técnicas con equipo automatizado; como corresponda, por una entidad acreditada en términos de la LFMN y su Reglamento. 8.2.9.5. Los instrumentos y aparatos de medición y prueba deben tener informes de calibración vigentes en cumplimiento con la LFMN, su Reglamento y la NRF-111-PEMEX-2012. 8.2.10. Plan de Inspección 8.2.10.1. El Contratista debe elaborar el plan de Inspección con base a los mecanismos de deterioro esperados, y definir la o las técnicas de Inspección y/o prueba, como la intensidad de estas, considerando los siguientes factores: a) Modos de degradación conocidas o previstas. b) Principales áreas de degradación. c) Tasa de degradación/susceptibilidad esperada. d) Monitoreo en defectos existentes. e) Espesores remanente. f) Técnica(s) de Inspección que puede(n) detectar efectivamente los modos de degradación identificados. g) Accesibilidad segura a Equipos o partes del equipo. h) Impactos potenciales negativos en la Integridad mecánica por las técnicas de Inspección y/o prueba. i) Riesgos posibles en las actividades de Inspección. 8.2.10.2. El proveedor o Contratista debe desarrollar procedimientos de Inspección de acuerdo a los requisitos descritos en esta NRF. Además, debe incluir la metodología, criterios de aceptación o rechazo y registros (reportes) que se generen derivados de las mismas, requisitos de seguridad e higiene relacionados, acciones correctivas y su procesamiento. Se debe considerar el uso de listas de verificación para la Inspección visual; alternativamente, se pueden desarrollar para cada tipo Equipo, un sólo procedimiento general de Inspección con listas de verificación anexas.


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8.2.10.3. El plan de Inspección de Tuberías y Equipos estáticos lo debe aprobar y firmar el ingeniero responsable con la información base para definir los tipos de deterioro y la localización de su ocurrencia, con la selección de las técnicas de Inspección y NDT apropiadas que identifiquen claramente el mecanismo particular de deterioro en lugares específicos. El plan de inspección y técnicas de inspección están sujetas a la verificación por PEMEX. 8.2.10.4. Para las Tuberías y Equipo estáticos, los planes de la Inspección deben describir entre otros, lo siguiente: a) Lugares de monitoreo de la condición (CML) para mecanismos específicos de deterioro. b) Puntos de contacto de tubería en los soportes. c) Soportes de tubería soldados. d) Corrosión bajo aislamiento (CBA). e) Puntos de inyección. b) Puntos de mezcla del proceso. c) Interfaces suelo-aire (S-A) (concreto-a-aire). d) Secciones de flujo lento de la tubería. e) Tubería auxiliar. f) Tubería de uso general crítica según lo defina Pemex. g) Venteos/drenes. h) Uniones de tubería roscadas. i) Recubrimientos anticorrosivos o recubrimiento interno. j) Válvulas críticas. k) Juntas de expansión. l) Piernas muertas, de condensado o nivel. m) Indicar en su caso los elementos que se deben revisar en la Inspección preventiva de riesgos.

8.3. Documentos

8.3.1. El Contratista debe elaborar y entregar a PEMEX todos los documentos en idioma español y en el Sistema General de unidades cumpliendo con la NOM-008-SCFI-2002, firmados y avalados por el Ingeniero responsable del Contratista. 8.3.2. Los reportes de resultados de software que por sus características de validez no se deben modificar con la traducción al idioma Español, se permiten en Idioma inglés. 8.3.3. El Contratista debe elaborar y someter a verificación de PEMEX, los documentos indicados en los siguientes incisos, como mínimo, en original, copia electrónica y tantos juegos de copias, como se indique en el contrato, para cada una de las Tuberías o Equipo estáticos, alcance de sus servicios de manera independiente, debidamente identificados con al menos la siguiente información.

1) Nombre y Rótulos del Contratista. 2) Número de Contrato de PEMEX. 3) Titulo del documento. 4) Número de identificación del documento. 5) Número de revisión. 6) Descripción de la revisión. 7) Fecha de la revisión. 8) Nombre y firma del Ingeniero Responsable. 9) Nombre y firma del responsable de calidad del Contratista.


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10) Clave, nombre y servicio de las Tuberías o Equipo. 11) Número de serie del Equipo. 12) Lista del contenido y paginación consecutiva.

