05 Anexo B (1)

SUBDIRECCIÓN REGIÓN SURGERENCIA DE CONSTRUCCIÓN Y MANTENIMIENTO

SUBGERENCIA DE MANTENIMIENTO A DUCTOS Y VÍAS DE ACCESO

INVITACIÓN No. 5000016851

ANEXO “B”ESPECIFICACIONESESPECIFICACIONES

GENERALES YGENERALES Y PARTICULARESPARTICULARES

HOJA: Página 1 de 45

DESCRIPCIÓN DEL

SERVICIO:

“MANTENIMIENTO INTERIOR CON INHIBIDORES A DUCTOS DE LOS ACTIVOS DE LA REGIÓN SUR”

ANEXO B

I.- OBJETIVO.Mantener en condiciones seguras de operación los ductos de producción de los Activos Integrales de la Región Sur a través de la inyección de inhibidores de corrosión, con la finalidad de prevenir y controlar la corrosión interior, conservar su integridad e incrementar la confiabilidad y disponibilidad de los sistemas de transporte de hidrocarburos por ductos.

II.- JUSTIFICACIÓN.La Gerencia de Construcción y Mantenimiento, a través de las Coordinaciones en los Sectores, ubicadas en los Activos Integrales de la Región Sur, tiene bajo su responsabilidad realizar el mantenimiento interior de los ductos de los Activos integrales, destinados a la recolección transporte y distribución de hidrocarburos líquidos y gaseosos.

Estos hidrocarburos contienen altas concentraciones de ácido sulfhídrico, bióxido de carbono, cloruros, agua, etc., los cuales son contaminantes agresivos que dan lugar al fenómeno de corrosión en el interior de los ductos, que pueden provocar fugas o roturas en tuberías y afectar los asentamientos humanos aledaños a los derechos de vía, al medio ambiente, las instalaciones y la producción.

Por lo anterior, se requiere ejecutar un programa de suministro de inhibidor de corrosión y mantenimiento a los sistemas de inyección de inhibidores de corrosión, así como evaluar y controlar las velocidades de corrosión interior, bajo la normatividad vigente de Pemex Exploración y Producción.

III.- UBICACIÓN Y RESIDENCIA DE LOS TRABAJOS. Los trabajos objeto de este obra se realizaran en los ductos, sistemas de inyección de inhibidores, sistemas de evaluación de la corrosión interior, que están distribuidos en los campos petroleros de los Activos de la Región Sur, ubicados en los municipios de Cárdenas, Huimanguillo, Comalcalco, Paraíso, Cunduacán, Jalpa de Mendez, Nacajuca Frontera y Centro del estado de Tabasco, Agua Dulce, Las Choapas, Nanchital, Ixhuatlan del Sureste, Coatzacoalcos, Minatitlán y Moloacan del estado de Veracruz, Centla, Jalapa, Jonuta, Macuspana y Teapa del estado de Tabasco; Ciudad del Carmen del estado de Campeche; Reforma, Juárez, Pichucalco del estado de Chiapas existiendo carreteras, canales de navegación y formas de acceso a todos los puntos.







DESCRIPCIÓN DEL

SERVICIO:


IV.- DEFINICIONES Y ABREVIATURAS

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

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

Artemia franciscana - Microcrustáceo del orden Anostraca, planctónico de 8 a 12 mm de longitud, los adultos y 350 μm en la etapa naupliar. Generalmente habita en aguas salobres e hipersalinas, cuya concentración varía desde 5 a 150 g L-1.

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

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

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

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

Diablo de limpieza - Dispositivo mecánico utilizado para la remoción de sedimentos, depósitos de impurezas semisólidas adheridos a la superficie interior del ducto.

Dulceacuícola - Perteneciente o relativo a las aguas dulces y, en particular, a los organismos que viven en ellas.

Ductos sin tratamiento (en blanco) - Ductos que no requieren inyección de inhibidor.

Ductos con tratamiento - Ductos que cuentan con un programa de protección interior mediante inyección de inhibidores.

Inhibidor de corrosión formador de película / inhibidor - Compuesto químico orgánico, que al dosificarse al interior de los ductos forma una película entre la pared metálica y el medio corrosivo disminuyendo o controlando la velocidad de corrosión interior.







DESCRIPCIÓN DEL

SERVICIO:


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

Muestra local - Muestra que se obtiene a un nivel específico en el tanque por medio de un sacamuestras.

Muestra del medio (central) - Muestra local que se obtiene en el punto medio del líquido contenido en el tanque de almacenamiento.

Muestra media local (central) - En tanques donde la altura del producto es igual o menor de 3 m se debe tomar una muestra local en el punto medio de la columna del líquido.

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

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

Principio activo - Sustancia contenida en una formulación que actúa como inhibidor de la corrosión. Una formulación puede contener una o más sustancias o componentes activos.

Sistema de transporte por ducto / Ducto de transporte - Tubería que conduce hidrocarburos en una fase o multifases, incluye estaciones y/o plantas para su proceso, bombeo, compresión y almacenamiento.

Sistema de evaluación de la velocidad de corrosión interior - Conjunto equipos, conexiones e infraestructura que consta de: niples de evaluación, equipo de medición, testigos o probetas corrosimétricos, fosa o registro y casetas o resguardos, para determinar la velocidad de corrosión interior en ductos.Sistema de protección interior con inhibidores - Conjunto de equipos, accesorios, conexiones e infraestructura consta de: módulos o depósitos de inhibidor, bombas de inyección, niples de inyección, inyectores, sistemas de alimentación eléctrica o neumática, casetas o resguardos, válvulas y conexiones para efectuar la inyección de inhibidor en ductos.

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







DESCRIPCIÓN DEL

SERVICIO:


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

UT=

1CL50

X100.....................................................................................................................(1)

SÍMBOLOS Y ABREVIATURAS

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

Barril 158,99 litros

CO2 Bióxido de carbono

H2S Ácido sulfhídrico

LFMN Ley federal sobre metrología y normalización

MPA Milésimas de pulgada por año

mm/año Milímetros por año

MMPCD Millones de pies cúbicos por día

MBLD Miles de barriles por día

NACE National Association of Corrosion Engineers (Asociación Nacional de ingenieros en Corrosión)

NMX Norma Mexicana

NOM Norma Oficial Mexicana

NRF Norma de Referencia

PEMEX Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios







DESCRIPCIÓN DEL

SERVICIO:


pH Potencial de Hidrógeno

ppm Partes por millón

SAP Sistema de Aplicaciones y Productos

SCT Secretaria de Comunicaciones y Transportes

Rp Resistencia a la polarización

RPM Revoluciones por minuto

GCMRS Gerencia de Construcción y Mantenimiento Región Sur

CCM Coordinación de Construcción y Mantenimiento.

V.- DESCRIPCIÓN DE LOS TRABAJOSLos trabajos objetivo de ésta obra consistirán generalmente en:1. Construcción de sistemas de protección interior en ductos2. Construcción de sistemas de evaluación de corrosión interior en ductos3. Rehabilitación a sistemas de protección interior de ductos.4. Rehabilitación de sistemas de evaluación de corrosión interior de ductos5. Modificación de sistemas de protección interior de ductos.6. Mantenimiento interior de ductos con inhibidores de corrosión.7. Inspección de sistemas de de protección interior8. Retiro e instalación de dispositivos de medición de velocidades de corrosión interior en

ductos.

VI.- MATERIAL, EQUIPO Y PERSONAL REQUERIDOS.El contratista deberá contar con el equipo, personal y materiales suficientes para la ejecución de los trabajos del mantenimiento de los sistemas de protección interior, tanto en calidad como en cantidad para garantizar que los trabajos se desarrollaran de acuerdo a lo programado.

Todos los materiales, equipo y mano de obra necesarios para efectuar estos trabajos de mantenimiento los proporcionara el contratista en el sitio de los trabajos y serán de







DESCRIPCIÓN DEL

SERVICIO:


acuerdo a las especificaciones solicitadas en este anexo, con la calidad requerida y las marcas registradas.

VI.1.-SELECCIÓN DE INHIBIDORES:Para la protección interior de los ductos a base de inhibidores de corrosión, el contratista deberá seleccionar el tipo de inhibidor de acuerdo con la clasificación de los ductos de transporte siguientes:




ANEXO “B” ESPECIFICACIONES GENERALES YESPECIFICACIONES GENERALES Y PARTICULARESPARTICULARES


DESCRIPCIÓN DEL SERVICIO: “MANTENIMIENTO INTERIOR CON INHIBIDORES A DUCTOS DE LOS ACTIVOS DE LA REGIÓN SUR”

Ductos con Inyección de Inhibidor del Activo Integral Bellota-Jujo:Ubicación Técnica

Diám.(Pulg.)

Long.(Km.)

Servicio Condición de

Operación

Volumen de gas por

día(MMPCD)

Volumen de

líquido por día (MBLD)

Temp. de Operación

(°C)

Presión de Operación

(Kg/cm2)

Velocidad del flujo

(m/s)

Continuidad del flujo

Régimen de flujo

H2S(ppm)

H2O(%)

PEP-SUR-BLJ-BCH-B43-GDO-

D0004

10 8 Gasod. Operando 15 0 40 17 2.5 Continuo Turbulento Trazas Trazas

PEP-SUR-BLJ-JTE-C79-OLD-

D0330

12 6.5 Oleod. Operando 0 34.499 28 10 5 Continuo Laminar 15 10

PEP-SUR-BLJ-JTE-

C78-GDO-DP004

16 0.399 Gasod. Operando 25 0 30 6 3.5 Continuo Laminar 25 10

PEP-SUR-BLJ-JTE-C76-OLG-

DD007

12 6.1 Oleog. Operando 120 7.717 43 12 5 Continuo Laminar 10 20


D6096

10 15.44 Oleog. Operando 4.44 1.27 61 7 3 Continuo Laminar 10 10


D0340

16 6.971 Oleog. Operando 214 4.013 30 8 3 Continuo Laminar 5 40


D0347


PEP-SUR-BLJ-GPC-B59-OLD-

D0004

6 4.505 Oleod. Operando 0 0.22 28 3 0.5 Intermitente Laminar 5 20


D0001

8 7.5 Oleod. Operando 0 0.861 28 3 0.5 Intermitente Laminar 50 10

PEP-SUR-BLJ-GPC-B59-LBN-

D0005

8 6.582 LBN Operando 12.25 0 28 60 3 Continuo Turbulento Trazas Trazas








D0006

6 9 Oleod. Operando 0 2.817 27 3 0.5 Intermitente Laminar 5 10

PEP-SUR-BLJ-GPC-B57-GDO-

DS001

8 11.2 Gasod. Operando 19.1 0 30 2 1.25 Continuo Laminar Trazas Trazas

PEP-SUR-BLJ-GPC-B56-OLG-

D0006

8 1.6 Oleog Operando 39.55 18.933 105 30 15 Continuo Turbulento 10 68


D0004

16 1.64 Oleog Operando 82.18 27.881 105 30 5 Continuo Laminar 10 66


D0003



D0006



D0006



D0005



D0002

6 6.446 Oleod. Operando 0 0.22 28 5 2 Intermitente Laminar 10 10


D0003



D0002








PEP-SUR-BLJ-CAR-B53-OLD-

DM001

10 13.05 Oleod. Operando 0 12.886 35 10 5 Continuo Laminar 50 5

PEP-SUR-BLJ-CAR-B53-GDO-

DM002

12 12.71 Gasod. Operando 224.74 0 30 7 5 Continuo Laminar 30 5

PEP-SUR-BLJ-CAR-B45-OLG-

DC009



DC008


Ductos con Evaluación en Blanco del Activo Integral Bellota-Jujo:Ubicación Técnica

Diám.(Pulg.)

