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SUBDIRECCIÓN DE SERVICIOS A PROYECTOS
SUBCOMITÉ TÉCNICO DE NORMALIZACIÓN
ESPECIFICACIÓN TÉCNICA INTERNA PARA PROYECTO DE
OBRAS
DISEÑO DE LÍNEAS SUBMARINAS EN EL GOLFO
DE MÉXICO
P.2.0722.03:2015
SEGUNDA EDICIÓN
Agosto 2015
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DISEÑO DE LÍNEAS SUBMARINAS
EN EL GOLFO DE MÉXICO
Segunda Edición
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PREFACIO
Esta Especificación Técnica se realizó en atención y cumplimiento a:
 Estatuto Orgánico de Petróleos Mexicanos
 Estatuto Orgánico de Pemex Exploración y Producción
 Políticas y Lineamientos para Procura de Abastecimiento
 Disposiciones Generales de Contratación para Petróleos Mexicanos y sus Empresas Productivas
Subsidiarias
En la elaboración de esta Especificación Técnica participaron:
Pemex Exploración y Producción (PEP).
Petróleos Mexicanos.
Participantes externos:
Instituto Mexicano del Petróleo (IMP).
Supervisión y Desarrollo de Proyectos Marinos, S.A. de C.V.
Sacmag de México, S.A. de C.V.
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DISEÑO DE LÍNEAS SUBMARINAS
EN EL GOLFO DE MÉXICO
Segunda Edición
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Página
ÍNDICE DE CONTENIDO
0.
Introducción ..............................................................................................................................
7
1.
Objetivo......................................................................................................................................
7
2.
Alcance ......................................................................................................................................
7
3.
Campo de aplicación ................................................................................................................
7
4.
Actualización .............................................................................................................................
8
5.
Referencias ...............................................................................................................................
8
6.
Definiciones ..............................................................................................................................
9
7.
Símbolos y Abreviaturas..........................................................................................................
13
8.
Desarrollo ..................................................................................................................................
14
8.1
Diseño de Ductos Submarinos ..............................................................................................
14
8.1.1
Criterios de diseño .................................................................................................................
14
8.1.1.1
Información que debe entregar Pemex .................................................................................
14
8.1.1.2
Bases de diseño ....................................................................................................................
15
8.1.1.3
Selección de la ruta ...............................................................................................................
15
8.1.1.4
Estudios Geofísicos y Geotécnicos .......................................................................................
15
8.1.1.5
Materiales ..............................................................................................................................
16
8.1.1.5.1
Tubo.......................................................................................................................................
16
8.1.1.5.2
Accesorios .............................................................................................................................
16
8.1.1.6
Solicitaciones .........................................................................................................................
16
8.1.1.6.1
Presión...................................................................................................................................
16
8.1.1.6.2
Cargas vivas ..........................................................................................................................
16
8.1.1.6.3
Cargas muertas .....................................................................................................................
16
8.1.1.6.4
Cargas dinámicas ..................................................................................................................
16
8.1.1.6.5
Incremento de presión por expansión del fluido ...................................................................
16
8.1.1.6.6
Cargas por contracción y expansión térmica ........................................................................
16
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ÍNDICE DE CONTENIDO
8.1.1.6.7
Interacción suelo-tubo ......................................................................................................
16
8.1.1.7
Ducto ascendente ............................................................................................................
17
8.1.1.8
Curva de expansión .........................................................................................................
17
8.1.1.9
Conexiones, accesorios, bridas y válvulas ......................................................................
17
8.1.1.10
Carrete de monitoreo y pieza de transición .....................................................................
18
8.1.1.11
Trampas de envío y recibo ...............................................................................................
18
8.1.1.12
Separación mínima entre líneas regulares ......................................................................
18
8.1.1.13
Lastre de concreto ............................................................................................................
18
8.1.1.14
Condición de enterrado del Ducto Submarino .................................................................
18
8.1.1.15
Crecimiento marino ..........................................................................................................
19
8.1.1.16
Diseño de Cruces submarinos .........................................................................................
19
8.1.1.16.1
Cruce submarino con ductos y cables .............................................................................
19
8.1.1.16.2
Cruce submarino con estratos de roca sepultados someros o que afloran. ...................
20
8.1.1.16.2.1
Estratos de roca sepultados someros ..............................................................................
20
8.1.1.16.2.2
Estratos de roca que afloran ............................................................................................
20
8.1.1.16.3
Cruce submarino con fallas geológicas ...........................................................................
20
8.1.1.17
Claros libres ......................................................................................................................
21
8.1.1.18
Vorticidad..........................................................................................................................
21
8.1.1.18.1
Oscilaciones en dirección paralela con el vector velocidad .............................................
22
8.1.1.18.2
Oscilaciones en dirección perpendicular con el vector velocidad ....................................
22
8.1.1.19
Fatiga ................................................................................................................................
23
8.1.1.20
Expansión y flexibilidad ....................................................................................................
24
8.1.1.21
Conexiones ramal ............................................................................................................
24
8.1.1.22
Análisis hidráulico .............................................................................................................
24
8.1.1.23
Corrosión ..........................................................................................................................
25
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ÍNDICE DE CONTENIDO
8.1.1.23.1
Corrosión externa .............................................................................................................
25
8.1.1.23.1.1
Sistema de recubrimiento anticorrosivo ...........................................................................
25
8.1.1.23.1.2
Protección catódica ..........................................................................................................
25
8.1.1.23.2
Corrosión interna ..............................................................................................................
25
8.1.2
Clasificación de ductos submarinos .................................................................................
26
8.1.2.1
Ductos que transportan gases inflamables y/o tóxicos ....................................................
27
8.1.2.2
Ductos que transportan líquidos inflamables y/o tóxicos .................................................
27
8.1.2.3
Ductos que transportan fluidos no inflamables y no tóxicos ............................................
27
8.1.3
Efectos mecánicos ...........................................................................................................
27
8.1.3.1
Presión interna .................................................................................................................
27
8.1.3.1.1
Espesor mínimo requerido ...............................................................................................
28
8.1.3.1.1.1
Espesor de diseño ............................................................................................................
29
8.1.3.1.1.2
Tolerancia por corrosión ...................................................................................................
29
8.1.3.1.1.3
Tolerancia por fabricación ................................................................................................
29
8.1.3.1.1.4
Espesor por temperatura para ductos restringidos ..........................................................
30
8.1.3.2
Revisión de espesor por otras condiciones .....................................................................
31
8.1.3.2.1
Tensión longitudinal (Tu) ..................................................................................................
31
8.1.3.2.2
Presión externa ................................................................................................................
32
8.1.3.2.2.1
Presión de colapso (Pc) ...................................................................................................
32
8.1.3.2.2.2
Propagación de pandeo (Pp) ...........................................................................................
33
8.1.3.2.3
Momento flexionante (Mu) ................................................................................................
33
8.1.3.2.4
Pandeo global (Cg) ..........................................................................................................
34
8.1.3.2.5
Formulaciones de diseño para estados de carga combinados ..........................................
35
8.1.3.2.5.1 Tensión y momento flexionante (Tu-Mu) ............................................................................