8.3.3.1. Plan de trabajo, que debe contener como mínimo lo siguiente: a) Alcances de los trabajos e Inspección (General y particular) b) Identificar el mecanismo deterioro, falla y/o defecto, c) Determinar el procedimiento de evaluación, d) Recopilación y análisis de información, e) Evaluación del deterioro, falla y/o defecto, f) Determinar vida útil remanente, g) Determinar la probabilidad de falla, cuando es requerida, y h) Determinar métodos de corrección, reparación, mantenimiento preventivo y/o correctivo, o en su caso

remplazo. i) Programa de trabajo. 8.3.3.2. Plan de Inspección, el que debe contener como mínimo por Sistema de tubería, Circuito de tubería, Tubería y/o Equipo: a) Alcance. b) Métodos de Inspección y pruebas por mecanismo de deterioro interior y/o exterior. c) Procedimientos de Inspección por cada NDT correspondiente a cada mecanismo de deterioro. d) Procedimientos de pruebas, e) Acreditaciones y calificaciones, f) Informes de calibración de los instrumentos vigente. g) Periodicidad de Inspección y prueba en casos de deterioro, falla o defecto. 8.3.3.3. Dictamen de evaluación de Integridad mecánica (Aptitud para el Servicio), el que debe contener como mínimo:

a) Informe de estado actual, b) Informe de Vida Útil Remanente, c) Informe de probabilidad de falla, d) Plan de Inspección futura, e) Recomendaciones de mantenimiento preventivo o correctivo, reparación o remplazo, como corresponda. f) Conclusiones, para cada uno de las Tuberías o Equipo estático, alcance de sus servicios de manera

independiente. 8.3.3.4. Expediente de Integridad mecánica, que debe contener como mínimo: a) Plano de arreglo general de Equipos, Isométrico o plano de Tubería como corresponda, b) Lista de materiales y componentes, c) Mapa de soldaduras, d) Dictamen de evaluación de la Integridad mecánica, e) Autorización de funcionamiento otorgado por la STPS, considerando las excepciones de la NOM-020-

STPS-2011, cuando aplique. f) Registro de espesores actuales (anexo 12.3) g) Registro de deterioros no generalizado (cuando aplique), h) Memoria de cálculo de VUR, PMPT y dt,


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i) Informes de resultados de prueba y NDT emitidos por personas acreditadas en términos de LFMN e incluir la evidencia documental de los mismos.

j) Expediente de Integridad mecánica inicial o previo. k) Válvula de relevo de presión que protege las Tuberías y/o equipo (Aplica cuando es alcance de los

servicios). 8.3.4. Mapa de espesores 8.3.4.1. El Contratista debe entregar a PEMEX el mapa de espesores de cada una de las Tubería y/o Equipo estático alcance de sus servicios, en archivo electrónico que debe estar en el software y versión que se especifique en el contrato. 8.3.4.2. El mapa de espesores debe cumplir con el anexo 12.2 de esta NRF o en su caso contener como mínimo la información que en este se indica. 8.3.4.2. El Contratista debe registrar en el mapa de espesores, los espesores actuales (da) medidos por UTT, tanto de los puntos susceptibles a falla determinados por la evaluación de la Integridad mecánica en ejecución, como en los puntos con registro de espesores finales como se construyo y puntos de monitoreo (CML) o de lectura de espesores en inspecciones previas, según corresponda; así como los espesores dr, dm y dt para el componente y punto registrado en particular, de acuerdo con el anexo 12.2 de esta NRF o en caso de reportes de software especializados, contener como mínimo la información que en el anexo 12.2 de esta NRF se indica; así como en su caso y a solicitud de PEMEX actualizar la información en la base de datos existente o software que PEMEX indique. 8.3.5. Plan de Inspección a futuro

8.3.5.1. El Contratista debe elaborar y entregar a PEMEX el plan de Inspección o monitoreo a futuro en cumplimiento con 8.2.10 de esta NRF y lo siguiente con base a la aptitud para el servicio (FFS), la vida útil remanente (VUR) y probabilidad de falla determinada para cada Tubería y Equipo estático alcance de sus servicio. 8.3.5.2. El plan de Inspección a futuro, debe contener el programa de inspecciones futuras con los periodos o intervalos recomendados de Inspección, los componentes que se deben inspeccionar y el tipo de Inspección recomendada para éstos. 8.3.5.3. El programa de inspecciones a futuro debe establecer los periodos o intervalos recomendados en API 510-2006, API 570-2009, API RP 575-2005, API 579-1/ASME FFS-1-2007, API RP 580-2009, API RP 581-2008 y NB-23-2010 o sus equivalentes, que no deben ser posteriores o mayores a los siguientes: a) Fecha de vencimiento de la licencia de operación de la STPS para Equipos sujetos a presión, b) La mitad de la vida útil remanente, c) 5 años para Tuberías y Equipos estáticos con nivel 2 de inspección. d) 10 años para Tuberías y Equipos estáticos con nivel 1 de inspección. 8.3.5.4. Conclusiones


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El Contratista debe determinar en sus conclusiones la disponibilidad de las Tuberías y/o Equipos estáticos, alcance de sus servicios, para su operación segura a las mismas condiciones de operación o diferentes; probable reutilización o en su caso el emplazamiento para mantenimiento, reparación o baja.