Long.(Km.)


Operación

Volumen de gas por

día(MMPCD)

Volumen de


Temp. de Operación

(°C)


(Kg/cm2)

Velocidad del flujo

(m/s)


Régimen de flujo

H2S(ppm)

H2O(%)

PEP-SUR-BLJ-BCH-B43-OLG-

D0004

12 6Oleogasoducto

Operando 82.98 8.49 30 5 2 Continuo Turbulento 10 5


D0005

10 6Oleogasoducto

Operando 82.98 8.49 42 16 2.27 Continuo Turbulento 50 5


D0006

8 8Oleogasoducto



D0007

10 10.5Oleogasoducto









D0002

12 15Oleogasoducto



D0033



PEP-SUR-BLJ-CAR-B45-LBN-DRBN1

8 39 LBN Operando 12 0 28 60 2 Continuo Turbulento Trazas Trazas


D0008

8 3Oleogasoducto

Operando 27 1.99 45 10 2 Continuo Laminar 20 5


DC005


Operando 40.59 2.99 35 10 2 Continuo Laminar 50 10


DC006

12 2.8Oleogasoducto



DCH01

10 7.4Oleogasoducto

Operando 339.65 1.18 30 10 2 Continuo Llaminar 5 20


D0004

12 6Gasoduc

toOperando 1 0 28 3 20 Continuo Turbulento Trazas Trazas


D0001


F/O Temporal

38 11 100 25 2 Continuo Turbulento 5 49


D0002


F/O Temporal

39 11 100 25 2 Continuo Turbulento 5 49


D0005

8 1Oleogasoducto









D0002

4 3Oleogasoducto

F/O Temporal

2 2 30 15 1.5 Continuo Turbulento Trazas Trazas


D0003

8 3Oleogasoducto

Operando 0.24 0.01 36 5 0.5 Intermitente Laminar Trazas Trazas


D0003

10 4.29Gasoduc

toOperando 1.5 0 28 3 1 Continuo Laminar Trazas Trazas


D0004

20 5.143Gasoduc

toOperando 1.3 0 30 2.5 1 Continuo Laminar Trazas Trazas


D0327

8 18Oleogasoducto


PEP-SUR-BLJ-JTE-C75-LDD-

L0001

8 1.453 LDDF/O

Temporal1 1 35 8 0.5 Continuo Laminar Trazas Trazas


L0013

6 3.036 LDD Operando 55.98 1.18 38 60 2 Continuo Laminar 60 10


D0341


Operando 163.85 4.40 38 8 2.5 Continuo Laminar 70 20


L0023



L0045



DD008

10 5.9Oleogasoducto








PEP-SUR-BLJ-JTE-C77-GLD-

D0305

8 14Gasolino

ductoOperando 0 2.5 24 45 2.8 Continuo Laminar Trazas Trazas


DD006

12 6Oleogasoducto

Operando 32.27 4.82 45 20 3 Continuo Laminar 50 9.3

PEP-SUR-BLJ-JTE-

C78-GDO-DP002

8 14Gasoduc

toOperando 60 0 28 54 11.5 Continuo Turbulento 20 10

PEP-SUR-BLJ-JTE-

C79-GDO-DD001

12 3.5Gasoduc

toF/O

Temporal2 2 30 5 0.5 Estatico N/A Trazas Trazas

PEP-SUR-BLJ-JTE-

C79-GDO-DT294

8 6.5Gasoduc

toOperando 30 0 35 36 9.51 Continuo Turbulento 15 10

PEP-SUR-BLJ-JTE-C79-GLD-

D0306

8 6.5Gasolino

ductoOperando 0 1.5 25 35 3 Continuo Laminar Trazas Trazas


D0345

16 3.2Oleogasoducto



D0350

8 3.2Oleogasoducto



L0101

10 6.5 LDDF/O

Temporal2 2 28 5 0.5 Estatico N/A 20 5







Ductos con Evaluación en Blanco del Activo Integral Cinco Presidentes:Ubicación Técnica

Diám.(Pulg.)

Long.(Km.)


Operación

Volumen de gas por

día(MMPCD)

Volumen de


Temp. de Operación

(°C)


(Kg/cm2)

Velocidad del flujo

(m/s)


Régimen de flujo

H2S(ppm)

H2O(%)

PEP-SUR-CPT-BCN-A27-GDO-

D6318

20 5.7Gasoduc

toOperando 4.5 0 25 2.5 0.09 Continuo Laminar 0 15

PEP-SUR-CPT-BCN-A27-OLD-

D6319

6 6.5Oleoduct

oOperando - 1.2 28 12 0.068 Intermitente Turbulento 0 45

PEP-SUR-CPT-CPB-A43-GDO-

D4153

12 3.406Gasoduc

toOperando 16 - 28 4.1 0.15 Continuo Laminar 0 30

PEP-SUR-CPT-CPB-A43-OLD-

DM001

8 4.804Oleoduct

oOperando - 5 29 20 0.85 Intermitente Turbulento 0 11

PEP-SUR-CPT-CUM-A30-GDO-

DM001

12 0.2Gasoduc

toOperando 0.5 - 29 5 0.01 Continuo Laminar 0 38

PEP-SUR-CPT-CUM-A30-OLD-

DM001

8 4.45Oleoduct


PEP-SUR-CPT-MOG-A34-OLD-

D0265

8 1.7Oleoduct



D4134

8 5.8Oleoduct

oOperando - 3.4 29 24 0.193 Continuo Turbulento 0 35


D6275

10 18.21Oleoduct


PEP-SUR-CPT-MOG-A47-OLD-DMG01

6 4.325Oleoduct








Ubicación Técnica

Diám.(Pulg.)

Long.(Km.)


Operación

Volumen de gas por

día(MMPCD)

Volumen de


Temp. de Operación

(°C)


(Kg/cm2)

Velocidad del flujo

(m/s)


Régimen de flujo

H2S(ppm)

H2O(%)

PEP-SUR-MAC-JCO-C13-OLG-

D0004

6 11.349 OLEOG. OPERANDO

0.5 6.5 20 20 0.5 Continuo Turbulento 0 2

PEP-SUR-MAC-JCO-C18-GDO-

D0008

12 3.122 GASOD. OPERANDO

1 0.1 15 3 3.4 Continuo Parcialmente Turbulento

0 20


D0009



0 20


D0011



0 15


D0014


24 0.2 15 10 11.9 Continuo Turbulento 0 25


D0016


4.5 .005 20 7 8.8 Continuo Parcialmente Turbulento

0 14


D0019




D0028


3.61 0.1 25 17 4.6 Continuo Turbulento 0 25


D0001




D0005



0 14







PEP-SUR-MAC-USU-C03-GDO-

D0001




D0020



PEP-SUR-MAC-USU-C09-OLG-

D0001


140 15 90 93 3.7 Continuo Turbulento 0 6


D0005



0 30

PEP-SUR-MAC-USU-C16-GLD-

D0006

6 20.030 GASOLIN.

OPERANDO



D0025




D0023



0 30

Ductos con Evaluación en Blanco del Activo Integral Macuspana:Ubicación Técnica

Diám.(Pulg.)

Long.(Km.)


Operación

Volumen de gas por

día(MMPCD)

Volumen de


Temp. de Operación

(°C)


(Kg/cm2)

Velocidad del flujo

(m/s)


Régimen de flujo

H2S(ppm)

H2O(%)


D0015

12 2.395Gasoduc

toOperando 24 0.2 15 10 11.6 Continuo Turbulento 0 25


D0006


Operando 1 0 20 43 0.5 ContinuoParcialmente Turbulento

0 30

PEP-SUR-MAC-USU-

8 4.940 Gasoducto

Operando 20 0.1 20 80 2.0 Continuo Turbulento 0 25







C24-GDO-D0002

PEP-SUR-MAC-JCO-C37-OLD-

D00314 7.753 Oleducto Operando 0.5 6.5 30 35 0.5 Continuo Turbulento 0 2

Ductos con Inyección de Inhibidor del Activo Integral Muspac:Ubicación Técnica

Diám.(Pulg.)

Long.(Km.)


Operación

Volumen de gás por

dia(MMPCD)

Volumen de

líquido por dia (MBLD)

Temp. de Operación

(°C)


(Kg/cm2)

Velocidad del flujo

(m/s)


Régimen de flujo

H2S(ppm)

H2O(%)