35
8.1.3.2.5.2 Tensión axial, Momento flexionante y Presión de colapso (Tu-Mu-Pc) .............................
35
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Página
ÍNDICE DE CONTENIDO
8.1.3.2.6
Formulaciones de diseño por criterio de deformación para estados de carga combinados .....
36
8.1.4
Estabilidad hidrodinámica ...................................................................................................
39
8.1.4.1
Análisis de flotabilidad de ducto enterrado bajo el lecho marino ........................................
39
8.1.4.2
Parámetros oceanográficos para periodo de retorno de 10 años ......................................
40
8.1.4.2.1
Altura de ola y velocidad de corriente .................................................................................
40
8.1.4.2.2
Dirección de oleaje y corriente ............................................................................................
40
8.1.4.2.2.1 Sonda de Campeche y Litoral Tabasco ..............................................................................
40
8.1.4.2.2.2 Zona Norte y Lankahuasa ...................................................................................................
41
8.1.4.3
Parámetros oceanográficos para periodo de retorno de 100 años ....................................
41
8.1.4.3.1
Altura de ola y velocidad de corriente .................................................................................
41
8.1.4.3.2
Dirección de oleaje y corriente............................................................................................
41
8.1.4.3.2.1 Sonda de Campeche y Litoral Tabasco ..............................................................................
41
8.1.4.3.2.2 Zona Norte y Lankahuasa ...................................................................................................
41
8.1.5
Documentación entregable en diseño ................................................................................
42
8.1.5.1
Análisis de Riesgo del Ducto. ............................................................................................
42
9.
Responsabilidades ...................................................................................................................
43
9.1
Petróleos Mexicanos, Empresas Productivas Subsidiarias y Empresas Filiales .......................
43
9.2
Contratistas .................................................................................................................................
43
10.
Concordancia con normas mexicanas o internacionales .............................................
44
11.
Bibliografía ................................................................................................................................
44
12.
Anexos .......................................................................................................................................
46
Anexo A Información oceanográfica para el Golfo de México .............................................................
46
Anexo B Conversión de la producción de gas y crudo ligero a miles de barriles de crudo pesado…
53
Anexo C Zona de Aplicación ................................................................................................................
53
Anexo D Tabla Comparativa NRF-013-PEMEX-2009 & ISO 13623-2009 ..........................................
55
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EN EL GOLFO DE MÉXICO
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0.
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Introducción
El desarrollo de nuevos campos en el Golfo de México implica en algunos, un incremento en la temperatura
y la presión de los fluidos recolectados y transportados a los sitios de interés, ocasiona un incremento
significativo en la compresión en los tramos rectos de los ductos, debido a su mayor expansión térmica y a la
restricción a su desplazamiento longitudinal ocasionada por su interacción con el suelo marino. Por
consecuencia, si las fuerzas de compresión exceden la capacidad del ducto para mantener su configuración,
este tiende a liberar tales fuerzas de compresión y experimenta una configuración de equilibrio secundario,
es decir, puede presentar un pandeo o el serpenteo. Las condiciones en las cuales el pandeo lateral o
vertical ocurre dependen de varios factores tales como la resistencia del suelo marino, el peso sumergido,
las características de la sección transversal del tubo y de la zanja, de la magnitud de las irregularidades del
perfil de la zanja, y la condición de rectitud final del ducto en el interior de la zanja y posterior a la prueba
hidrostática.
Consecuentemente, las metodologías de diseño para ductos a temperatura alta y presión alta difieren
sensiblemente del diseño tradicional de ductos submarinos, por tal razón, esta Especificación Técnica
establece el criterio que deben aplicar los Contratistas que lleven a cabo la ingeniería de diseño para ductos
submarinos como el que se basa en esfuerzos y el criterio basado en deformaciones. Lo anterior se debe
aplicar a ductos que operan a temperaturas hasta 150 °C (302 °F), presiones hasta 351,5 kg/cm² (5 000 psi)
y a profundidades en tirantes de agua hasta 200 m (656,17 ft) para la Sonda de Campeche y Litoral Tabasco
y hasta 100 m (328,09 ft) para la Zona Norte y Lankahuasa.
1.
Objetivo
Establecer los requisitos técnicos y documentales que se deben cumplir para la contratación de los servicios
de ingeniería de diseño de ductos submarinos, localizados en el Golfo de México.
2.
Alcance
Esta Especificación Técnica establece los requisitos mínimos para el diseño de ductos submarinos en el
Golfo de México, localizados en las zonas marinas indicadas en el Anexo C, a base de Tubos y
Componentes de ducto de acero al carbono, para la recolección y transporte de hidrocarburos, petrolíferos y
subproductos asociados para las siguientes condiciones:




Temperatura hasta 150°C (302°F).
Presiones hasta 351,5 kg/cm² (5 000 lb/in²).
Tirantes de agua hasta 200 m (656,17 ft) en la Sonda de Campeche y Litoral Tabasco.
Tirantes de agua hasta 100 m (328,09 ft) en la Región Norte y Lankahuasa.
Esta Especificación Técnica cancela y sustituye a la NRF-013-PEMEX-2009.
3.
Campo de aplicación
Esta Especificación Técnica es de aplicación general y observancia obligatoria en la contratación de los
servicios o trabajos por administración directa, objeto de la misma, que lleven a cabo los centros de trabajo
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EN EL GOLFO DE MÉXICO
Segunda Edición
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de Petróleos Mexicanos, Empresas Productivas Subsidiarias y Empresas Filiales. Por lo que, debe ser
incluida en los procedimientos de contratación: licitación pública, invitación a cuando menos tres personas, o
adjudicación directa, como parte de los requisitos que debe cumplir el proveedor, contratista o licitante.
Los lineamientos de diseño que se establecen en esta Especificación Técnica, aplican para la zonificación
de ductos submarinos que se indican en la Figura 2.
4.
Actualización
Esta Especificación Técnica se debe revisar cada 5 años o antes si las sugerencias y recomendaciones de
campo lo ameritan.
A las personas e instituciones que hagan uso de este documento normativo técnico, se solicita comuniquen
por escrito las observaciones que estimen pertinentes, dirigiendo su correspondencia a:
Pemex Exploración y Producción
Subdirección de Auditoría de Seguridad Industrial y Protección Ambiental
Gerencia de Auditoría y Normatividad de Seguridad Industrial y Protección Ambiental, SASIPA
Av. Adolfo Ruiz Cortines 1202 Col. Oropeza, Villahermosa, Tab., Edificio Pirámide 10° piso
Atención: Ing. Marco A. Delgado Avilés
Teléfono directo 9933177034, conmutador 9933106262, ext. 21921
Correo electrónico: marco.antonio.delgado@pemex.com
5.
Referencias
5.1
ISO 14723:2009. Petroleum and natural gas industries - Pipeline transportation systems - Subsea
pipeline valves. (Industrias del petróleo y gas natural - Sistemas de transporte por ductos - Válvulas para
ductos marinos).
5.2
ISO 13623:2009. Petroleum and Natural Gas Industries - Pipeline Transportation Systems.