8.4. Criterios de aceptación de los servicios

8.4.1. Los servicios contratados por PEMEX en materia de esta NRF se deben revisar y aprobar por el responsable de aseguramiento de calidad del Contratista, para al menos un nivel V de acuerdo con la NRF-049-PEMEX-2009; de manera independiente a la verificación y/o inspección de PEMEX o quien designe, la que puede ser o no coincidente con el nivel V de la NRF-049-PEMEX-2009, para verificar el cumplimiento con esta Norma de Referencia, especificación de los servicios, bases de licitación y/o contrato.

8.4.2. El responsable de aseguramiento de calidad del Contratista como las correspondientes actividades de verificación con esta NRF, por el personal de aseguramiento de calidad deben estar en cumplimiento su Manual de Calidad, elaborado y certificado bajo un Sistema de gestión de Calidad en cumplimiento con NMX-CC-9001-IMNC-2008 o ISO 9001:2008 con ISO 9001:2008/Cor 1:2009, con sustentabilidad y cuidado al medio ambiente en base a NMX-CC-9004-IMNC-2009 o ISO 9004:2009, así como un plan de calidad basado en NMX-CC-10005-IMNC-2006 o ISO 10005:2005, conteniendo al menos los siguientes puntos, el que debe estar a disposición de PEMEX o quien designe, y de ser necesario proporcionado para su revisión y comentarios. a) Se establezca una separación clara y autónoma de las responsabilidades de la unidad de calidad e

inspección, mediante identidad organizacional, donde el personal no debe involucrarse en cualquier actividad que puede entrar en conflicto con su independencia de juicio e integridad (con relación a sus actividades de inspección).

b) La unidad o departamento de calidad e inspección, deben proveer salvaguardas dentro de la organización para asegurar la adecuada segregación de las relaciones y las responsabilidades delegadas en provisión de los servicios de verificación e inspección para la organización, donde no deben existir condiciones indebidas de financiamiento u otras condiciones que limiten su independencia, o administre de manera discriminatoria.

c) Revisión de la especificación bases de licitación y contrato, contiene la información mínima necesaria en base a esta Norma de Referencia para que pueda proceder con los servicios o suministro del bien en términos del Contrato.

d) Se elabore, un programa de ejecución mostrando la ruta crítica y eventos de pago. Registrando los incumplimientos o eventos vencidos, generando el plan de mitigación y recuperación para que no se incumpla con la ruta crítica y fecha de entrega.

e) Que la Evaluación de la Integridad mecánica, cumplan con esta Norma de Referencia, Bases de licitación, Contrato y Especificación de los servicios.

f) Que el personal esté calificado o certificado según corresponda, para la tarea, actividad, proceso, examen o prueba que efectúa y que éstas estén bajo un procedimiento o práctica aprobada y probado, llevando y manteniendo un registro de toda actividad y personal que interviene.

g) Que todo proceso o tarea, cuente con al menos un punto de verificación antes de pasar a la siguiente, con registro de Conformidad o en su caso de No Conformidad.

h) Que se registren, atiendan y cierran toda No Conformidad, interna o externa, notificando a PEMEX. i) Que se cumplan y hagan cumplir las Normatividad vigente en materia. j) Se integre un expediente de los servicios desde la aceptación del contrato, integrando la información y

documentos históricos como se generen, hasta cierre del Contrato a satisfacción de PEMEX. k) Que los documentos estén revisados, aprobados y avalados por el Ingeniero responsable, el Personal de

aseguramiento de calidad del Contratista, así como por PEMEX o quien designe, cuando aplique.