PEP-SUR-MUS-AGA-D01-GDO-

D0005

16 0.416 GASOD. OPERANDO 4.4 0 24 4.2 2.2 Continuo Laminar ND ND

PEP-SUR-MUS-AGA-D01-OLD-

D0012

8 29.53 OLEOD. OPERANDO 0 0 36 10 0.01 Intermitente Laminar 60 - 120 60

PEP-SUR-MUS-AGA-D01-OLG-

D0014

12 6 OLEOG. OPERANDO 1.6 0.453 62 7 1.5 Continuo Laminar 240 57

PEP-SUR-MUS-AGA-D02-GDO-

D0247

16 7.5 GASOD. OPERANDO 20 0 38.7 84 0.4 Continuo Turbulento ND ND

PEP-SUR-MUS-AGA-D02-OLD-

D0086

10 7.5 OLEOD. OPERANDO 0 3.629 46 10 0.3 Intermitente Laminar 120 55


D0026

12 12 OLEOG. OPERANDO 3.3 0.113 50 13 2.0 Continuo Turbulento 30 50


D0028

10 23.641 OLEOG. OPERANDO 12.6 4.025 31 33 10.9 Continuo Turbulento 60 25







PEP-SUR-MUS-CAM-D05-OLG-

D0071

8 5.104 OLEOG. OPERANDO 3 .025 46.7 40 2.1 Continuo Turbulento 120-240 90


D0040

16 10.65 OLEOG. OPERANDO 41.4 4.491 35 12 8.6 Continuo Turbulento 60-120 32.5


D0043

8 4.793 OLEOG. OPERANDO 35 15 60-120 F/O


D0069

12 15.54 OLEOG. OPERANDO 4.0 2.761 35 25 1.5 Continuo Laminar 120 - 240 37


D0057

16 10.195 OLEOG. OPERANDO 4.0 2.761 41 38.7 0.6 Continuo Laminar 120 40


D0081

12 0.926 OLEOG. OPERANDO 15.1 63 71.5 10 4.3 Continuo Turbulento 120-240 64


D0107

10 1.404 OLEOG. OPERANDO 2.1 0.390 35 10 0.8 Continuo Laminar 240 44


D1564

10 0.961 OLEOG. OPERANDO 15.1 0.063 0 0 4.3 Continuo Turbulento 120-240 64

PEP-SUR-MUS-CSG-D43-GDO-

D1443

24 1.012 GASOD. OPERANDO 0 0 0 0 0 0 0 ND ND

PEP-SUR-MUS-CSG-D43-GDO-

D1587

24 0.5 GASOD. OPERANDO 31.3 0 35 6 4.4 Continuo Turbulento ND ND

PEP-SUR-MUS-CSG-D43-OLD-

D1455

6 3.5 OLEOD. OPERANDO 0 5.535 38 18 1 Intermitente Laminar 30-60 41

PEP-SUR-MUS-CSG-D43-OLG-

D1456

8 0.85 OLEOG. OPERANDO 2.8 1.572 40 8 5 Continuo Turbulento 30-60 45








D1573

8 3.295 OLEOG. OPERANDO 7.6 1050 38 8 10.6 Continuo Turbulento 120 65


D1620

12 14.6 OLEODUCTO

OPERANDO 0 0 36 14 0.1 Intermitente Laminar 60 55

PEP-SUR-MUS-GRS-D06-OLG-

D0048


PEP-SUR-MUS-GRS-D11-OLD-

D0046

12 33.5 OLEOD. OPERANDO 0 0 31 18 0.5 Intermitente Laminar 120 40


D0049

8 6.318 OLEOG. OPERANDO 6.7 0.208 40 11 4.3 Continuo Turbulento 120-150 40


D0047


PEP-SUR-MUS-GRS-D16-GDO-

D0076

24 0.5 GASOD. OPERANDO 73.9 0 35 4.2 16.3 Continuo Turbulento ND ND


D0045

16 9.703 OLEOD. OPERANDO 0 3.642 35 15 0.3 Intermitente laminar 120 15

Ductos con Evaluación en Blanco del Activo Integral Muspac:Ubicación Técnica

Diám.(Pulg.)

Long.(Km.)


Operación

Volumen de gás por

dia(MMPCD)

Volumen de


Temp. de Operación

(°C)


(Kg/cm2)

Velocidad del flujo

(m/s)


Régimen de flujo

H2S(ppm)

H2O(%)

PEP-SUR-MUS-AGA-D15-LDD-

L0001

10 5.598 LDD Operando 3.16 2453 36 35 Continuo Turbulento N.D. 6.85








D0104


Operando 13.67 547.2 31 35 3246 Continuo Laminar N.D. 30


D0032


Operando 12.07 327 34 12 75 Intermitente laminar 3.0 71


D0033

8 5.64Oleogasoducto

Operando 17.34 196.2 39 15 Continuo 30-60 81


D0072




D0042


Operando 7.11 110.1 57 22 1761 Continuo 1189 13.5 40


D0100

8 1.11Oleogasoducto



D0102




D0039


Operando 1.17 1473 37 15 Intermitente 120-150 45

PEP-SUR-MUS-CAM-D14-ACD-

D0059

10 11.27Acueduc

toOperando 0 0 27 20 Continuo Laminar 0 100


D0106



PEP-SUR-MUS-CSG-D43-LBN-

D0012

8 4.149 LBN Operando 4.23 0 29 60 Continuo N. D. N. D.







PEP-SUR-MUS-CSG-D43-LBN-

D0013

8 7.7 LBN Operando 2.33 0 30 30 Continuo N. D. N. D.


D0009

24 2.396Oleoduct

oOperando 0 18693 31 18 Intermitente turbulento 30 20


D0007

12 1.6Oleogasoducto

Operando 29.64 136 46 10 Continuo 15-30 23


D0008

4 1.6Oleogasoducto

Operando 2.54 205 26 10 Continuo 15-30 30


D1619




D1650

4 2.5Oleogasoducto

F/O TEMPORAL 2.54 205 29 10 Intermitente 10-20 30


D4539

6 0.85Oleogasoducto



D0013

6 3.2Oleogasoducto



D0048

8 11.16Oleoduct

oF/O

TEMPORAL 8.88 451 55 2 3837 Continuo 2472 3.73 37


D0044

24 9.644Gasoduc

toOperando 35 37 14 Intermitente Turbulento N.D. N.D.

PEP-SUR-MUS-GRS-D11-LDD-

L0014

4 1.114Línea de descarg

aOperando 3.45 0.107 40 11 101 Continuo 50 2.99 41


D0050










D0052




D0064

8 9.922Gasoduc

toOperando 4.00 30 14 Continuo Turbulento N.D. N.D.

Ductos Con Inyección de Inhibidor del Activo Integral Samaria-Luna:Ubicación Tecnica

Diám.(Pulg.)

Long.(Km.)


Operación

Volumen de gas por

dia(MMPCD)

Volumen de


Temp. de Operación

(°C)

Presión de Operación(Kg/cm2)

Velocidad del flujo

(m/s)


Regimen de flujo

H2S(ppm)

H2O(%)

PEP-SUR-SML-CUN-D46-GDO-

D0200

36 0.5Gasoduc

toOperando 85 -- 31 6 1.24 Continuo Laminar 1.21 0.11


D0202

24 4.91Gasoduc

toOperando 70 -- 25 7 1.152 Continuo Laminar 0.18 0.12

PEP-SUR-SML-CUN-D48-OLD-

D1243

20 2.102Oleoduct

oOperando 4- 110 40 3.5 0.989 Continuo Turbulento 0 10.5


D0201

36 6.01Gasoduc

toOperando 102 -- 36 7.5 1.54 Continuo Laminar 1.34 0.17

PEP-SUR-SML-CUN-D51-OLG-

D1933


Operando 6.3 35 41 5.6 2.34 Continuo Laminar 0 26.8

PEP-SUR-SML-LUN-B03-OLG-

DN003

8 10.2Oleogasoducto

Operando 3.25 1.623 74 85 2.3 Continuo Turbulento 0 4.7


DN005

12 6.2Oleogasoducto









D5843




D5846

8 1.8Oleogasoducto



D5847

4 2.5Oleogasoducto



D5848

8 2.45Oleogasoducto


PEP-SUR-SML-LUN-B10-LDD-

L0211

8 6.6Linea de descarg

aOperando 66.3 12.862 62 88 0.480 Continuo Turbulento 529 5.00


D5835




DN006

8 10.2Oleogasoducto


PEP-SUR-SML-LUN-BO1-OLG-

D5850


Operando 20.09 6.743 43 82.5 0.910 Continuo Turbulento 42 18.00

PEP-SUR-SML-SAM-D54-GDO-

D0496

24 3.77Gasoduc

toOperando 23.18 38 6 1.859 Continuo Laminar 0.36 0.26

PEP-SUR-SML-SAM-D54-OLD-

D0460

16 4.41Oleoduct

oOperando 9.830 36 6 2.85 Continuo Laminar 63.5 46.00

PEP-SUR-SML-SEN-B09-OLG-

D5820


Operando 19.02 29.48 75 79 0.040 Continuo Turbulento 0.00 29.00


D5821


Operando 7.84 2598 42 82 0.893 Continuo Turbulento 42.00 18.00








D5827




DN007



Ductos Con Evaluación en Blanco del Activo Integral Samaria-Luna:Ubicación Tecnica

Diám.(Pulg.)

Long.(Km.)


Operación

Volumen de gas por

dia(MMPCD)

Volumen de


Temp. de Operación

(°C)

Presión de Operación(Kg/cm2)

Velocidad del flujo

(m/s)


Régimen de flujo

H2S(ppm)

H2O(%)

PEP-SUR-SML-CUN-D46-GLD-

D0215

8 7.2Gasolino

ductoOperando -- 0.5 26 23 2.694 Continuo Laminar 127 0


D1203

6 2.6Oleogasoducto

Operando 37.5 7.6 0.593 Continuo Laminar 5.06 6


D1284


Operando 40000 11.800 55 10.5 2.53 Continuo Laminar 11.03 14


D1288




D0195


F/o temporal

0 0 0


D1930

24 4.3Oleogasoducto

F/o temporal

0 0 0


D5819

16 2.3Oleogasoducto

F/o temporal

0 0 0







PEP-SUR-SML-SAM-D52-OLG-

D0469

8 4Oleogasoducto

Operando 6.4 2.680 60 13 0.623 Continuo Laminar 63.52 15


D0470


F/o temporal

6.4 2.680 58 13 0.617 Continuo Laminar 0 15


D1003




D1004


Operando 42.7 16.100 50 11 1.513 Continuo Laminar 20.08 6


D1007

8 2Oleogasoducto



D5828


Operando 134.86 44356 43 88 0.874 NA NA 0.00 0.80







DESCRIPCIÓN DEL

SERVICIO:


PEP en todo momento durante el plazo de ejecución de los trabajos, puede incluir al programa de tratamiento con inhibidores de corrosión otros ductos que actualmente están en evaluación en blanco, cuando sus velocidades de corrosión se incrementen por arriba de 1 mpa.

El contratista antes de iniciar los trabajos objeto de la obra deberá entregar a la Residencia y Supervisión de PEP, como mínimo lo siguiente:

a) Plan de tratamiento para prevenir o controlar la corrosión interior con inhibidores de los ductos de acuerdo con la clasificación del ducto.

b) Duración de las etapas de tratamiento requeridas: choque, formación de película, estabilización u optimización, entre otras.

c) Tipo de inhibidor, de acuerdo con la clasificación del ducto.d) Concentración y dosificación del inhibidor de acuerdo con la clasificación del ducto y

las etapas de tratamiento.

Los inhibidores de corrosión que suministre el contratista para los ductos relacionados anteriormente, deberán cumplir con las pruebas de eficiencia y el requisito de aceptación de eficiencia del 90% mínima sin ningún tipo de picaduras, establecida en la NRF-005-PEMEX-2009, Tabla 1 “Eficiencia mínima de inhibidores de corrosión de acuerdo con la clasificación de ducto” de, así mismo deberá entregar al residente de obra, el informe de la pruebas de eficiencia en original por cada lote de inhibidores que suministre durante la vigencia de la obra. Estas pruebas de eficiencia de los inhibidores deben ser realizadas por un laboratorio acreditado en términos de la Ley Federal Sobre Metrología y Normalización, y deberá á considerar en sus indirectos los costos correspondientes.

Para la velocidad de rotación de las pruebas de eficiencia, se debe considerar una velocidad de flujo promedio de los ductos en tratamiento de 500 cm/s, que equivalen a 504 r/min para pruebas de eficiencia utilizando la jaula rotatoria y 5,809 r/min para las pruebas utilizando el electrodo de cilindro rotatorio, según lo establecido en la NRF-005-PEMEX-2009, tabla 13 “Revoluciones por minuto equivalentes para la prueba de eficiencia utilizando jaula rotatoria” y tabla 14 “revoluciones por minuto equivalentes para la prueba de eficiencia utilizando jaula rotatoria”.

La salmuera de prueba para pruebas de eficiencia por técnicas electroquímicas debe ser de acuerdo a lo establecido en la ASTM D 1141 o equivalente, la solución de prueba para pruebas de eficiencia por la técnica de pérdida de peso e inspección visual deber ser salmuera de prueba y kerosina de acuerdo con el valor máximo del contenido de agua de los ductos relacionados anteriormente (valor máximo de agua= 69 %), según lo establecido en la NRF-005-PEMEX-2009, tabla 11 “Condiciones generales de prueba para la evaluación de eficiencia de inhibidores”.