5.3
NOM-008-SCFI-2002. Sistema General de Unidades de Medida
5.4
NRF-001-PEMEX-2013. Tubería de acero para recolección, transporte y distribución de
hidrocarburos.
5.5
NRF-004-PEMEX-2011.
superficiales de ductos.
5.6
NRF-005-PEMEX-2009. Protección interior de ductos con inhibidores.
5.7
NRF-018-PEMEX-2007. Estudios de riesgo.
5.8
NRF-026-PEMEX-2008. Protección con recubrimientos anticorrosivos para tuberías enterradas y/o
sumergidas.
5.9
NRF-030-PEMEX-2009. Diseño, construcción, inspección y mantenimiento de ductos terrestres para
transporte y recolección de hidrocarburos.
Protección
con
recubrimientos
8/67
anticorrosivos
para
instalaciones
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Segunda Edición
P.2.0722.03:2015
5.10
NRF-033-PEMEX-2010. Lastre de concreto para tuberías de conducción.
5.11
NRF-047-PEMEX-2014. Diseño, instalación y mantenimiento de los sistemas de protección catódica.
5.12
NRF-053-PEMEX-2006. Sistemas de Protección Anticorrosiva A Base de Recubrimientos para
Instalaciones Superficiales.
5.13
NRF-096-PEMEX-2010. Conexiones y accesorios para ductos de recolección y transporte de
hidrocarburos.
5.14
NRF-106-PEMEX-2010. Construcción, instalación y desmantelamiento de ductos submarinos.
5.15
NRF-126-PEMEX-2011. Ánodos de aluminio.
5.16
NRF-177-PEMEX-2014. Sistemas de Protección del Ducto Ascendente en la Zona de Mareas y
Oleaje.
5.17
P.2.0711.01:2015. Trampas de diablos en plataformas marinas.
5.18
NRF-211-PEMEX-2008. Válvulas de compuerta y bola en líneas de transporte de hidrocarburos.
5.19
P.2.0161.03:2015. Estudios geofísicos y geotécnicos para la instalación de plataformas marinas y
líneas submarinas.
5.20
NRF-271-PEMEX-2011. Integración del libro de proyecto para entrega de obras y servicios.
5.21
NRF-295-PEMEX-2013. Sistemas de recubrimientos anticorrosivos para instalaciones superficiales
de plataformas marinas de PEMEX Exploración y Producción.
5.22
NRF-297-PEMEX-2012. Junta aislante tipo monoblock.
6.
6.1
Definiciones
Abrazaderas
Accesorio que sirve para soportar el ducto ascendente a la pierna de la plataforma.
6.2
Abrazadera ancla
Accesorio que proporciona restricciones totales en cuanto a desplazamientos y giros en el ducto ascendente.
6.3
Abrazadera guía
Accesorio que no proporciona restricción al desplazamiento en el eje longitudinal del ducto ascendente.
6.4
Acolchonamiento
Sistema conformado con material de aporte que permite distribuir las cargas y en el caso de los cruces entre
ductos u otros elementos tiene la función adicional de evitar el contacto entre los mismos.
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6.5
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Cabezal submarino
Instalación terminal con preparaciones para conexiones a instalaciones adicionales (ver figura 2).
6.6
Carrete de monitoreo
Tramo de tubo con una junta de fábrica en su parte central y que sirve para identificar las indicaciones
reportadas en la inspección interior de los Ductos con equipo instrumentado.
6.7
Claro libre
Tramo o longitud de tubo que no se encuentra soportado por elementos que restrinjan su movimiento o por
el suelo marino.
6.8
Cruce submarino
Lugar donde el ducto de proyecto cruza con algún ducto, cable submarino, fallas geológicas, depresiones y
estratos de rocas sepultados someros y/o que afloran.
6.9
Cuello de ganso
Tramo del ducto que conecta el ducto ascendente con la trampa de diablos.
6.10
Curva de expansión
Tramos de tubos que conectan al ducto ascendente con la línea regular, cuya función es permitir
desplazamientos axiales del ducto, producto de su expansión térmica y de los movimientos de la plataforma
(ver figura 2).
6.11
Defensa
Estructura que se fija a la plataforma y protege al ducto ascendente contra impactos.
6.12
Diablo
Dispositivo mecánico de libre movimiento, que se introduce en el ducto y se desplaza a lo largo de su
trayectoria para realizar su limpieza e inspección.
6.13
Ducto
Sistema de tubería con diferentes componentes tales como: válvulas, accesorios (bridas, espárragos, codos,
entre otros), dispositivos de seguridad o alivio, entre otros, por medio del cual se transportan los
hidrocarburos Líquidos o Gases y otros fluidos.
6.14
Ducto ascendente
Tramos de tubos para conectar el cuello de ganso con la curva de expansión.
6.15
Esfuerzo de cedencia mínimo especificado (SMYS)
Resistencia a la cedencia mínima especificada para el material, en MPa (psi).
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6.16
P.2.0722.03:2015
Esfuerzo de tensión último mínimo especificado (SMTS)
Resistencia última a la tensión especificada para el material del ducto, en MPa (psi).
6.17
Fase de instalación
Tiempo comprendido desde el inicio del tendido del Ducto submarino hasta el inicio de su operación para
transporte del fluido.
6.18
Fase de operación
Tiempo comprendido desde el inicio de su operación para transporte del fluido hasta el final de la vida útil del
Ducto submarino.
6.19
Junta aislante
Accesorio para seccionar eléctricamente la parte atmosférica del ducto de la sumergida.
6.20
Línea regular
Segmento del ducto comprendido entre las curvas de expansión (ver figura 2) (Zona A).
6.21
Línea restringida
Segmento del ducto en el cual no existe desplazamiento axial, vertical o lateral.
6.22
Longitud de transición
Segmento del ducto que conecta el tubo enterrado con el tubo sobre el lecho marino (ver figura 2).
6.23
Pandeo global
Modo de pandeo que afecta un segmento determinado del ducto, normalmente incluye varias uniones
soldadas y no implica deformación de su sección transversal.
6.24
Pieza de transición
Carrete de tubo con contra-bisel maquinado de acuerdo a la NRF-106-PEMEX-2010, con una longitud
mínima igual a su diámetro y de la misma especificación de material del Ducto, que se utiliza para unir
tramos de espesores diferentes.
6.25
Presión alta
Presión de operación del Ducto desde 105,5 kg/cm² (1 500 psi) hasta 351,5 kg/cm² (5 000 psi).
6.26
Presión de diseño
Presión interna a la que se diseña el ducto y es igual a 1,1 veces la presión de operación máxima.
6.27
Presión de operación máxima
Presión máxima a la que se espera que un ducto se someta durante su operación.
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EN EL GOLFO DE MÉXICO
Segunda Edición
6.28
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Presión hidrodinámica
Presión por efecto de la columna de agua correspondiente a las condiciones hidrodinámicas de mareas más
el 70% de la columna hidrodinámica de agua debido al oleaje asociado al periodo de recurrencia del diseño
aceptado.
6.29
Presión hidrostática
Presión por efecto de la columna de agua; medida desde el lecho marino al nivel medio del mar, más la
presión generada por el material de estabilizado sobre el ducto; en el caso de ductos enterrados.