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8.4.3. El procedimiento que describa la elaboración y custodia del expediente de los servicios por el Contratista; mismo que debe establecer el resguardo de éste en copia digital por al menos seis años después de cerrado el contrato. 8.4.4. Para toda actividad o punto de verificación se debe generar y registrar la “Conformidad” o “No Conformidad” como evidencia documental, conservando la evidencia física corresponda, registrando todos los hallazgos, como evidencia física para verificar el cumplimiento de los requerimientos técnicos establecidos en esta NRF, previo a su recepción, se deben realizar las actividades supervisión y verificación de las operaciones descritas en esta NRF y en su caso, requerimientos específicos de Inspección determinados por el área usuaria y que se encuentren incluidos en los requerimientos de contratación. 8.4.5. La Inspección por parte de PEMEX o por quien designe de acuerdo con la NRF-049-PEMEX-2009, como su omisión, no libera al Contratista, de su responsabilidad que le obliga a garantizar y dar cumplimiento total con esta NRF, la Licitación, el Contrato, y las que se desprenden en términos de Ley, garantías, reclamaciones, entre otros, quedando obligados a subsanar a satisfacción de PEMEX, cualquier desviación, omisión, error, mala interpretación, defecto, vicio oculto, entre otros en que incurra. 8.4.6. El Contratista, en todo momento debe prestar y facilitar el libre acceso a PEMEX y/o su Representante, a las instalaciones donde se realizan los servicios contratados, así como a toda la documentación y pruebas, entre otros, relacionados con los servicios.

9. RESPONSABILIDADES

9.1. De Petroleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios 9.1.1. Sin perjuicio de lo dispuesto por la Ley de Petróleos Mexicanos, y en cumplimiento con la Ley Federal sobre Metrología y Normalización, que todo Servicio en materia de esta NRF, se Especifique, Licite, Arriende o Contrate, cumpla con esta NRF. 9.1.2. Especificar y facilitar copias de la información técnica necesaria para la evaluación de la Integridad mecánica cumpliendo con el anexo 12.1, para fines y propósitos del inciso anterior. 9.1.3. Elaborar y someter ante el CNPMOS toda consulta o conflictos técnicos que se presente en materia relacionada con esta NRF, para su resolución, aclaración o interpretación. 9.1.4. Verificar y en su caso atestiguar que los servicios de objeto de esta NRF, cumplan con la misma. 9.1.5. Resguarda y mantener durante toda la vida útil de los Sistema de Tuberías, Circuitos de Tuberías, Tuberías y Equipos estáticos el Paquete de Tecnología de Proceso, Expedientes de Integridad mecánica inicial y subsecuentes e incorporar a estos toda la información tecnológica de proceso e integridad mecánica correspondiente que se de. 9.1.6. Permitir y dar acceso tanto a las instalaciones como al personal de PEMEX al personal del contratista de los servicios en materia de esta NRF, para obtener del usuario los registros, bitácoras de operación, mantenimiento y/o expedientes de Integridad Mecánica y de inspecciones, iniciales como posteriores, según corresponda. 9.1.7 Verificar la vigencia de los permisos de autorización de funcionamiento de Equipos a presión emitidos por la STPS.


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9.2. Del Contratista 9.2.1. Sin perjuicio de lo dispuesto por la Ley de Petróleos Mexicanos, y en cumplimiento con Ley Federal sobre Metrología y Normalización, suministrar y proveer todo Servicio en materia de esta NRF, que se, Licite, Arriende o Contrate por PEMEX, en cumplimiento con esta NRF. 9.2.2. Contar con un sistema de gestión de la calidad (Manual de calidad), certificado de acuerdo con NMX-CC-9001-IMNC-2008 o ISO 9001:2008 con ISO 9001:2008/Cor 1:2009, con sustentabilidad y cuidado al medio ambiente en base a NMX-CC-9004-IMNC-2009 o ISO 9004: 2009, así como un plan de calidad basado en NMX-CC-10005-IMNC-2006 o ISO 10005: 2005, el cual debe estar a disposición de PEMEX y/o su representante, y de ser necesario proporcionado para su revisión y comentarios. 9.2.3. Estar acreditado en lo particular para cada prueba y emitir los informes de resultados de pruebas correspondientes en términos de la LFMN, así como tener personal calificado y certificado para estas en lo particular; o en su caso contratar o subcontratar a Persona acreditada en términos de la LFMN en materia, que emita el informe correspondiente, a las pruebas, exámenes e Inspección, requerida por esta NRF y bases de licitación y/o contrato. 9.2.4. Contar o Disponer de los Equipos, Instrumentos e Infraestructura suficiente y apropiada para el cumplimiento de las actividades y obligaciones derivadas de esta NRF y las que se desprenden. 9.2.5. Contar o disponer de los Equipos e Instrumentos de medición calibrados y con informe de calibración vigente en términos de la LFMN y la NRF-111-PEMEX-2011, en la fecha en que se ejecutan los trabajos.