DESCRIPCIÓN DEL

SERVICIO:


Para la pruebas de eficiencia por la técnica de pérdida de peso e inspección visual, se debe realizar una inspección visual del testigo de prueba, el cual no debe presentar ningún tipo de picaduras identificadas con la ASTM G 46-94 o equivalente, estas pruebas deben ser realizadas por un laboratorio acreditado en términos de la Ley Federal Sobre Metrología y Normalización.

La concentración de gases (H2S o CO2), para las pruebas de eficiencia, debe ser de acuerdo con lo establecido en la NRF-005-PEMEX-2009, tabla 12 “Concentración de gases para el acondicionamiento de la salmuera de prueba o fluido de campo”, siendo de 600 ppm de H2S para pruebas de eficiencia en ambientes amargos y CO2 hasta saturación para pruebas de eficiencia en ambientes dulces.

La concentración del inhibidor en la pruebas de eficiencia para cualquiera de las técnicas y métodos de prueba, deberá las indicadas en la NRF-005-PEMEX-2009, tabla 11 “Condiciones generales de prueba para la evaluación de eficiencia de inhibidores”.

La temperatura de las pruebas de eficiencia será de 116°C, de acuerdo con el valor máximo contenido en los ductos relacionados anteriormente, según lo establecido en la NRF-005-PEMEX-2009, tabla 11 “Condiciones generales de prueba para la evaluación de eficiencia de inhibidores”.

Para los inhibidores que cumplan con el 90 por ciento de eficiencia mínima requerida en la tabla 1 de la NRF-005-PEMEX-2009, deben ser caracterizados en el laboratorio con los métodos de prueba establecidos en la tabla 2 “Caracterización de inhibidores” de la NRF-005-PEMEX-2009. El contratista deberá entregar al residente de obra, el informe de las pruebas de caracterización de los inhibidores en original por cada lote de inhibidor que suministre durante la vigencia de la obra, estas pruebas se deben realizar en un laboratorio acreditado en los en términos de la Ley Federal Sobre Metrología y Normalización.

Los lotes de inhibidor deben aceptarse siempre y cuando todas sus propiedades estén dentro del requisito de aceptación, métodos de prueba y unidades establecidos en la NRF-005-PEMEX-2009, tabla 4 Control de calidad de inhibidores, y se debe rechazar cuando el lote de inhibidor no cumpla con alguna de las propiedades contenidas en dicha tabla.

CONTROL DE CALIDAD DE LOS INHIBIDORES DE CORROSIÓN.El contratista debe entregar al Residente de obra, como mínimo la siguiente documentación:

Informe de resultados de pruebas de laboratorio para inhibidores segun NRF-005-PEMEX-2009, numeral 8.2.4.1







DESCRIPCIÓN DEL

SERVICIO:


1. Hoja de especificaciones técnicas del fabricante del inhibidor2. Hoja de seguridad3. Identificación y tamaño del lote.4. Garantía del fabricante5. Reporte de conformidad formato FI-001 Anexo A de la NRF-049-PEMEX-2006.6. Certificado del sistema de aseguramiento de calidad del fabricante del inhibidor en

términos de la Ley Federal de Metrología y Normalización.

Para garantizar la calidad de los inhibidores de corrosión durante la vigencia de la obra, el contratista deberá entregar sus productos en tambores de plástico de 200 litros, nuevos y limpios, sellados herméticamente, con su etiqueta de identificación, etiquetas de control de calidad y el rombo impreso de clasificación de riesgos.

El contratista debe cumplir con las condiciones de seguridad e higiene para el manejo, transporte y almacenamiento de los inhibidores, establecidas en la NOM-005-STPS-1998. Las características, dimensiones, símbolos y colores de las etiquetas que deben portar todos los envases y embalajes, que identifican la clase de riesgo que representan durante su transportación y manejo de los inhibidores, deben cumplir con la NOM-003-SCT/2008. Las características y dimensiones de los carteles que deben portar las unidades vehiculares, camiones, unidades de arrastre, autotanques, carrotanques, contenedores, contendores cisterna, tanques portátiles y recipientes intermedios para granel y demás unidades de auto transporte de los inhibidores, deben cumplir con la NOM-004-SCT/2008.

El inhibidor suministrado en los sistemas de inyección de los ductos de los Activos Integrales de la Región Sur, deberá abatir las velocidades de corrosión interior por debajo de de 0,050 mm/año (2,0 MPA), sin que los testigos de corrosión presenten picaduras o corrosión localizada.

Si la velocidad de corrosión en cualquiera de los ductos tratados, se incrementará de su valor permisible, en tres evaluaciones sucesivas, aun cuando se estuviera inyectando la concentración y dosificación requerida, el contratista junto con el Residente de Obra deberán investigar las causas que provoquen esta situación y de ser necesario, PEP solicitará por escrito a la contratista que cambie la marca y/o tipo del inhibidor de corrosión por otro que cumpla con las especificaciones de caracterización, eficiencia y control de calidad establecidos en la NRF-005-PEMEX-2009.

En caso de que PEP solicite a la contratista, el cambio de inhibidor se tomará las siguientes medidas:







DESCRIPCIÓN DEL

SERVICIO:


A).- El contratista deberá cambiar el producto por la marca y tipo que P.E.P. a través del residente de obra le indique, sin que esto ocasione variación en el precio pactado originalmente. Esta indicación deberá ser acatada al momento de recibir la comunicación.

B).- El costo del inhibidor inyectado durante el periodo de prueba será con cargo al contratista

El contratista por ningún motivo podrá cambiar la concentración y dosificación, marca y tipo de los inhibidores de corrosión, sin previa autorización escrita de Pemex Exploración y Producción; parámetros establecidos al inicio de los trabajos de acuerdo con la clasificación del ducto y las diferentes etapas del Plan de Tratamiento.

a) En caso de que el contratista inyectará un volumen mayor de lo requerido por causas imputables a él, PEP no reconocerá el volumen excedente.

b) Si por causa imputable al contratista, se suspende la inyección de inhibidor de corrosión o se reduce el volumen dosificado y por esta causa la velocidad de corrosión se incrementa a más de 2.0 mpa. El contratista deberá dosificar el inhibidor de corrosión en cantidad y tiempo indicado en las etapas de choque, formación de película, y optimización reconociéndole únicamente la cantidad de litros que debió dosificar al ducto en condiciones normales.

Si se incrementa o disminuye el volumen del fluido transportado en los ductos, el residente de obra le Informará a la contratista, para que este adecue la dosificación de acuerdo al nuevo volumen.

PEP, en cualquier momento durante la vigencia de la obra, efectuará a través de un tercero (IMP. IPN, etc) el muestreo de los inhibidores de corrosión de los depósitos de los sistemas de inyección de inhibidor o de los lotes suministrados, con el fin de que se realice la caracterización del inhibidor indicada en la NRF-005-PEMEX-2009, tabla 2 caracterización de inhibidores, para verificar la calidad del inhibidor suministrado por el contratista, en caso alguna de las propiedades del inhibidor indicadas en la NRF-005-PEMEX-2009, tabla 4 de la, difiera del rango o valor de lo reportado en su informe de pruebas, PEP solicitará el retiro del lote de inhibidor de los depósitos en los que se hubiera suministrado.

VI.2.- SUPERVISOR Y REPRESENTANTE.P.E.P. nombrará un Residente de Obra y un Supervisor de Obra por cada Sector Operativo de la Gerencia de Construcción y Mantenimiento, quienes serán los responsables de vigilar







DESCRIPCIÓN DEL

SERVICIO:


que los trabajos se ejecuten en tiempo y calidad, de acuerdo con las especificaciones del proyecto y emitirá las observaciones que juzguen pertinentes.

El contratista deberá entregar a la Residencia de obra previo al inicio de los trabajos, el oficio de nombramiento del Superintendente de Construcción con grado académico de Ingeniero Químico o Mecánico o Eléctrico o Mecánico Eléctrico o Industrial, y el de los auxiliares de la superintendencia de construcción para cada uno de los Sectores de la Gerencia de Construcción y Mantenimiento, quienes deberán tener la formación de: Ingeniero Químico o Mecánico o Eléctrico o Mecánico Eléctrico o Industrial, con especialidad en Prevención de Corrosión, los cuales deberán tener amplias facultades para ordenar la ejecución de los trabajos y tomar decisiones de acuerdo con las instrucciones que indique la Residencia y/o Supervisión de PEP durante el periodo de ejecución de los trabajos.

Los representantes de la contratista, deberán permanecer en el área de trabajo, durante el tiempo que dure la jornada de trabajo o hasta la conclusión de los trabajos y deberán presentarse diariamente en las oficinas de las Coordinaciones de Mantenimiento en los Sectores Operativo de la GCM, durante la vigencia de la obra; cualquier atraso en los trabajos o daño que sufran los ductos por no estar el Superintendente y/o representante en la obra, por falta de material y equipos, serán imputables al contratista.

VII.- BITÁCORA ELECTRÓNICA DE OBRA PÚBLICA.

La elaboración, control y seguimiento de la Bitácora de Obra que se utilice para la ejecución de los trabajos se llevará a través de medios electrónicos.

Por tal motivo PEMEX Exploración y Producción y el contratista se comprometen a realizar las gestiones necesarias y oportunas para encontrarse en aptitud de utilizar la Bitácora Electrónica de Obra Pública en la realización de los trabajos materia de la presente licitación.

Para lo anterior, PEMEX Exploración y Producción y el contratista que resulte ganador, deberá obtener y habilitar los certificados digitales que permitan generar la firma electrónica de las notas de la Bitácora Electrónica de Obra Pública, para lo cual se comprometen a cumplir sin excepción los términos y condiciones de uso de la Bitácora Electrónica de Obra Pública a que hace referencia al anexo BEOP del modelo de contrato que se contiene en las presentes bases de licitación.







DESCRIPCIÓN DEL

SERVICIO:


VIII.- OBLIGACIONES DEL CONTRATISTA.El contratista se obliga a ejecutar los trabajos sin ocasionar contaminación ambiental, ni daños a terceros que ocasionen deterioro ecológico, así mismo queda estrictamente prohibido cortar, desmorrar, talar o arrancar árboles de mangle de cualquier especie durante la ejecución de la obra.

En caso de derrames, el contratista deberá avisar inmediatamente a la residencia de obra y confinar los hidrocarburos, realizando la recuperación de los mismos y suspender los trabajos de la obra en el sitio del derrame. El contratista se obliga a entregar a la residencia de Obra de PEP, reporte fotográfico impreso de cuatro fotos y una copia en disco compacto, por cada una de las etapas, antes, durante y después de efectuar a las actividades, en carpetas blancas de vinil de tres argollas con separadores y protector de hojas.

El contratista deberá contar con base y oficinas en cada Centro de Trabajo de los Activos Bellota-Jujo, Cinco Presidentes y Samaria-Luna, ubicadas en las ciudades de Comalcalco Tab., Agua Dulce Ver. y Cunduacán, Tab. respectivamente, donde deberá contar con el personal manual y técnico, materiales, herramientas y equipos, en cantidades necesaria y suficientes para la adecuada ejecución de los trabajos, además deberá de contar con medios de comunicación (radio ó teléfono), entre la base y los técnicos y algún medio de localización entre el superintendente de obra y el residente y/o supervisor de P.E.P., la oficina deberá contar con el equipo y mobiliario necesarios para la administración y control de la obra.