6.30
Presión externa (Pext)
Presión generada en la parte exterior del ducto que resulta de la suma de la presión hidrostática más la
presión hidrodinámica.
6.31
Presión interna (Pint)
Presión generada en las paredes internas del ducto por efecto del fluido transportado.
6.32
Presión de colapso (Pc)
Capacidad máxima del ducto para resistir una presión externa.
6.33
Presión de propagación (Pp)
Capacidad límite del ducto para resistir el pandeo local, después de que éste se presente en una sección
adyacente.
6.34
Ramal
Segmento secundario que se conecta a un ducto principal (ver figura 2).
6.35
Solicitación
Carga de tipo estático o dinámico que actúa en el ducto y que se debe incluir en su diseño.
6.36
Te de flujo radial
Accesorio con inclusión de ranuras que permite el libre paso del diablo.
6.37
Temperatura alta
Temperatura de operación del ducto, mayor de 90 °C (194 °F) y hasta 150 °C (302 °F).
6.38
Temperatura de Diseño
Es la temperatura máxima de operación.
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EN EL GOLFO DE MÉXICO
Segunda Edición
6.39
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Trampa de envío y recibo
Dispositivo utilizado para fines de envío y recibo de equipos de limpieza o inspección para el interior de un
ducto (ver figura 2).
6.40
Tubería de proceso
Tubería localizada en la cubierta de la plataforma a partir y/o hasta la trampa de diablos o de la segunda
válvula de bloqueo sobre cubierta (ver figura 2).
7.
Símbolos y abreviaturas
7.1
Pemex
Petróleos Mexicanos, Empresas Productivas Subsidiarias y Empresas Filiales
7.2
CSS
Categorías de Seguridad y Servicio.
7.3
ES
Especificación de los Servicios
7.4
MBCPED Miles de Barriles de Crudo Pesado Equivalente Diario.
7.5
mil
Milésimas de pulgada
7.6
NMM
Nivel Medio del Mar.
7.7
NRF
Norma de Referencia.
7.8
PLEM
Pipe Line End Manifold (Manifold Submarino de Tuberías)
7.9
SMTS
Specified Minimum Ultimate Tensile Strength (Esfuerzo de Tensión Ultimo Mínimo
2
Especificado del material del ducto), en N/mm (psi).
7.10
SMYS
Specified Minimum Yield Strength (Esfuerzo de Fluencia Mínimo Especificado del
2
material del ducto), en N/mm (psi).
7.11
UFP
Floating Production Unit (Unidad Flotante de Producción)
7.12
h
Esfuerzo circunferencial debido a la presión del fluido, en N/mm (psi).
2
7.13
l
Esfuerzo longitudinal, en N/mm (psi).
7.14

Esfuerzo cortante, en N/mm (psi).
7.15
°
Grados.
7.16
‘
Minutos.
2
2
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8.
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Desarrollo
8.1
Diseño de Ductos Submarinos
8.1.1
Criterios de diseño
El Contratista debe diseñar y elaborar para Pemex la ingeniería aprobada para diseño o construcción de los
Ductos como corresponda, de conformidad con esta Especificación.
Los ductos submarinos se deben diseñar para que se puedan hacer corridas de Diablos para actividades de
mantenimiento (limpieza, inspecciones o empacado).
8.1.1.1
Información que debe entregar Pemex
Pemex debe entregar a los Licitantes / Contratistas la Especificación de los Servicios (ES) particular para
cada Proyecto. La ES debe incluir la información necesaria para contratar los servicios de Ingeniería, la que
debe cumplir con esta Especificación Técnica.
La ES debe contener como mínimo la siguiente información o en su caso especificar si es alcance del
Contratista el desarrollar u obtener ésta, según corresponda y aplique para el Proyecto:
a)
b)
c)
d)
e)
Nombre y número del Proyecto.
Descripción y alcance del Proyecto.
Ruta de trazo e información sobre Ductos existentes en la ruta, en su caso,
Condiciones climatológicas, con datos correspondientes al último quinquenio, incluyendo viento y sismo.
Especificaciones Técnicas Particulares del Proyecto, cuando aplique, mismas que deben cumplir con los
requerimientos de esta Especificación Técnica como mínimo.
f) Vida útil requerida del Ducto.
g) Caracterización y propiedades de o los fluidos a transportar.
h) Hoja de Datos de Seguridad de las sustancias a transportar de conformidad con la NOM-018-STPS-2007.
i) Anteproyecto de trazo, en su caso.
j) Relación y planos disponibles de instalaciones subterráneas, subfluviales, superficiales y estructuras
colindantes de importancia en la ubicación del Proyecto y ruta de trazo, cuando aplique.
k) Diagramas de ductos e instrumentación, cuando aplique.
l) Diagramas de flujo de proceso y balances de materia y energía para Ductos con interconexiones
intermedias.
m) Perfil hidráulico con gradiente hidráulico, en su caso según aplique.
n) Presión de operación y correspondiente temperatura, al límite de interconexión de origen y las requeridas
en el destino final, como en su caso en los puntos de interconexión intermedios cuando apliquen.
o) Lista de Interconexiones de Ductos nuevos o existentes y tipo de conexión, con coordenadas WGS-84 y
en su caso esquemático; cuando aplique.
p) Segmentos de los Ductos, Plataformas / estaciones de bombeo, de compresión y/o válvulas de
seccionamiento, según aplique.
q) Instrumentación y dispositivos de seguridad mínimos requeridos.
r) Especificación de servicios del sistema de protección catódica que debe cumplir con la NRF-047-PEMEX2014.
s) Especificación de los servicios del sistema de protección interior mediante inhibidores de corrosión
interna que cumpla con la NRF-005-PEMEX-2009.
t) Hojas de Datos/Especificación de Equipos de bombeo, de compresión, Trampas de Diablos o cualquier
otra requerida para los trabajos alcance del Proyecto cuando aplique.
u) Estudios geofísicos y geotécnicos de los corredores para la Ruta del Ducto.
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v) Requerimientos de mantenimiento.
w) Resultados estadísticos representativos de los sitios más susceptibles de presencia de corrosión
generalizada o mediciones de velocidad de corrosión en campo (en caso de disponer de ellos).
8.1.1.2 Bases de diseño. Las bases de diseño, en un ámbito enunciativo más no limitativo, entre otros
aspectos necesarios para el Proyecto, deben incluir lo siguiente:
 Generalidades, Ingeniería de Proceso, Ingeniería de Instrumentación, Ingeniería de Seguridad Industrial,
Ingeniería de Ductos Submarinos, Ingeniería de ductos sobre Cubierta, Ingeniería Civil Estructuras,
Ingeniería Eléctrica, Ingeniería en corrosión, entre otros.
 Características físicas y químicas del fluido (Información suministrada por el usuario).
 Especificaciones del material del ducto y componentes.
 Presión y temperatura en condiciones normales y máximas de operación (información suministrada por el
usuario).
 Condiciones de carga sobre el ducto durante su instalación, operación y mantenimiento (Ver 8.1.1.6).
 Espesor adicional por corrosión.
 Filosofía de operación.
 Sistemas de protección para prevención de corrosión interior y exterior del ducto.