10. CONCORDANCIA CON NORMAS INTERNACIONALES

Esta Norma de Referencia no tiene concordancia con alguna Norma Mexicana o Internacional al momento de su elaboración.

11. BIBLIOGRAFÍA

DG-GPASI-IT-00204, Procedimiento para el registro, análisis y programación de la medición preventiva de espesores. DG-SASIPA-00204-2010 Guía para el registro, análisis y programación de la medición preventiva de espesores E13 SSPA 800/16000/DCO/GT/017/10-2010, Guía Técnica para Integridad Mecánica Revisión 1. P.9.0320.02:2009, Evaluación de la Integridad mecánica de Tuberias de proceso y recipientes a presión en instalaciones terrestres., ANSI/ASNT CP-106-2008, Nondestructive Testing - Qualification and Certification of Personnel (Pruebas no destructivas – Calificación y Certificación de personal)


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API 510-2006, Pressure Vessel Inspection Code: Maintenance Inspection, Rating, Repair, and Alteration (Código de Inspección de recipientes a presión: Mantenimiento, Inspección, clasificación, reparación y alteración) API 570-2009, Piping Inspection Code: In-service Inspection, Rating, Repair, and Alteration of Piping Systems (Código de Inspección de Tuberias – Inspección en servicio, clasificación, reparación y alteración de sistemas de tubería) API RP 571-2011, Damage Mechanisms Affecting Fixed Equipment in the Refining Industry (Mecanismos de deterioro que afectan equipo fijo en la industria de la refinación) API RP 572-2009, Inspection Practices for Pressure Vessels (Prácticas de Inspección de recipientes a presión) API RP 574-2009, Inspection Practices for Piping System Components (Prácticas de Inspección de componentes en un sistema de tubería) API RP 577-2004, Welding Inspection and Metallurgy (Inspección de soldadura y metalurgia) API RP 578-2010, Material Verification Program for New and Existing Alloy Piping (Programa de verificación de material de tubería aleada nueva y existente) API 579-1/ASME FFS-1-2007, Fitness-For-Service (Adecuación para el servicio) API 579-2/ASME FFS-2-2009, Example Problem Manual (Manual con ejemplos de problemas) API RP 580-2009, Risk-Based Inspection (Inspección basada en riesgo) API RP 581-2008, Risk-Based Inspection Technology (Tecnología para la Inspección basada en riesgo) API Std 620-2008 con adenda 1-2009 y adenda 2-2010, Design and Construction of Large, Welded, Low-Pressure Storage Tanks (Diseño y construcción por medio de soldadura, de tanques de almacenamiento a baja presión de grandes dimensiones) API Std 650-2007 con adenda 1-2008, adenda 2-2009, Adenda 3-2011 y Errata 2011, Welded Tanks for Oil Storage (Tanques soldados para almacenamiento de crudo) API Std 653-2009 con adenda 1-2010 y adenda 2-2012, Tank inspection, repair, alteration and reconstruction (Inspección, reparación, alteración y reconstrucción de tanques) API Std 2000-2009, Venting Atmospheric and Low-pressure Storage Tanks: Nonrefrigerated and Refrigerated / ISO 28300:2008, Petroleum, petrochemical and natural gas industries—Venting of atmospheric and low-pressure storage tanks (Venteo para tanques de almacenamiento atmosféricos y a baja presión – Sin refrigeración y con refrigeración / Industrias del petroleo, petroquimica y de gas natural - Venteo para tanques de almacenamiento atmosféricos y a baja presión). ASME Section V, Nondestructive Examination, 2010 Edition including addenda 2011 and errata 2012 (Sección V, Pruebas no destructivas, edición del 2010 incluyendo adenda 2012 y errata 2012) ASME Section VIII, Division 1, Rules for Construction of Pressure Vessels, 2010 Edition including addenda 2011 and errata 2012 (Sección VIII, División 1, Reglas para la construcción de recipientes a presión, edición del 2010 incluyendo adenda 2012 y errata 2012)