Así mismo, el contratista se obliga a considerar en cada frente de trabajo botiquín de primeros auxilios que deberá contener entre otros artículos sueros antiviperino y antitetánico.

Antes de iniciar cualquier actividad inherente a la obra, el personal del Contratista deberá recibir capacitación por la Coordinación de Seguridad Industrial y Protección Ambiental (SIPA) en los Activos Integrales, el no cumplir con este requisito, será causal de que el personal no labore, siendo imputable a la compañía cualquier atraso que pudiera ocasionarse por esta situación.

IX.- GENERALIDADES.Para la ejecución de los trabajos de mantenimiento interior a ductos de los Activos Integrales de la Región Sur, PEMEX Exploración y Producción entregará por escrito al







DESCRIPCIÓN DEL

SERVICIO:


Contratista a través del residente de obra, la autorización de los trabajos peligrosos, así como el programa que ejecutará.

Para la ejecución de los trabajos, el contratista recibirá a través de los supervisores de obra de PEP, la autorización de los permisos de trabajos con riesgo, así como el programa a desarrollar, por lo que el contratista se obliga a que por ningún motivo deberá ejecutar los trabajos de riesgo sin el documento de permiso de trabajo con riesgo debidamente validado por personal de Operación, Mantenimiento y Seguridad Industrial y Protección Ambiental (SIPA), quien brindara la protección necesaria y que además está facultada para suspender las actividades cuando no se tengan en el área de trabajo las condiciones de seguridad requeridas, situación que deberá quedar asentada en la Bitácora indicando el personal y equipo involucrado.

El contratista debe proporcionar los frentes de trabajo necesarios para cumplir con el programa propuesto, mismos que podrán crecer en función de las necesidades de PEP, lo cual significa que el contratista deberá tener suficiente capacidad para incrementar los frentes de trabajo que sean necesarios en forma simultánea para atender las órdenes que se generen. En caso de disminuir los frentes de trabajo, PEP notificara con la oportunidad debida para que se retire el equipo y personal que no sean necesarios.

El contratista deberá entregar diariamente al supervisor de obra de PEP los reportes de campo de los trabajos ejecutados por concepto de trabajo, para los conceptos de trabajo que incluyan refacciones y/o equipos de instalación permanente deberá anexar reporte fotográfico con fotografías digitales fechadas de cada una de las etapas de las actividades antes, durante y después de terminar el trabajo, dichas fotografías deberán ser tomadas desde el mismo ángulo, orientación y distancia.

El contratista deberá entregar mensualmente al residente de obra de PEP, informes de cada ducto en tratamiento y evaluación, que incluya lo siguiente: dosificación del inhibidor en litros por día, ajustes a la dosificación efectuados y motivo que lo originó, consumos de inhibidor mensual, tiempo de operación de los sistemas de inyección durante el mes, causas y tiempo fuera de operación, condiciones de operación de la bomba (Emboladas por minuto, diámetro del pistón, tamaño de la carrera, tiempo fuera de operación), reparaciones y/o mantenimiento efectuados al sistema, dichos informes deberán entregarse impresos a color firmados por el Superintendente del contratista y el supervisor de P.E.P., así como, en archivos electrónicos, formato Excel 2007 o superior.

Además, los reportes establecidos se deberán de anexar a las estimaciones respectivas, si el contratista no entrega el reporte correspondiente, no se pagará el concepto de obra.







DESCRIPCIÓN DEL

SERVICIO:


El contratista deberá considerar en sus costos indirectos las pruebas de eficiencia de por cada lote de inhibidor que suministre a PEP, así como también lo referente a las calificaciones y certificación de los procedimientos de soldadura y calificación de soldadores.Instalación de niples de acceso de 2”Ø:Una vez seleccionado el punto que indique la supervisión, se deberá calibrar el espesor y realizar un barrido de 50 cm. de longitud, en la parte superior del ducto de las 9:00 a las 3:00 horas técnica en sentido de las manecillas del reloj, para determinar la sanidad de la tubería; la calibración de espeso y el barrido las deberá realizar un técnico en ultrasonido nivel II, con un equipo de ultrasonido DM2E o DM3 marca Krautkramer Branson ó similar.Los niples de inyección serán soldados en la parte superior de la tubería en la posición de las 12:00 horas técnicas, La superficie del ducto donde se vaya a soldar el niple cosasco se deberá limpiar con cepillo eléctrico para que la soldadura de filete entre la superficie del ducto y el niple presente un buen fondeo.La soldadura de filete a realizar en la colocación del niple con el ducto deberá cumplir con la especificación de la norma NRF-030-PEMEX-2009, la cual se debe llevar a cabo por un operario especialista soldador, el cual debe utilizar maquina de soldar de 300 amp y electrodos de bajo contenido de hidrogeno E6010 para fondeo y E7018 para el relleno.Para ductos de servicio no amargo, la calificación de los procedimientos de soldadura debe cumplir con lo establecido en el API STANDARD 1104 o equivalente.Para el caso de ductos de servicio amargo y trampas de diablos, la calificación de los procedimientos de soldadura deberá cumplir con lo establecido en el Código ASME Sección IX y a la sección 7.3.3, Parte 2 de la NACE MR 0175/ISO 15156-2 o equivalente. El procedimiento que se utilice para la operación de soldadura en el ducto debe ser calificado y certificado, mediante pruebas destructivas y no destructivas, para asegurar que las soldaduras tengan propiedades mecánicas apropiadas para la tubería y accesorios, conforme a lo establecido en la NRF-020-PEMEX-2005.Las pruebas destructivas realizadas a los especímenes de las probetas del procedimiento a calificar deben estar realizadas por un laboratorio de pruebas reconocido por la “EMA” u otra entidad de acreditación reconocida por el gobierno de México, cuyo costo se deberá considerar en los costos indirectos. El niple deberá estar nivelado en forma perpendicular al tubo de tal manera que forme un ángulo recto, uno con respecto a otro. Deberá cumplir con los estándares soldables a tope ANSI-B16.9. El contratista deberá presentar la documentación que acredite que el soldador está calificado (Registro de calificación de Soldadura). Lo cual debe incluir como mínimo los resultados de las pruebas no destructivas de la calificación, y la documentación del personal que califica al soldador. El personal que evalué los resultados de las pruebas no destructivas debe estar calificado con nivel II en el ensayos no destructivos (líquidos penetrantes y ultrasonido de haz angular) de acuerdo a la ASNT-TC1A o equivalente.

Instalación de refuerzo en el niple de acceso de 2”Ø.







DESCRIPCIÓN DEL

SERVICIO:


Se instalarán silletas de fabrica alrededor del niple Cosasco, ya previamente soldado el niple Cosasco en el ducto como refuerzo para cualquier movimiento mecánico que se realice a este, estando estas en función al diámetro del ducto donde se haya colocado el niple Cosasco, las cuales deben de cumplir con las especificaciones API. Siempre y cuando aplique de acuerdo a las disposiciones de seguridad industrial.

Inspección y prueba hidrostática de soldadura del niple cosasco.Después de haber efectuado la soldadura del niple Cosasco y previo a la horadación del ducto, el contratista hará la inspección y prueba a la soldadura mediante métodos no destructivos, los cuales deberán cumplir con lo estipulado en la última edición NRF-030-PEMEX-2009, La inspección de la soldadura la deberá realizar un técnico nivel II en ensayos no destructivos, con líquidos penetrantes y ultrasonido de haz angular.La prueba hidrostática del niple cosasco, la deberá realizar un operario especialista diversos oficios, utilizando el equipo Hidro-Tap Cosasco, con un tiempo de duración mínimo de 15 minutos y presentar un reporte de la prueba hidrostática.

Horadación de tubería a través del niple cosasco instalado.Después de haber aprobado el proceso de soldadura en el niple Cosasco, sé procederá a realizar la perforación con el equipo Hot-Tap marca Cosasco o similar por un operario especialista diversos oficios. Utilizar un limpiador o escáreador de rebaba de soldadura un machuelo de 1 1/8”Ø para limpiar las cuerdas interiores del niple Cosasco de cualquier rebaba de soldadura que se encuentre adherida. Barrena de 6 dientes marca Cosasco ó similar para una horadación de aproximadamente 0.250” y Barrena de 4 dientes Marca Cosasco ó similar para terminar de hacer la perforación.Al terminar de horadar se procederá a retirar este equipo, colocando la válvula de servicio de 2”Ø Marca Cosasco ó similar abriendo en su totalidad esta previamente de haber retirado el cuerpo del hot-tap. Posteriormente se procederá a colocar el Retriever marca Cosasco ó similar (recuperador) para poder extraer el tapón barrena.Posteriormente de esta actividad se procede a usar machuelo o escariador de 1 1/8”Ø., adaptado al mandril del equipo recuperador para limpiar las cuerdas interiores del niple Cosasco para asegurarnos que no se vaya entrerrosca el tapón con el niple Cosasco, debido a las rebabas del tubo con el tapón y el niple Cosasco, después, se procederá a la instalación del tapón cosasco, el adaptador, tubo y atomizador de inyección para gas (Head) o aceite (Quill) de 1/4” NPT. El contratista deberá suministrar todos los equipos necesarios, mano de obra y materiales para la instalación del niple Cosasco, perforación de la tubería, instalación del adaptador, tubo, atomizador de inyección, etc. El contratista antes de iniciar esta actividad deberá presentar certificado de calidad de origen del fabricante de todos los materiales que proporcione y certificado de calibración de los equipos que utilice para realizar los trabajos el cual debe estar actualizado.







DESCRIPCIÓN DEL

SERVICIO:


Todos los trabajos de soldadura deberán contar con el permiso de trabajo peligroso, firmado por el supervisor de obra de PEMEX y Seguridad Industrial.

X ÓRDENES DE TRABAJO.Para la ejecución de los trabajos objeto de la obra, el Contratista se sujetará a las órdenes de trabajo, que serán emitidas en cantidades suficientes para dar cumplimiento a lo programado en el anexo (DTE-10) por los supervisores de Obra de PEP (por cada periodo mensual) cada orden tendrá en periodo de tiempo especifico y tendrán las siguientes características:

Las fechas de inicio y terminación que se requieran, considerando las condiciones topográficas.

Permisos de paso por afectaciones. Tiempos marcados en todas aquellas actividades que afecten a la ejecución de los

trabajos. Los programas parciales serán firmados en forma conjunta entre el Residente de

Obra de PEP y el Superintendente de Construcción encargado de los trabajos por el Contratista para su aplicación.

El contratista se obliga a efectuar las actividades de esta obra mediante órdenes de trabajo específicas, las que prevalecerán sobre el programa general de obra propuesto.