 Información geofísica y geotécnica del suelo.
 Información meteorológica (Alturas y dirección de ola, velocidad y dirección de corriente y tormenta de
diseño).
 Requerimientos adicionales de diseño para construcción, operación y mantenimiento.
 Normas y especificaciones que se deben cumplir en el Proyecto.
8.1.1.3 Selección de la ruta. La ruta del Ducto que incluye el segmento ascendente/descendente, la
trayectoria en el lecho marino y la llegada o salida de la costa, se debe seleccionar con base en la seguridad
del personal, la protección del medio ambiente y la probabilidad de daño del ducto u otras instalaciones, de
conformidad con 6.2 y anexos A, C y D de ISO 13623:2009, así como:
 Tráfico de embarcaciones.
 Actividad pesquera.
 Instalaciones costafuera: Plataformas fijas, plataformas autoelevables, ductos existentes, UFP, PLEM´s
entre otros.
 Características del fondo marino: inestable, irregular, depresiones y otros (Reporte Geofísico).
 Accidentes, fallas geológicas o peligros potenciales (Reporte geotécnico).
 Actividad sísmica.
 Obstrucciones.
 Futuros desarrollos en el área y métodos de instalación aplicables.
 Áreas ecológicamente sensibles y protegidas.
 Estratos de roca sepultados y que afloran.
 Consideración de aspectos económicos.
8.1.1.4 Estudios Geofísicos y Geotécnicos. Una vez definida la ruta del Ducto, el Contratista debe
solicitar a Pemex o realizar el estudio para obtener si así lo establece el Contrato, la información geofísica y
geotécnica del corredor donde se pretenda construir el Ducto, la cual debe cumplir los requisitos que al
respecto establece la P.2.0161.03:2015.
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8.1.1.5
P.2.0722.03:2015
Materiales
8.1.1.5.1 Tubo. Los Tubos que se utilice en el diseño de Ductos submarinos deben cumplir con lo
establecido en la norma de referencia NRF-001-PEMEX-2013 tanto para servicio de hidrocarburos amargos
como no amargos.
8.1.1.5.2 Accesorios. Las bridas, conexiones soldables, espárragos, tuercas, empaques y demás
accesorios utilizados en Ductos submarinos para transporte de hidrocarburos, deben cumplir los requisitos
de composición química, capacidad mecánica, fabricación, componentes y calidad que se establecen en la
NRF-096-PEMEX-2010.
Las válvulas que se vayan a instalar bajo el NMM deben cumplir los requerimientos de la ISO 14723:2009.
Las válvulas que se vayan a instalar sobre el NMM deben cumplir los requerimientos de la NRF-211PEMEX-2008
Las bridas de desalineamiento y las tes de flujo se pueden utilizar solo cuando el diseño lo establece, sus
especificaciones y características deben ser las requeridas para el servicio, conforme con las de fabricación.
8.1.1.6
Solicitaciones. Se deben identificar e incluir en el diseño de Ductos submarinos, todas las
cargas que pueden causar o contribuir a una falla del mismo, las cargas siguientes, entre otras:
8.1.1.6.1 Presión. Los Ductos se deben diseñar para resistir la presión interna que se establece para
diseño, la cual debe ser igual a 1,1 veces la presión de operación máxima (P om). Se debe incluir en el diseño
el diferencial positivo máximo posible entre la presión interna de diseño y la presión externa.
8.1.1.6.2 Cargas vivas. Incluyen el peso del fluido transportado y cualquier otro material externo como
crecimiento marino, que se encuentre adherido al ducto.
8.1.1.6.3 Cargas muertas. Se deben incluir en el diseño las cargas muertas impuestas al ducto, entre las
cuales está el peso propio del Tubo, componentes o accesorios, recubrimientos y colchón de suelo en caso
de existir y presión externa. Las cargas muertas son de especial importancia en Segmentos del Ducto sin
soportar.
8.1.1.6.4 Cargas dinámicas. El diseño debe incluir las cargas dinámicas y los esfuerzos que éstas
producen en el Ducto. Tales cargas son impacto, vibración debida a los vórtices generados por la corriente,
oleaje, sismo, movimiento del suelo.
8.1.1.6.5 Incremento de presión por expansión del fluido. El diseño debe prever el incremento de
presión ocasionado por el calentamiento del fluido transportado.
8.1.1.6.6 Cargas por contracción y expansión térmica. Se deben incluir las medidas necesarias para
prever los efectos por expansión y contracción térmica en los Sistemas de Ductos
8.1.1.6.7 Interacción suelo-tubo. El diseño debe prever la interacción entre el suelo del lecho marino y el
Ducto, para determinar los desplazamientos longitudinales y sus deformaciones.
La interacción suelo-tubo depende de las características del suelo como su resistencia al corte y
propiedades de deformación, el peso sumergido, diámetro y rugosidad de la superficie del Ducto y las cargas
a la que se someta.
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8.1.1.7
Ducto ascendente. Se debe diseñar para que se instale por la parte exterior de la plataforma y
estar apoyado en la misma por medio de abrazaderas ancla y abrazaderas guías, cuyo diseño debe
combinar cargas críticas.
Se debe evitar diseñar ductos ascendentes en el área de pozos y en cunetas de deslizamiento. En caso de
ser necesaria la colocación de más de dos ductos ascendentes en una misma pierna, se deben realizar los
análisis de cargas correspondientes. Tanto en la abrazadera ancla como en las guías se debe colocar un
material aislante para evitar afectación a los sistemas de protección catódica de la plataforma y del ducto
marino.
La separación y diseño de las abrazaderas se debe definir con base al análisis estructural en función del
peso propio, presión, temperatura, fuerza producida por oleaje y corriente y un análisis por vorticidad, tanto
para la fase de instalación como de operación.
Se debe colocar un sistema de protección en la zona de mareas y oleaje, el cual se debe extender 4,00 m
(13,13 ft) en la parte aérea y 3,00 m (9,85 ft) en la parte sumergida por debajo del NMM. El sistema puede
ser de material metálico o no metálico, y debe cumplir con los requerimientos de la NRF-177-PEMEX-2014.
La unión entre el ducto ascendente y la curva de expansión se debe diseñar de tal forma que sea una
conexión sencilla pero que asegure hermeticidad e integridad estructural bajo las condiciones de carga
especificadas.
El ducto ascendente se debe proteger con una estructura o defensa fija a la plataforma en la zona de
mareas y oleaje, fabricada con acero al carbono ASTM A 36, API 5L Grado B, para disminuir los efectos de
posibles impactos de embarcaciones, lanchas de pasaje o abastecedores.
El diseño del Ducto submarino debe incluir un acceso para tomar de potenciales del ducto ascendente en el
nivel de pasillos de la subestructura de la plataforma.
8.1.1.8 Curva de expansión. El diseño de la curva de expansión debe garantizar la flexibilidad necesaria
para absorber las cargas en las condiciones derivadas de la operación y en los casos de tormenta que
incidan sobre la plataforma, puede tener la configuración de una Z o de una L. Los cálculos de la expansión
deben prever la interacción entre el Ducto y el suelo marino. La curva de expansión incluye tramos de Tubo
recto superficial al lecho marino de 30 metros después del último codo horizontal, más una longitud de
transición donde inicia el enterrado hasta unirse con la línea regular. Está longitud de transición, se debe
obtener mediante el radio de curvatura permisible para no exceder el 18% del SMYS. Además se debe
revisar que no exceda el esfuerzo combinado permisible.