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ASME Section VIII - Division 2, Rules for Construction of Pressure Vessels - Alternative Rules, 2010 Edition including addenda 2011 and errata 2012 (Sección VIII - Division 2, Reglas para la construcción de recipientes a presión – Reglas alternas, edición del 2010 incluyendo adenda 2012 y errata 2012) ASME B31.1-2010, Power Piping (Tubería para plantas de fuerza) ASME B31.3-2010, Process Piping (Tubería de proceso) ASME B31.12-2008, Hydrogen Piping and Pipelines (Tubería y ductos para hidrógeno) ASME B31G-2009, Manual for Determining the Remaining Strength of Corroded Pipelines (Manual para determinar la resistencia remanente en lineas de tubería) ASME PCC-2-2011, Repair of Pressure Equipment and Piping (Reparación de equipo a presión y Tuberias) ASME SE-2709-2010 Adenda 2011 y errata 2012, Standard Practice for Contact Ultrasonic Testing of Welds using Phased Arrays (Práctica estándar para la prueba ultrasónica por contacto de soldaduras mediante el uso de Arreglo de fases) NB-23 National Board Inspection Code, Part 1 – Installation, 2007 Edition including addenda's dated 2008, 2009 and 2010 (NB-23-2007, Código de Inspección de Comité Nacional Parte 1 – Instalación, edición 2007, incluyendo adendas del 2008, 2009 y 2010) del National Board of Boilers and Pressure Vessels Inspectors (Comité Nacional de Inspectores de Calderas y Recipientes a Presión). NB-23 National Board Inspection Code - Part 2 – Inspection, 2007 Edition including addenda's dated 2008, 2009 and 2010 (NB-23-2007 Código de Inspección de Comité Nacional Parte 2 – Inspección, edición 2007, incluyendo adendas del 2008, 2009 y 2010) del National Board of Boilers and Pressure Vessels Inspectors (Comité Nacional de Inspectores de Calderas y Recipientes a Presión). NB-23 National Board Inspection Code - Part 3 - Repairs and Alterations, 2007 Edition including addenda's dated 2008, 2009 and 2010 (NB-23-2007 Código de Inspección de Comité Nacional Parte 3 – Reparaciones y alteraciones, edición 2007, incluyendo adendas del 2008, 2009 y 2010) del National Board of Boilers and Pressure Vessels Inspectors (Comité Nacional de Inspectores de Calderas y Recipientes a Presión). ASTM E 2709-09, Standard Practice for Contact Ultrasonic Testing of Welds using Phased Arrays (Práctica estándar para la prueba ultrasónica por contacto de soldaduras mediante el uso de Arreglo de fases) ASTM E2775-11, Standard Practice for Guided Wave Testing of Above Ground Steel Pipework Using Piezoelectric Effect Transduction (Práctica estándar para la prueba ultrasónica por contacto de soldaduras mediante el uso de Arreglo de fases)


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12. ANEXOS

12.1. Contenido mínimo de la Especificación de los servicios.

1. La especificación de los servicios debe contener al menos la información requerida por esta Norma de Referencia y este anexo. En caso contrario se debe especificar por PEMEX en adición a la Evaluación de Integridad mecánica las actividades particulares que el Contratista debe realizar para obtener la información mínima requerida. 2. La especificación de los servicios se debe elaborar por el Licenciador o Contratista que desarrolle la Ingeniería Básica o Especificación y PEMEX, quienes en conjunto deben describir e indicar todos los requisitos y características mínimas que debe evaluar el Contratista de acuerdo con esta Norma de Referencia, siendo obligación del Contratista de los servicios de Evaluación de la Integridad mecánica, solicitar por escrito a PEMEX, cualquier omisión, interpretación, o discrepancia en la especificación, durante la etapa de licitación y antes de iniciar sus actividades o servicios.

3. Contenido mínimo de la especificación no limitativo. 3.1 Cantidad y tipo de Equipos estáticos y Tuberías a evaluar indicando forma de pago como es por ítem (Equipos estáticos y Tuberías); o por precios unitarios por tipo NDE y CML previo o nuevo. 3.2. Información general. a) Nombre genérico del equipo b) Número de serie del fabricante y fecha de fabricación, cuando exista c) Número de control asignado por la Secretaría, cuando así corresponda d) Clave de Identificación e) Planos de localización (debe ser coincidente con la de campo) f) Dibujos de arreglo general del Equipo estático o isométricos de Tuberias. g) Dibujos “tal y como se construyó” (as-built). h) Fecha de instalación y puesta en operación. i) Diagrama de Tuberías e instrumentación. j) Hoja de seguridad de la o las sustancias contenidas y/o conducidas. k) Expediente de Integridad mecánica inicial o previo a la ejecución. 3.3. Historial de operación y de condiciones a) Tiempo de operación continua y periodos fuera de servicio. b) Velocidad de corrosión (si se conocen) c) Bitácora de operación d) Registros de operación incluyendo presión, temperatura y ciclos de arranque y paros e) Condiciones internas y externas que incluyan presión, temperatura, diseño, ambiente químico y

mecánico, cargas, procesos, entre otros f) Lista de los mecanismos de deterioro en base a materiales, contaminantes y condiciones de operación

identificados con anterioridad y que pueden estar presentes. g) Identificar los mecanismos de deterioro actualmente activos o que pueden llegar a ser activos. h) Identificar los métodos de falla asociados con los mecanismos de deterioro identificados, entre otros por

ejemplo: fugas, fisuras y estallamientos


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3.4. Historial de Inspección a) Resumen y registros de reparaciones b) Registros de pruebas incluyendo la de presión c) Resultados de pruebas anteriores (NDT, medición de espesores y velocidad de corrosión) d) Mediciones o inspecciones físicas