XI. SEGURIDAD Y ECOLOGÍA El contratista se obliga a cumplir con la normatividad de Seguridad de PEP, y de todas las disposiciones legales, federales estatales y municipales de carácter ambiental, así como responder por cualquier demanda, requerimiento, multa o responsabilidad instaurada en contra de PEP, como consecuencia de violaciones y/o daños ocasionados en materia de del medio ambiente derivado de los servicios objeto de los trabajos a ejecutarse.

XII. PROPIEDAD DE LA INFORMACIÓN Toda la información que se obtenga de estos trabajos es propiedad exclusiva de Pemex Exploración y Producción; por lo tanto la contratista no podrá divulgarla a través de publicaciones, informes, conferencias, artículos o cualquier otro medio sin previa autorización escrita de Pemex Exploración y Producción. El incumplimiento a esta disposición por la contratista lo hará acreedor a las sanciones que correspondan legalmente.







DESCRIPCIÓN DEL

SERVICIO:


XIII.- ALCANCES:

1. Construcción de sistemas de protección interior en ductos.ALCANCES:

1. Entregar al supervisor de obra de PEMEX Exploración y Producción, los certificados de calidad del equipo y accesorio, sin el cual no se podrán iniciar los trabajos.

2. Instalación de dos bombas de desplazamiento positivo marca Williams Modelo CPR750V400CRT, capacidad 18.9 LPH ó equivalente en diseño, calidad y especificaciones.

3. Construcción del sistema de protección interior consistente en: (incluye suministro e instalación).

4. Un niple de inyección que incluye tapón hueco y deberá tener las siguientes características: Modelo: 50-211-2-FL-G10220-1, Marca Rohrback Cosasco Systems, Inc., o similar, aprobado por PEMEX Exploración y Producción. Presión de trabajo máxima de 6000 PSI.

5. Un adaptador, un tubo y un atomizador de 1/4” NPT para gas o aceite los cuales deberán ser para un rango de presión máxima de 6000 PSI, de acero inoxidable AISI 316, especificación NACE MR0175, un rango de temperatura de –45.5ºC a 232.2ºC, Marca Rohrback Cosasco Systems, Inc. ó similar.

6. Silleta de refuerzo de fábrica para niples de inyección del mismo material de los niples. (A.I.S.I. 1020 Carbón Steel), las cuales deberán ser de acuerdo al diámetro de la tubería donde se va a instalar el niple.

7. Un tanque contenedor para almacenamiento de 1100 litros de inhibidor de corrosión, sus partes en contacto con el producto deberán estar construidas en acero inoxidable SS304 cuyas principales características serán las siguientes: Tipo Contenedor cuadrado vertical, tapa plana, fondo cónico con faldón perimetral, Capacidad: 1100 litros, Venteo tipo ganso con mata chispa, patas estructurales, patín de acero estructural con charola integrado en parte inferior del contenedor con acceso de seguridad a las bombas y accesorios de anclaje con guarda candado, registro hombre con tapa abatible y guarda candado, acceso a parte superior mediante escalera exterior, tubo de cristal graduado para medir el Nivel, Cuerpo de lámina calibre 12 de acero acero inoxidable SS304, las patas, patín y charola: APS de 1/4" x 2 1/2" de y lámina cal. 12 de Acero inoxidable SS304, Venteo de 1"Ø de acero inoxidable SS304, Registro de Medición con Cople de 1/2"Ø NPT de acero inoxidable SS304, Cople de descarga de 1 1/2"Ø NPT de acero inoxidable SS304, Escalera: Tubo de 3/4"Ø CD-30 de acero inoxidable SS304, Acabado Interior: Pintura de altos sólidos resistente a productos químicos, Acabado Exterior: Pintura retardante de flama e intumescente, Ancho: 1000 mm., Largo: 1000 mm., Altura total: 1100 mm.

8. Un separador de humedad para suministro de gas a equipo de bombeo.9. Un regulador de alta presión de 0 a 1500 PSI.10. Un manómetro de alta presión de 0 a 1500 PSI11. Un regulador de presión de aluminio, número de parte TA-171812. Un manómetro de presión de 0-35 PSI, elemento de cobre, número de parte TA-1854.13. Un check de línea de inyección de acero inoxidable, número de parte TA-67514. Siete válvulas de aguja de 1/2” O.D. X O.D. en acero inoxidable AISI 316 de 1500 PSI, entrada

hembra en ambos extremos.15. Dos válvulas de aguja de 1/4” O.D. X O.D. acero inoxidable AISI 316 para un rango de trabajo

de 1500 PSI, entrada hembra en ambos extremos.16. 36 metros de tubería 1/2”Ø de acero inoxidable 316, para una presión de trabajo de 1500 PSI.







DESCRIPCIÓN DEL

SERVICIO:


17. 36 metros de tubería 1/4”Ø de acero inoxidable 316, para una presión de trabajo de 1500 PSI.18. Diez conectores rectos de 1/2”Ø O.D. X 1/2” NPT de acero inoxidable 316, para una presión

de trabajo de 1500 PSI19. Seis conectores rectos de 1/4”Ø NPT X 1/2” O.D. de acero inoxidable 316, para una presión

de trabajo de 1500 PSI. 20. Cuatro conectores rectos de 1/4”Ø O.D. X 1/4” NPT de acero inoxidable 316, para una presión

de trabajo de 1500 PSI.21. Tres reducciones conectores de 1/2” NPT. 1/4” NPT hembra, en material ANSI 316 l para

rango de presión de trabajo 1500 PSI.22. Dos tees de 1/2"Ø OD X OD X OD, de acero inoxidable 316, para una presión de trabajo de

1500 PSI.23. Dos de tees de 1/4"Ø OD X OD X OD, de acero inoxidable 316, para una presión de trabajo

de 1500 PSI.24. Dos niples de 1/2”Ø de 15 cm. de longitud de acero inoxidable 316, para una presión de

trabajo de 1500 PSI.25. Cuatro niples de 1/4” cuerda N.P.T. en extremos material AISI 316, para presión de trabajo de

1500 PSI26. Elaborar y entregar reporte de acuerdo con lo indicado el apartado de reportes.27. El contratista será responsable de que los materiales faltantes utilizados para la reubicación

y/o modificación de los sistemas de inyección de inhibidor de corrosión cumplan con la especificación requerida composición del material, rango de temperatura y presión, diámetro, etc., al igual que la calidad de los mismos

28. Limpieza general al área de trabajo

2 Construcción de sistemas de evaluación de corrosión interior en ductos.ALCANCES:

1. Tramitar la orden de trabajos peligrosos.1. Entregar al supervisor de obra de PEMEX Exploración y Producción, los certificados de

calidad del equipo y accesorio.2. Construcción del sistema de evaluación de corrosión interior consistente en: (incluye

suministro e instalación).3. Soldadura de filete de un niple de evaluación que incluye tapón sólido y deberán tener las

siguientes características: Modelo: 50-111-2-FL-G10220-1, Marca Rohrback Cosasco Systems, Inc., o similar, aprobado por PEMEX Exploración y Producción, Presión de trabajo máxima de 6000 PSI. Incluye silleta de refuerzo de fábrica para niples de inyección del mismo material de los niples. (A.I.S.I. 1020 Carbón Steel), las cuales deberán ser de acuerdo al diámetro de la tubería donde se va a instalar el niple. Incluye: Prueba hidrostática del niple con equipo Hidrotap, Horadación del niple con el equipo Hot tap y Un de niple de acero inoxidable de 1/2 “Ø x 15 cm de longitud cédula 80.

4. Soldadura de filete de la silleta de refuerzo de fábrica para niples de inyección del mismo material de los niples. (A.I.S.I. 1020 Carbón Steel), las cuales deberán ser de acuerdo al diámetro de la tubería donde se va a instalar el niple. Una válvula de compuerta de 1/2 “Ø roscada, con cuerpo y bonete de acero inoxidable aisi 316, para presión de trabajo de 1500 PSI.

5. Instalación de portatestigo ajustable para cupón circular rasante modelo 6202-ADJS marca Cosasco o similar en diseño, especificación y calidad.

6. Instalación del cupón testigo las cuales deberán ser de acero al carbón SAE 1018 con una densidad de 7.86 gr./cm³, asimismo, deberá suministrar un kit de aisladores estándar de teflón







DESCRIPCIÓN DEL

SERVICIO:


que incluye los tornillos y aislantes (No. de parte 208620). 7. Los testigos de corrosión deberan cumplir con lo establecido en la NRF-194-PEMEX-2007

“Testigos y probetas corrosimétricas”.8. Los testigos corrosimétricos de forma circular, se deberán colocar rasantes o a diferentes

alturas mediante un arreglo múltiple, en el interior de los ductos, tener diámetro exterior de 31,75 mm (1,25 pulgada), espesor de 3,18 mm (0,125 pulgada), con un orifico circular central achaflanado para montaje rasante o recto para múltiple, cuyo diámetro debe ser de 7,92 mm (0,312 pulgada) cuando sea achaflanado y 12.5 mm (0.500 pulgada) para el caso del orificio recto y un área superficial expuesta de 1613,0 mm2 (2,5 pulgada2) para achaflanado y 2406,8 mm (3,731 pulgada) para orificio recto. Estas dimensiones no deben tener variaciones mayores a ±0,3 mm (0,011811 pulg). El área expuesta, para cada testigo, se debe indicar en su empaque individual y el fabricante debe precisar el área superficial expuesta que debe ser usada para calcular la velocidad de corrosión, en valores de hasta cuatro (4) cifras decimales.

9. La superficie de los testigos corrosimétricos debe estar completamente limpia, libre de óxidos, grasa, humedad o cualquier otro contaminante que pueda causar interferencia en las mediciones de la velocidad de corrosión evaluada por diferencia de peso.

10. Además, los testigos no deben presentar imperfecciones superficiales con la finalidad de que no se tengan zonas activas las cuales favorezcan la corrosión localizada y por tanto velocidades de corrosión altas que no sean representativas del índice de evaluación.

11. Éste tipo de testigos deben tener dos orificios circulares para montaje que pueden ser rectos o achaflanados, con un diámetro de 7,92 mm (0,312 pulgada). Estas dimensiones no deben tener variaciones mayores a ±0,3 mm (0,011811 pulg) y para cada uno en su empaque individual, el fabricante debe precisar el área superficial expuesta que debe ser usada para calcular la velocidad de corrosión, en valores de hasta cuatro (4) cifras decimales.

12. Estos testigos corrosimétricos para facilitar su rastreo, deben tener un número de serie o identificación marcado con letra de golpe en una parte de la superficie del mismo que no forme parte del área superficial expuesta al medio corrosivo.

13. La contratista proporcionará a PEP los testigos gravimétricos para obtener el peso inicial de los mismos.

14. Previo a la colocación del cupón testigo, el contratista en presencia de una tercería designada por PEMEX, deberá registrar la siguiente información: número de identificación del cupón, peso inicial, fecha de instalación, ubicación y localización del cupón testigo en el sistema.

15. Para efectuar los trabajos de instalación de portatestigos y testigos el contratista deberá utilizar un equipo retriver marca cosasco con las características de acuerdo al diámetro y a la localización del niple de evaluación y una válvula de servicio de 2”Ø para una presión de trabajo de 3000 PSI compatible con el equipo retriver.