Se deben diseñar elementos atiesadores para la curva de expansión cuando el análisis estructural lo
requiera, el plano de ingeniería debe incluir en una nota que éstos se deben retirar una vez instalada y
conectada la misma con el ducto ascendente y la línea regular.
8.1.1.9 Conexiones, accesorios, bridas y válvulas. Todas las conexiones, accesorios y bridas deben
tener el mismo diámetro interno de la tubería. Asimismo, todas las válvulas deben ser de paso completo y en
apego a la NRF-211-PEMEX-2008.
En caso de que sean diferentes los diámetros internos del Ducto y de la conexión, accesorio o válvula a unir;
el diseño de la unión soldada se debe realizar conforme con lo que establece al respecto la NRF-030PEMEX-2009. Si el esfuerzo de cedencia del accesorio es diferente al del Ducto, el material de aporte de la
soldadura debe tener propiedades mecánicas por lo menos iguales al elemento de mayor resistencia.
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Los empaques de las bridas deben resistir tanto la presión máxima como las fuerzas de instalación a las que
están expuestas.
El Contratista debe realizar el estudio de la filosofía de operación del Ducto, para determinar la necesidad de
colocar válvulas de seccionamiento en lugares donde por diseño y/o por condiciones de operación y
mantenimiento así lo requieran.
Las válvulas que se instalen en el fondo marino se deben proteger con una estructura metálica fabricada en
acero al carbono ASTM A 53 Grado B, API 5L Grado B para reducir posibles daños por anclas.
Por seguridad se deben colocar válvulas de paro de emergencia para operar el Ducto y poder minimizar
daños tanto al medio ambiente como a las instalaciones en caso necesario por emergencia. Las válvulas se
deben ubicar en lugares accesibles y protegidas con una estructura metálica de acero al carbono ASTM A
53 Grado B, API 5L Grado B, localizadas en el plano horizontal del cuello de ganso, en un lugar cercano a la
junta aislante, seleccionado en función de las medidas derivadas del Análisis de Riesgo del Proceso
realizado durante el desarrollo de la ingeniería.
8.1.1.10 Carrete de monitoreo y pieza de transición. A cada kilómetro se debe colocar un carrete de
monitoreo para identificar la localización de las lecturas de los diablos instrumentados. Dicho carrete
consiste de un tramo de Tubo con una junta de fábrica a la mitad del mismo, la cual no debe llevar relleno de
poliuretano ni fleje con aluminio, únicamente se debe aplicar recubrimiento anticorrosivo con el objeto de
facilitar su localización.
La pieza de transición para unir Tubos con diferentes espesores, debe tener una longitud mínima igual a un
diámetro, con un espesor de pared igual al del tubo de mayor espesor y con extremos biselados. La pieza de
transición únicamente se debe utilizar cuando la diferencia de espesores de pared entre los Tubos a unir sea
mayor de 2,38 mm (3/32 in). Las piezas de transición se deben fabricar con la misma especificación de
material de los Tubos
0.1.1.11 Trampas de envío y recibo. El diseño, los componentes del paquete y las dimensiones
necesarias para las trampas deben cumplir con los requerimientos de la P.2.0711.01:2015.
8.1.1.12 Separación mínima entre líneas regulares. La separación mínima entre ductos submarinos
paralelos, debe ser de 20 m (65,62 ft).
8.1.1.13 Lastre de concreto. Se debe efectuar un análisis de estabilidad hidrodinámica conforme con el
8.1.4 de esta Especificación, para determinar el espesor requerido del lastre de concreto, cuyo espesor
mínimo debe ser de 25,4 mm (1 in) con una tolerancia máxima de +6,35 mm (0,25 in) y las características
del concreto deben cumplir con los requisitos establecidos en la NRF-033-PEMEX-2010. El diseño debe
especificar que las curvas de expansión deben llevar lastre de concreto hasta donde inicia el codo vertical
para subir a la plataforma.
8.1.1.14 Condición de enterrado del Ducto Submarino. El diseño del ducto submarino puede ser
superficial o enterrado. En el caso del segmento de ducto enterrado, el diseño debe prever que éste, estará
tapado al 100% con material de relleno natural. La capa de protección de suelo sobre dicho segmento debe
ser mínimo de 1,00 m (3,28 ft).
La estabilidad hidrodinámica debe revisarse para la fase de instalación de acuerdo a lo indicado en 8.1.4 de
esta Especificación. Únicamente en aquellos casos en los cuales no sea posible el tapado del ducto, por
ejemplo una longitud muy corta, cuando existan instalaciones cercanas que no lo permitan o como resultado
del análisis de flexibilidad previa autorización de Pemex, se permite que el ducto se instale superficialmente,
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en cuyo caso se debe revisar la estabilidad hidrodinámica para la fase de operación de acuerdo a 8.1.4 de
esta Especificación Técnica.
Los ductos submarinos que lleguen a la costa, en caso de no existir estudios particulares del sitio, se deben
cubrir con un espesor de suelo sobre el ducto mínimo de 3,00 m (9,84 ft) a partir de tirantes de agua de 5,00
m (16,4 ft) de profundidad hasta el arribo a la playa.
8.1.1.15 Crecimiento marino. Se deben hacer las previsiones de diseño por el efecto del crecimiento
marino duro alrededor del Ducto ascendente para fines de análisis de vorticidad y cargas en condiciones de
tormenta, en función del promedio de las mediciones registradas en los últimos cinco reportes de inspección
para diferentes alturas en el ducto. En caso de carecer de esta información específica para un Ducto en
particular, se debe utilizar un espesor de 2,5 cm (1 in).
8.1.1.16
Diseño de Cruces Submarinos
8.1.1.16.1 Cruce submarino con ductos y cables. El ángulo entre Ductos submarinos que se cruzan
debe ser lo más cercano a 90° y no menor a 30°.
Cuando sea factible incrementar la profundidad de enterrado de los segmentos de Ductos submarinos
existentes localizados en la zona A de la Figura 2 de esta Especificación Técnica, para mantener la
profundidad de enterrado del Ducto submarino de proyecto sin modificar la zona del cruce, se debe diseñar
la configuración geométrica y profundidad de los Ductos existentes, con los radios de curvatura requeridos
para generar esfuerzos menores al 18% del Esfuerzo de Fluencia Mínimo Especificado del material del
Tubo. Además, se debe revisar mediante análisis de flexibilidad, que la configuración geométrica de diseño
del Ducto submarino existente no exceda el esfuerzo combinado permisible.
En caso de existir limitaciones para bajar el Ducto submarino existente en cruces submarinos localizados en
la mencionada zona A, el Ducto de proyecto debe modificar su configuración geométrica en la zona del
cruce mediante los radios de curvatura determinados por diseño que generen esfuerzos menores al 18% del
Esfuerzo de Fluencia Mínimo Especificado del material del Tubo. Para el diseño de Ductos con temperatura
alta de operación, se debe realizar un análisis de pandeo global para el cruce submarino.