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12.2. Mapa de espesores de Tuberías y Equipo estático

Equipo o sistema

Tag No.: LocalizaciónFecha inicio de operaciones:

Especificación del material

ServicioFecha de

fabricación

(ORGANISMO)Centro de trabajo Área/Unidad:

EVALUACIÓN DE INTEGRIDAD MECÁNICA DE TUBERÍAS Y RECIPIENTES A PRESIÓN


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Estado Actual

(ORGANISMO)

Tag No.: Localización Servicio

Área/Unidad:

FechaNo. de Reporte:

Centro de trabajo


Equipo o sistemaEspecificación del

materialFecha de fabricación Fecha inicio de operaciones:

ld

VUR (Años)

dtTMDMtatd

Temperatura (°C)Presión (kg/cm2)

Po Pc Pd PMPT PMP

Elemento de control da dt

ESPESOR (mm)

dm dr df

Dibujo de arreglo general o isométrico incluyendo elementos de control


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Área/Unidad:(ORGANISMO)


Centro de trabajo

Equipo o sistema

Tag No.: LocalizaciónEspecificación del

materialServicio

Fecha de fabricación

Fecha inicio de operaciones:

DIBUJO DEL ELEMENTO DE CONTROL

EretiroESPESORES

PUNTOSda dm df dt

PMPT VUR


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12.3. Deterioro típico en Tuberias y su mecanismo

Perdida de metal general y local

Fisuración conectada la superficie

Fisuración subsuperficial

Formación de microfisuras / microhuecos

Cambios metalúrgicos

Ampulación Cambios Dimensionales

Cambios en las propiedades de los materiales

Sulfatación Fatiga Fisuración inducida por hidrogeno

Ataque por hidrógeno a alta temperatura

Grafitización Ampulación por hidrógeno

Termofluencia y ruptura por esfuerzos térmicos

Factura frágil

Oxidación

Fisuración bajo esfuerzos de corrosión cáustico

Termofluencia Fragilización por revenido

Corrosión influenciada microbiológi-camente

Fisuración bajo esfuerzos con azufre

corrosion por acido orgánico

Fisuración por corrosión bajo esfuerzos en cloro

Erosión / erosión- corrosión

Fisuración bajo esfuerzos en ácido politiónico

Corrosión galvánica

Otras formas de fisuración por el ambiente

Corrosión bajo aislamiento


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12.4. Mecanismos de deterioro comunes en Equipo.

Falla mecánica y metalúrgica

Pérdida de espesor localizada o uniforme

Corrosión a alta temperatura

Agrietamiento asistido por el ambiente

Grafitización Corrosión Galvánica Oxidación Agrietamiento por esfuerzos de corrosión por Cloro (AEC–Cl)

Agrietamiento por recalentamiento

Corrosión Atmosférica

Sulfatación Corrosión por Fatiga

Ablandamiento (Esferoidizacion)

Corrosión bajo aislamiento (CBA) Carburización

Agrietamiento por esfuerzos de corrosión producido por sustancias cáusticas (Fragilización Cáustica)

Fragilización por revenido Corrosión por agua de enfriamiento Decarburización

Agrietamiento por esfuerzos corrosión producido por Amoniaco

Envejecimiento por deformación

Corrosión por condensación del agua de la caldera

Polvo Metálico Fragilización por Metal Líquido (FML)

Fragilización a 475oC (885°F)

Corrosión por CO2 Corrosión por cenizas del combustible

Fragilización por Hidrógeno (FH)

Fragilización por la formación de la fase Sigma

Corrosión causada por el punto de rocío de los gases de combustión

Nitruración

Fractura frágil Corrosión Inducida Microbiológicamente (CIM)

Fractura por termofluencia y esfuerzos

Corrosión por composición del suelo

Fatiga Térmica Corrosión Caustica Sobrecalentamiento en corto tiempo – ruptura por esfuerzos

Corrosión por pérdida de elementos de aleación

Bloqueo por vapor (Steam Blanketing)