16. Elaborar y entregar reporte de acuerdo con lo indicado el apartado de reportes.17. Limpieza general al área de trabajo

3 Rehabilitación tipo I de sistemas de protección interior de ductosALCANCES

1. Tramitar la orden de trabajos peligrosos.2. Para efectuar estos trabajos el contratista deberá contar con equipo de relevo propio, ya que

por ningún motivo deberá suspender la inyección de inhibidor de corrosión.3. Entregar al residente de obra de PEMEX Exploración y Producción, los certificados de

calidad de las partes suministradas, sin el cual no se podrán iniciar los trabajos.4. Sustitución del diafragma moldeado de Buna-N, número de parte TC-2128.5. Sustitución del juego de empaques para el pistón 1/2”Ø de Buna-N, número de parte TA-







DESCRIPCIÓN DEL

SERVICIO:


09596. Sustitución de el empaque de la válvula piloto de fibra, numero de parte TA-00587. Sustitución del perno de acero para ajuste de carrera del pistón, Número de parte TA-0290.8. Instalar nuevamente el equipo de bombeo y realizar las pruebas de operación necesarias

para evitar fugas y derrames.9. El Contratista deberá realizar los ajustes necesarios al equipo de bombeo, con la finalidad de

dosificar correctamente el volumen de inhibidor, de acuerdo a la concentración en ppm recomendada para cada ducto

10. Entregar al supervisor de obra de PEMEX Exploración y Producción, la refacción retirada.11. Limpieza general al área de trabajo.

4 Rehabilitación tipo II de sistemas de protección interior de ductosALCANCES



calidad de las partes suministradas, sin el cual no se podrán iniciar los trabajos.4. Sustitución del plato de diafragma, número de parte TB-0438.5. Sustitución de la línea de ensamble de asiento superior de acero inoxidable 303, número de

parte TB-1193.6. Sustitución del émbolo de 1/2”Ø de 17-4 PH, número de parte TA-1876.7. Sustitución de la válvula de escape de gas de Níquel-Plata-Cobre, número de parte TA-

2489.8. Sustitución del regulador de presión de aluminio, número de parte TA-1718.9. Sustitución del manómetro de presión de 0-35 PSI, elemento de cobre, número de parte TA-

185410. Sustitución del check de línea de inyección de acero inoxidable, número de parte TA-675.11. Sustitución del vástago de empuje de acero, número de parte TB-0444.12. Sustitución del vástago adaptador de acero, número de parte TB-044713. Sustitución del perno de ajuste de carrera del pistón de acero, número de parte TA-1828.14. Sustitución del resorte del retorno, de aleación C.S. Zinc Pl., número de parte TA-1821.15. Sustitución del resorte de acero inoxidable para válvula check, número de parte TA-0391.16. Sustitución del resorte de la válvula piloto de acero inoxidable, número de parte TA-007717. Sustitución del resorte de estribo de acero, número de parte TA-182018. Sustitución del perno de ensamble de vástago y pistón del pistón de acero, número de parte

TA-182819. Sustitución del empaque de Buna-N, número de parte TA-1546.20. Sustitución de cuatro tornillos mariposa de aleación de acero-cadmio-platino, número de

parte. P86-025075-0200.21. Limpieza manual con rasqueta lija y cepillo de alambre y limpieza química con solvente

(thiner) al equipo de bombeo y bases de las bombas para eliminar oxido, pintura o cualquier otro material extraño.

22. Aplicación del sistema de recubrimiento anticorrosivo al equipod e bombeo, de acuerdo a lo establecido en las NRF-004-PEMEX-2003 y NRF-009-PEMEX-2004, Primario RP-6 y Acabado RA-28, color verde-302.

23. Aplicación del sistema de recubrimiento anticorrosivo a los sistemas de inyección. (Bases, depósitos y accesorios) de acuerdo a lo establecido en las NRF-004-PEMEX-2003 y NRF-







DESCRIPCIÓN DEL

SERVICIO:


009-PEMEX-2004, Primario RP-6, Acabado y RA-28 verde-302; 24. En los depósitos deberán rotularse la siguiente información: Nombre y tipo del inhibidor

utilizado, rombo de seguridad, logotipo de PEP, Nombre del Ducto, Origen y Destino, esta actividad se deberá ejecutar de acuerdo con lo establecido en la especificación P.3.0403.01 edición 2007

25. Limpieza y aplicación de esmalte alquidálico RA-20 en pisos y bases de concreto para delimitar el área del sistema (en color que la supervisión indique).

26. Instalar nuevamente el equipo de bombeo y realizar las pruebas de operación necesarias para evitar fugas y derrames.

27. El Contratista deberá realizar los ajustes necesarios al equipo de bombeo, con la finalidad de dosificar correctamente el volumen de inhibidor, de acuerdo a la concentración en ppm recomendada para cada ducto


5 Rehabilitación tipo III de sistemas de protección interior de ductosALCANCES



calidad de las partes suministradas, sin el cual no se podrán iniciar los trabajos.4. Sustitución del cabezote inyector 1/2”Ø, número de parte TC-1584..5. Sustitución de la válvula Piloto con cuerpo hierro moldeado, número de parte TB-0446.6. Instalar nuevamente el equipo de bombeo y realizar las pruebas de operación necesarias

para evitar fugas y derrames.7. El Contratista deberá realizar los ajustes necesarios al equipo de bombeo, con la finalidad de

dosificar correctamente el volumen de inhibidor, de acuerdo a la concentración en ppm recomendada para cada ducto


6 Rehabilitación a sistemas de evaluación de corrosión interior de ductos.ALCANCES

2. Tramitar la orden de trabajos peligrosos.3. Para efectuar estos trabajos el contratista deberá utilizar un equipo retriver marca cosasco

con las características de acuerdo al diámetro y a la localización del niple de evaluación y una válvula de servicio de 2”Ø para una presión de trabajo de 3000 PSI compatible con el equipo retriver.

4. Entregar al residente de obra de PEMEX Exploración y Producción, los certificados de calidad de las partes a sustituir.

5. Sustitución de tapón sólido No. de parte 550000-1-1 marca Cosasco o similar en diseño, especificación y calidad Sustitución de portatestigo ajustable para cupón circular rasante modelo 6202-ADJS marca Cosasco o similar en diseño, especificación y calidad.

6. Sustitución de válvula de compuerta de 1/2”Ø roscada, con cuerpo y bonete de acero AISI 316, para presión de trabajo de 1500 PSI.







DESCRIPCIÓN DEL

SERVICIO:


7. Sustitución de portatestigo ajustable para cupón circular rasante modelo 6202-ADJS marca Cosasco o similar en diseño, especificación y calidad.

8. Sustitución del cupón testigo las cuales deberán ser de acero al carbón SAE 1018 con una densidad de 7.86 gr./cm³, asimismo, deberá suministrar un kit de aisladores estándar de teflón que incluye los tornillos y aislantes (No. de parte 208620).

9. Los testigos de corrosión deberan cumplir con lo establecido en la NRF-194-PEMEX-2007 “Testigos y probetas corrosimétricas”.

10. Los testigos corrosimétricos de forma circular, se deberán colocar rasantes o a diferentes alturas mediante un arreglo múltiple, en el interior de los ductos, tener diámetro exterior de 31,75 mm (1,25 pulgada), espesor de 3,18 mm (0,125 pulgada), con un orifico circular central achaflanado para montaje rasante o recto para múltiple, cuyo diámetro debe ser de 7,92 mm (0,312 pulgada) cuando sea achaflanado y 12.5 mm (0.500 pulgada) para el caso del orificio recto y un área superficial expuesta de 1613,0 mm2 (2,5 pulgada2) para achaflanado y 2406,8 mm (3,731 pulgada) para orificio recto. Estas dimensiones no deben tener variaciones mayores a ±0,3 mm (0,011811 pulg). El área expuesta, para cada testigo, se debe indicar en su empaque individual y el fabricante debe precisar el área superficial expuesta que debe ser usada para calcular la velocidad de corrosión, en valores de hasta cuatro (4) cifras decimales.







17. Para efectuar los trabajos de instalación de portatestigos y testigos el contratista deberá utilizar un equipo retriver marca cosasco con las características de acuerdo al diámetro y a la localización del niple de evaluación y una válvula de servicio de 2”Ø para una presión de trabajo de 3000 PSI compatible con el equipo retriver.

18. Sustitución de guardarosca de polycarbonato (No. de parte 206436) marca Cosasco o similar en diseño, especificación y calidad

19. Entregar al supervisor de obra de PEMEX Exploración y Producción, la partes sustituidas.20. Limpieza general al área de trabajo.







DESCRIPCIÓN DEL

SERVICIO:


7 Modificación a sistemas de protección interior de ductos.

ALCANCES1. Para la reubicación y/o modificación de algún sistema protección interior de ductos, el

Supervisor de Obra de Pemex-Exploración y Producción le notificará al contratista para que proceda a desmantelarlo y movilizarlo (Sacándolo previamente de operación) y lo reinstalará en el sitio indicado, procurando tener los tanques vacíos, de no ser así será necesario efectuar el traslado de los tanques con la debida precaución o en su caso vaciarlos provisionalmente a otro contenedor. Antes de reubicar, instalar y nivelar el sistema de protección interior, deberá proporcionarse mantenimiento general a la bomba, limpiarse y además se procederá a restaurar el área de la anterior ubicación.

2. Sustitución de cuatro válvulas de aguja de 1/2” O.D. X O.D. en acero inoxidable AISI 316 de 1500 PSI, entrada hembra en ambos extremos.

3. Sustitución de dos válvulas de aguja de 1/4” O.D. X O.D. acero inoxidable AISI 316 para un rango de trabajo de 1500 PSI, entrada hembra en ambos extremos.

4. Sustitución de 12 metros de tubería 1/2”Ø de acero inoxidable 316, para una presión de trabajo de 1500 PSI.

5. Sustitución de 12 metros de tubería 1/4”Ø de acero inoxidable 316, para una presión de trabajo de 1500 PSI.

6. Sustitución de diez conectores rectos de 1/2”Ø O.D. X 1/2” NPT de acero inoxidable 316, para una presión de trabajo de 1500 PSI

7. Sustitución de cuatro conectores rectos de 1/4”Ø NPT X 1/2” O.D. de acero inoxidable 316, para una presión de trabajo de 1500 PSI.

8. Sustitución de cuatro conectores rectos de 1/4”Ø O.D. X 1/4” NPT de acero inoxidable 316, para una presión de trabajo de 1500 PSI.

9. Sustitución de tres reducciones conectores de 1/2” NPT. 1/4” NPT hembra, en material ANSI 316 L para rango de presión de trabajo 1500 PSI.

10. Sustitución de dos tees de 1/2"Ø OD X OD X OD, de acero inoxidable 316, para una presión de trabajo de 1500 PSI.

11. Sustitución de dos de tees de 1/4"Ø OD X OD X OD, de acero inoxidable 316, para una presión de trabajo de 1500 PSI.

12. Los cortes se deberán realizar con cortadora manual de tubbing de 1/4” a 1/2” Ø13. Se deberá utilizar una dobladora de tubbing de 1/4” y 1/2” Ø, para realizar los dobleces.14. Elaborar y entregar reporte de acuerdo con lo indicado en el Anexo “B”. incluyendo un

isométrico del sistema el cual entregará al supervisor de obra de P.E.P.15. Limpieza general al área de trabajo16. El gas de alimentación debe tener un filtro separador de condensados antes de alimentar la

bomba.17. El contratista será responsable de que los materiales utilizados para la reubicación y/o

modificación de los sistemas de protección interior de ductos cumplan con la especificación requerida composición del material, rango de temperatura y presión, diámetro, etc., al igual que la calidad de los mismos.