El radio de curvatura para ductos submarinos en zona de cruces y curvas horizontales se determina
mediante la siguiente expresión:
R
ExD
2 x fc x SMYS
Dónde:
R
E
D
SMYS
fc
=
=
=
=
Radio de curvatura, en cm (in)
2
Módulo de elasticidad del acero, kg/cm (psi).
Diámetro nominal del ducto sin lastre, en cm (in).
Specified Minimum Yield Strength (Esfuerzo de Fluencia Mínimo Especificado del material del
2
ducto), en N/mm (psi).
= Factor de curvatura ≤ 0.18
En los cruces submarinos localizados en la Zona B de arribos a plataformas de la Figura 2 de esta
Especificación Técnica, el diseño del cruce se puede realizar mediante piezas puente que utilicen codos con
radio de curvatura mínimo de 3 diámetros, para permitir el paso de equipos de limpieza e inspección.
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En cualquier caso, el diseño de la configuración final del cruce submarino debe garantizar una separación
mínima entre Ductos y cables submarinos de 0,30 m (12 in), medida de paño a paño, a partir del lastre de
concreto. Para asegurar dicha separación entre Ductos, se debe prever la colocación de elementos
prefabricados de concreto entre los Ductos que se cruzan.
Se debe especificar el conformado del acolchonamiento con elementos prefabricados de concreto para
evitar el contacto entre los Ductos en el cruce submarino, el diseño debe prever los asentamientos
instantáneos y por consolidación generados durante las etapas de instalación y operación.
Todos los segmentos expuestos del Ducto que generen claros libres, debido a la configuración del diseño
del cruce submarino, se deben analizar por vorticidad y estabilidad hidrodinámica en función de los
parámetros metaoceánicos correspondiente a una tormenta con periodo de retorno de 10 y 100 años. En
caso de requerirse por diseño, se debe complementar su estabilidad hidrodinámica mediante la instalación
de elementos prefabricados de concreto colocados en la parte superior del ducto.
Limitaciones para el diseño de cruces submarinos:
a) Cruce con Ductos existentes a alta Temperatura de operación.- Con la finalidad de evitar riesgos de
pandeo global, no se debe modificar o alterar su configuración geométrica.
b) Cruce con Cables eléctricos.- Se debe evitar modificar o alterar la configuración geométrica de cables
eléctricos existentes.
c) Ductos existentes en operación.- Se debe evitar modificar la configuración geométrica de ductos
submarinos existentes con más de 10 años de operación.
8.1.1.16.2
Cruce submarino con estratos de roca sepultados someros o que afloran
8.1.1.16.2.1
Estratos de roca sepultados someros. Cuando el trazo del ducto submarino de proyecto
genere cruzamientos con zonas de afloramientos rocosos sepultados someramente, que se localicen a una
profundidad menor de 2,0 m con respecto al lecho marino, el diseño del ducto de proyecto debe establecer
que no se tape en la zona del cruce y que se debe apoyar únicamente sobre una cama de elementos
prefabricados de concreto, instalados sobre el lecho marino previo al tendido, posterior al tendido del ducto y
en caso de ser necesario se deben colocar elementos prefabricados de concreto o material de aporte sobre
el Ducto para garantizar su estabilidad hidrodinámica en el fondo marino.
Cuando la profundidad que se establece en el proyecto para el Ducto, medida desde el lecho marino al lomo
inferior del ducto lastrado y la profundidad de enterramiento del estrato de roca sepultado sea de 2,0 m como
mínimo, no es necesario instalar elementos prefabricados de concreto entre el Ducto submarino y el estrato
de roca sepultado.
8.1.1.16.2.2
Estratos de roca que afloran. Se deben evitar los cruces del Ducto submarino con estratos
de roca que afloran. En caso de no ser posible evitarlos, se deben diseñar para la zona de afloramientos
rocosos a fin de generar el menor riesgo para el Ducto y en tal caso, el diseño del cruce se debe realizar
previo a iniciar el tendido del Ducto, así como prever que se coloque una cama de material de aporte sobre
la zona de estratos a cruzar para mantener una separación mínima de 0,30 m (12 in) entre el Ducto lastrado
y el estrato de roca que aflora. Posterior al tendido y en caso de ser necesario se debe colocar una segunda
capa de material de aporte o elementos prefabricados de concreto sobre el Ducto para garantizar su
estabilidad hidrodinámica.
8.1.1.16.3
Cruce submarino con fallas geológicas. Se debe evitar diseñar e instalar Ductos
submarinos sobre fallas geológicas activas o potencialmente activas para salvaguardar la integridad de las
instalaciones submarinas de Pemex.
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En el caso de no existir otra alternativa y el trazo del Ducto submarino cruce con fallas geológicas activas o
potencialmente activas, se debe solicitar a Pemex el estudio detallado de interpretación de la falla geológica
a cruzar, que determine las probabilidades de desplazamiento, magnitud, dirección y sentido del movimiento
de las placas que conforman la falla geológica durante la vida útil del proyecto.
Así mismo y en función del tipo de movimiento diferencial detectado en las fallas geológicas activas o
potencialmente activas a cruzar, se debe incluir en el diseño estructural del cruce submarino, un arreglo con
la flexibilidad requerida para permitir al Ducto, disipar la energía de deformación generada por el movimiento
diferencial de las placas que conforman la falla geológica.
8.1.1.17 Claros libres. Se debe limitar la longitud de los claros libres tanto en la línea regular como en el
ducto ascendente, de tal manera que siempre se cumpla con los esfuerzos circunferenciales y longitudinales
permisibles, así como con los criterios de pandeo, vorticidad y fatiga establecidos en esta Especificación
Técnica.
El análisis de esfuerzos debe incluir como mínimo lo siguiente:






Condiciones de soportes frontera en los extremos del claro.
Interacción con claros adyacentes.
Vibraciones inducidas por viento, oleaje y corrientes marinas.
Tensión en el Ducto.
Erosión del suelo adyacente al Ducto.
Depresión del lecho marino.
8.1.1.18 Vorticidad. El desprendimiento alternado de vórtices debido al flujo transversal del agua de mar
actuando en un tramo libre del Ducto, induce oscilaciones tanto normales como paralelas al vector de flujo,
que puede presentar el fenómeno de resonancia que genera oscilaciones de gran amplitud, si la frecuencia
de excitación por vorticidad se encuentra cercana a la frecuencia natural de vibración del Ducto en el claro
libre. La frecuencia de excitación por vorticidad se debe obtener con la siguiente expresión:
fv 
StV
..................................................................................................................................................... (1
D
Dónde:
ƒv
St
V
D
=
=
=
=
Frecuencia de vorticidad, Hz.
Número de Strouhal = 0,2
Velocidad de la corriente marina. m/s (ft/s).
Diámetro externo total incluyendo el crecimiento marino, m (ft).
Para calcular la velocidad del flujo se debe incluir la altura de ola máxima para Zona B y altura de ola
significante para Zona A. La vorticidad se debe revisar para periodos de retorno de 10 y 100 años.