Corrosión Grafítica

Agrietamiento en la soldadura en metales disimiles (ASMD)

Choque Térmico Erosión / erosión – corrosión

Cavitación Fatiga Mecánica Fatiga Inducida por Vibración

Degradación del Refractario


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12.5. Mecanismos de deterioro en la industria de refinación

Pérdida de espesor localizada o uniforme

Agrietamiento asistido por el ambiente

Otros mecanismos

Corrosión por amina Corrosión bajo esfuerzos en ácido politiónico

Ataque por hidrógeno a alta temperatura (AHAT)

Corrosión por bisulfato de amina (agua amarga alcalina)

Agrietamiento por esfuerzos de Corrosión por Amina

Hidruración por titanio

Corrosión por cloruro de amonio Deterioro por H2S húmedo (Ámpulas, HIC, SOHIC, SCC)

Corrosión por ácido clorhídrico (HCl) Agrietamiento bajo esfuerzos con hidrógeno

Corrosión a alta temperatura por H2/H2S

Agrietamiento por corrosión bajo esfuerzos con carbonato

Corrosión por ácido fluorhídrico (HF)

Corrosión por ácido Nafténico (CAN)

Corrosión por Fenol (ácido carbónico)

Corrosión por ácido fosfórico

Corrosión por agua amarga

Corrosión por ácido sulfúrico


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12.6 Requisitos que debe cumplir un documento “equivalente”

1. La indicación “o equivalente”, que se menciona en esta NRF, después de los Documentos extranjeros, significa lo siguiente: 2. Documento normativo que indica las características, reglas, especificaciones, requerimientos, atributos, directrices, o prescripciones aplicables a un Bien, Proceso, Actividad, Servicio o Método, y las que se refieran a su cumplimento o aplicación, en nivel cuantitativo, cualitativo, igual al propuesto en esta NRF. 2.1. Los Documentos extranjeros, “equivalentes”, deben cumplir con lo indicado y/o exigido por el Documento extranjero referido por esta NRF o ET. 2.2. No se aceptan como equivalentes documentos Normativos o Lineamientos Nacionales, Internacionales, Industriales o Extranjeros, que tengan requerimientos, especificaciones o exigencias menores a los referidos y/o solicitados por PEMEX, (por ejemplo: menores espesores, menores factores de seguridad, menores presiones y/o temperaturas, menores niveles de aislamiento eléctrico, menores propiedades a la temperatura, mayor emisión de humos y características constructivas de los conductores eléctricos, menores capacidades, eficiencias, características operativas, propiedades físicas, químicas y mecánicas, entre otros). 3. Lo anterior también es aplicable a los requerimientos señalados en los Documentos Técnicos de los Paquetes de Ingeniería Básica de los Licenciadores o Tecnólogos. 4. En todos los casos, las características, especificaciones, requerimientos y/o obligaciones indicados en esta Norma de Referencia, Especificación Técnica, y los que de esta se desprenden, son de cumplimiento obligatorio por Licitantes, Contratistas y/o Proveedores de Bienes o Servicios. 5. El Licitante, Contratista o Proveedor, que considere que un documento es equivalente al Documento extranjero indicados en esta Norma de Referencia y/o ET, debe solicitar por escrito a PEMEX la autorización para su uso, anexando los antecedentes y argumentación que justifique su solicitud, así como una comparativa, concepto por concepto, demostrando que el documento que propone, es igual que el indicado o referido en esta NRF o ET., a lo que PEMEX debe responder de forma explícita. 6. Cuando los documentos señalados en el párrafo anterior, no son de origen Nacional, deben estar legalizados ante cónsul mexicano o, cuando resulte aplicable, apostillados de conformidad con el “Decreto de Promulgación de la Convención por la que se suprime el requisito de Legalización de los Documentos Públicos Extranjeros”, publicado en el Diario Oficial de la Federación del 14 de agosto de 1995. 7. Los documentos que se presenten en un idioma distinto al español deben acompañarse de una traducción de dicho idioma al español, por un perito traductor certificado, considerando la conversión de unidades conforme a la NOM-008-SCFI-2002. La traducción debe ostentar la siguiente leyenda que debe estar signada por el representante legal del Licitante, Contratista y/o Proveedor, que propone el documento equivalente.

“Esta traducción refleja fielmente el contenido e interpretación del documento original en su idioma de origen, para los efectos de la Licitación y/o, Contrato, y efectos Legales, a que den lugar”

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

evaluaciÓn de la integridad mecÁnica pemex-2012

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