8Mantenimiento Interior a gasoductos con Inhibidor de corrosión para ambientes amargos.

9Mantenimiento Interior a gasoductos con Inhibidor de corrosión para ambientes dulces.







DESCRIPCIÓN DEL

SERVICIO:


10Mantenimiento Interior a oleoductos con Inhibidor de corrosión para ambientes amargos

11Mantenimiento Interior a oleoductos con Inhibidor de corrosión para ambientes dulces.

12Mantenimiento Interior a oleogasoductos con Inhibidor de corrosión para ambientes amargos.

13Mantenimiento Interior a oleogasoductos con Inhibidor de Corrosión para ambientes dulces.

14 Mantenimiento Interior a salmueroductos con Inhibidor de CorrosiónALCANCES:

1. Presentar el certificado de calidad emitido por un laboratorio acreditado en términos de la Ley Federal Sobre Metrología y Normalización por cada nuevo lote de inhibidor a suministrar.(Incluir los costos en sus indirectos)

2. Proporcionar las facilidades necesarias a PEP, para que a través de terceros (IMP, IPN, Etc) se realicen los muestreos y análisis de control de calidad.

3. Suministrar el inhibidor de corrosión de acuerdo a la marca y tipo recomendado para cada ducto en tratamiento, en cantidades suficientes para que los sistemas de inyección no dejen de operar por falta de inhibidor.

4. Mantener en sus inventarios las reservas necesarias de cada inhibidor de corrosión, a fin de no interrumpir la inyección por escasez del mismo.

5. Transporte y distribución del Inhibidor a los sistemas de inyección en camioneta redilas de 3 toneladas.

6. Trasegar con bombas manuales al depósito de cada sistema de inyección, el inhibidor de corrosión propuesto evitando derrames.

7. El contratista deberá realizar los ajustes necesarios al equipo de inyección, con la finalidad de dosificar correctamente el volumen de inhibidor de corrosión, de acuerdo a la concentración en ppm recomendada para cada ducto.

8. Limpieza en general del área (Incluye desmanchado del depósito y el piso).9. Entregar el reporte de las actividades realizadas indicando el nombre del sistema de inyección,

la ubicación técnica del ducto, la marca, tipo, número de lote y cantidad suministrada a cada sistema de inyección.

Nota: PEP, instruirá el ajuste de la dosificación de inhibidor de acuerdo con los resultados de las velocidades de corrosión obtenidas y resultados de los análisis fisicoquímicos, durante el desarrollo de la presente obra y la contratista deberá acatar dichas instrucciones.

15Inspección a sistemas de protección interior de ductos, con equipo de bombeo neumático y/o eléctrico, incluye la sustitución de O-rings.

ALCANCES1. Tramitar la orden de trabajos peligrosos.2. Verificar las condiciones de operación de la bomba de inyección de inhibidores3. Verificar la presión en la línea de gas o aire o en su caso el suministro de energía eléctrica.

incluyendo conexiones, válvulas y accesorios en general.4. Inspección y calibración de los reguladores.5. Revisar la succión y descarga de la bomba.6. Suministrar y cambiar los tres O-rings, los de succión, descarga y el check de la línea de

inyección, No. de parte TA-2580.







DESCRIPCIÓN DEL

SERVICIO:


7. Verificar que la línea de inhibidor quede libre de aire.8. Verificar que no exista fuga de inhibidor por el prensa-estopas.9. Suministrar 700 ml de aceite lubricante no detergente SAE 30 W.T. en el compartimiento

donde está el resorte de paleta y llenar hasta el fondo de la barra TA-444. Cada dos meses.10. El contratista, deberá realizar los ajustes necesarios al equipo de inyección, con la finalidad de

dosificar correctamente el volumen de inhibidor de corrosión, de acuerdo a la concentración en ppm recomendada para cada ducto.

11. Verificar la existencia de inhibidor en el depósito para garantizar que el nivel no esté por debajo del 50%.

12. Limpieza a los sistemas de inyección de inhibidor de corrosión (libres de grasa y de manchas causadas por derrames, etc.)

13. Elaborar y entregar reporte14. Frecuencia: Mensual.

16Inspección a sistemas de protección interior de ductos, con equipo de bombeo neumático y/o eléctrico, sin sustitución de O-rings.

ALCANCES1. Tramitar la orden de trabajos peligrosos.2. Verificar las condiciones de operación de la bomba de inyección de inhibidores3. Verificar la presión en la línea de gas o aire o en su caso el suministro de energía eléctrica.

incluyendo conexiones, válvulas y accesorios en general.4. Inspección y calibración de los reguladores.5. Revisar la succión y descarga de la bomba.6. Verificar que la línea de inhibidor quede libre de aire.7. Verificar que no exista fuga de inhibidor por el prensa-estopas.8. Suministrar 700 ml de aceite lubricante no detergente SAE 30 W.T. en el compartimiento

donde está el resorte de paleta y llenar hasta el fondo de la barra TA-444. Cada dos meses.9. El contratista, deberá realizar los ajustes necesarios al equipo de inyección, con la finalidad de

dosificar correctamente el volumen de inhibidor de corrosión, de acuerdo a la concentración en ppm recomendada para cada ducto.

10. Verificar la existencia de inhibidor en el depósito para garantizar que el nivel no esté por debajo del 50%.

11. Limpieza a los sistemas de inyección de inhibidor de corrosión (libres de grasa y de manchas causadas por derrames, etc.)

12. Elaborar y entregar reporte13. Frecuencia: Semanal.

17Retiro e instalación de testigo circular medidas 1 1/4"Ø X 1/8” espesor, en el interior de los ductos.

18Retiro e instalación de testigo rectangular medidas 2 7/8” X 7/8” X 1/8”, en el interior de los ductos

19Retiro e instalación de probeta de resistencia eléctrica modelo 4700-F10-K03005-1.25 Marca Rohrbarck Cosasco ó similar, en el interior de los ductos

20Retiro e instalación de probeta de resistencia eléctrica modelo 4700-F20-K03005-1.25 Marca Rohrbarck Cosasco ó similar, en el interior de los ductos







DESCRIPCIÓN DEL

SERVICIO:


ALCANCES:1. Tramitar la orden de trabajos peligrosos.2. El contratista suministrará el cupón testigo las cuales deberán ser de acero al carbón SAE

1018 con una densidad de 7.86 gr./cm³ Marca COSASCO ó similar en diseño, especificaciones y calidad. Asimismo, deberá suministrar un kit de aisladores estándar de teflón que incluye los tornillos y aislantes (No. de parte 208620).

3. Los testigos de corrosión deberán cumplir con lo establecido en la NRF-194-PEMEX-2007 “Testigos y probetas corrosimétricas”

4. Los testigos corrosimétricos de forma rectangular para evaluaciones en campo, deben tener las dimensiones que a continuación se indican, Largo 73,0 mm (2,875 pulgada), ancho 22,2 mm (0,875 pulgada) y espesor 3,18 mm (0,125 pulgada) y un área superficial expuesta de 3354,83 mm2 (5,2 pulgada2).

5. Los testigos corrosimétricos de forma circular, se deberán colocar rasantes o a diferentes alturas mediante un arreglo múltiple, en el interior de los ductos, tener diámetro exterior de 31,75 mm (1,25 pulgada), espesor de 3,18 mm (0,125 pulgada), con un orifico circular central achaflanado para montaje rasante o recto para múltiple, cuyo diámetro debe ser de 7,92 mm (0,312 pulgada) cuando sea achaflanado y 12.5 mm (0.500 pulgada) para el caso del orificio recto y un área superficial expuesta de 1613,0 mm2 (2,5 pulgada2) para achaflanado y 2406,8 mm (3,731 pulgada) para orificio recto. Estas dimensiones no deben tener variaciones mayores a ±0,3 mm (0,011811 pulg). El área expuesta, para cada testigo, se debe indicar en su empaque individual y el fabricante debe precisar el área superficial expuesta que debe ser usada para calcular la velocidad de corrosión, en valores de hasta cuatro (4) cifras decimales.







12. Los trabajos de retiro e instalación de testigos y probetas los deberá realizar un operario especialista diversos oficios, mediante un equipo Retriver marca cosasco con las características de acuerdo al diámetro y a la localización del niple de evaluación y una válvula de servicio de 2”Ø para una presión de trabajo de 3000 PSI compatible con el equipo Retriver, dicho cupón testigo deberá trasladarse al laboratorio donde la Tercería designada







DESCRIPCIÓN DEL

SERVICIO:


por PEMEX Exploración y Producción realizará las actividades de limpieza, evaluación y reporte respectivo.

13. El contratista deberá suministrar (cada dos evaluaciones) los empaques del tapón sólido, Marca Rohrback Cosasco Systems Inc, ó similar que consiste en el o’ring de vitón (no. de parte 551022-1) y un empaque primario de teflón (No. de parte 551003-1), estos empaques y o’ring dañados deberán ser entregados al supervisor de obra de PEMEX Exploración-Producción, el contratista deberá lavar y limpiar los tapones sólidos una vez retirado y verificar su buen estado, en caso de ser necesario deberá machuelear el niple cosasco.

14. Sé procederá a montar el cupón testigo suministrado en el portatestigo y con el mismo equipo mencionado para el retiro se instalará dicho cupón testigo en el interior del ducto.

15. Una vez colocado el tapón sólido el contratista deberá proteger con grasa la rosca exterior del niple de acceso y colocar nuevamente el guardarosca en el niple.

16. Durante todo el proceso, tanto de retiro como de instalación, el manejo de los cupones testigo se hará cuidadosamente para prevenir contaminantes en la superficie del cupón utilizando guantes desechables. Asimismo los cupones a instalar y los recuperados deberán trasladarse en desecadores portátiles.

17. En caso de que por una mala operación del técnico del equipo retriever se llegará a amarrar el tapón Cosasco en el niple de acceso será responsabilidad del contratista dejar colocada la válvula de servicio, así mismo serán por cuenta del contratista los gastos de operación (libranzas) que se tengan que hacer para poder recuperar este equipo.

18. Para el caso de la probeta de resistencia eléctrica el elemento metálico de la probeta será de acero al carbón SAE 1018 para la sensibilidad tomar como base una vida útil de un año (la probeta deberá ser de forma fija y sellada), instalación/retiro de la probeta (usar tapón hueco), conexión del cable de comunicación con el “RDC”, conexión de MATE II con RDC, programación de y/o verificación de RDC para el buen funcionamiento y recolección de datos y elaborar y entregar reportes de acuerdo con lo establecido en el Anexo “B”.

Responsable Técnico:

Ing. Armando de Jesús Brito MohenoF- 204160

Subgcia. Mantto. Ductos y Vías de Acceso

05 Anexo B (1)

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