La frecuencia de excitación por vorticidad no debe estar dentro del rango de 0,8 Fn y 1,2 Fn, siendo Fn la
frecuencia natural del Ducto, la cual se obtiene de la siguiente expresión:
 C  EI

Fn   2
L

 claro  m e




1/ 2
................................................................................................................................... (2
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Dónde:
C
=
=
Lclaro =
E
=
I
=
me =
Constante que depende de las condiciones de apoyo.
/2 Para tramos guiados, 3,57 para tramos fijos y 2,45 para un apoyo guiado y el otro extremo fijo.
Longitud del claro, cm (in).
2
Módulo de elasticidad del acero, kg/cm (psi).
4
4
Momento de inercia del acero, cm (in ).
Masa efectiva por unidad de longitud kg/cm (slug/ft).
Para la determinación de los rangos de velocidad donde pueden ocurrir oscilaciones producidas por la
vorticidad, se deben utilizar los siguientes dos parámetros:
Vr 
Ks 
Vc  Vw
................................................................................................................................................ (3
FnD
2m e 
D 2
Dónde:
VC
Vw
Fn
Ks


=
=
=
=
=
=
................................................................................................................................................... (4
Velocidad de la corriente marina perpendicular al ducto m/s (ft/s)
Velocidad por el oleaje m/s (ft/s)
Frecuencia natural del ducto, Hz
Parámetro de estabilidad
Decremento logarítmico del amortiguamiento estructural
3
3
Densidad del agua, kg/m (lb/pie )
La masa efectiva por unidad de longitud de ducto se obtiene de la expresión:
me  Wt  Wr  Wcm  Wl  Wc  CmWa  / g ............................................................................................. (5
Dónde:
Wt
Wr
Wcm
Wl
Wc
Wa
Cm
g
=
=
=
=
=
=
=
=
Peso del tubo, (kg/m) (lb/pie)
Peso del recubrimiento anticorrosivo, (kg/m) (lb/pie)
Peso del crecimiento marino, (kg/m) (lb/pie)
Peso del lastre de concreto, (kg/m) (lb/pie)
Peso del contenido, (kg/m) (lb/pie)
Peso del agua, (kg/m) (lb/pie)
Coeficiente de masa agregada de acuerdo a la figura 3
2
2
Gravedad, m/seg (ft/seg )
8.1.1.18.1 Oscilaciones en dirección paralela con el vector velocidad. La vorticidad puede generar
oscilaciones que hagan entrar en resonancia al tubo cuando se tengan valores de Vr entre 1,0 y 3,5 y de Ks
 1,8.
8.1.1.18.2 Oscilaciones en dirección perpendicular con el vector velocidad. Pueden ocurrir
oscilaciones perpendiculares al vector velocidad cuando Ks  16 y cuando Vr se encuentra entre los valores
máximo y mínimo definidos en la figura 4.
En caso de obtenerse valores de Vr y Ks como los indicados en 8.1.1.18.1 y 8.1.1.18.2, se debe modificar la
separación de las abrazaderas en el ducto ascendente o reducir los claros libres en la línea regular.
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3.0
D
Cm
H
2.29
2.0
1.0
0
0
0.5
1.0
1.5
2.0
2.5
3.0
3.5
H/D
Figura 3. Valores recomendados para el coeficiente de masa agregada, C m para ducto
Figura 4. Velocidad Reducida vs. Número de Reynolds
8.1.1.19 Fatiga. Se debe realizar un análisis por fatiga en la línea regular y el ducto ascendente,
dependiendo de la longitud de los claros libres que se encuentren sometidos a cargas cíclicas producto de
vibraciones por vorticidad, cargas hidrodinámicas, variación cíclica de presión y temperatura, entre otros. En
el caso general donde se presenta variación de esfuerzos debido a la fluctuación de la amplitud de cargas
cíclicas, se puede utilizar la hipótesis de daño lineal o Regla de Miner, la cual incluye un histograma de
esfuerzos en función de las amplitudes de carga. La vida de diseño por fatiga calculada con este método,
debe ser como mínimo 10 veces la vida útil. El criterio de fatiga entonces se expresa como:
s
DFAT 
N
i1
ni
 0.10 ..................................................................................................................................... (6
i
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Dónde:
DFAT
ni
Ni
i
=
=
=
=
Daño acumulado por fatiga
Número de ciclos sostenidos en la i ésima amplitud de esfuerzo
Número de ciclos a la falla en la i ésima amplitud de esfuerzo
Número de amplitud de esfuerzo i = 1,…s
8.1.1.20 Expansión y flexibilidad. Se deben revisar los esfuerzos por expansión y flexibilidad en zonas
críticas como son: ducto ascendente, curva de expansión, cruces, interconexiones y otros. Se debe incluir en
el análisis de flexibilidad el gradiente de temperatura a lo largo del Ducto submarino, así como su perfil de
profundidad en el lecho marino.
El esfuerzo equivalente se debe calcular usando la siguiente expresión con base al esfuerzo combinado de
Von Mises.
 eq  h2  l2  h l  3 2 ........................................................................................................................ (7
Dónde:
h
l

= Esfuerzo circunferencial debido a la presión del fluido, en N/mm2 (psi)
2
= Esfuerzo longitudinal, en N/mm (psi)
2
= Esfuerzo cortante, en N/mm (psi)
El esfuerzo equivalente máximo no debe exceder:
 eq  feqSMYS
(8
Dónde: feq es el factor de diseño de esfuerzo equivalente.
feq
= 1,00 (Instalación)
feq
= 0,90 (Operación)
SMYS = Specified Minimum Yield Strength (Esfuerzo de Fluencia Mínimo Especificado del material del
2
ducto), en N/mm (psi)
8.1.1.21 Conexiones ramal. Las conexiones ramal y cabezales submarinos, se deben diseñar como Zona
A, como parte de la línea regular de acuerdo a la figura 2 de esta Especificación Técnica, estas se debe
diseñar como superficiales y especificar que se les coloque acolchonamientos. Para garantizar una
flexibilidad suficiente con el fin de absorber los desplazamientos producidos por efecto de expansión, se
debe diseñar e instalar una curva de expansión.
Las conexiones ramal se deben diseñar con tes de flujo que cumplan con los requisitos que establece la
NRF-096-PEMEX-2010 e incluir válvulas con jaulas de protección para garantizar las condiciones de
operación y seguridad.
8.1.1.22 Análisis hidráulico. Debe realizarse un análisis hidráulico a régimen estacionario y transitorio bajo
condiciones de flujo mínimo, normal y máximo, que permita determinar las solicitaciones que se deben
utilizar en el diseño mecánico-estructural del ducto submarino durante su vida de servicio.
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8.1.1.23
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Corrosión
8.1.1.23.1 Corrosión Externa. Los Tubos y accesorios que conforman el Ducto Submarino, se deben
proteger mediante sistemas que minimicen los efectos de la corrosión externa, los cuales deben ser los
siguientes:
8.1.1.23.1.1 Sistema de recubrimiento anticorrosivo. La selección de los sistemas de recubrimiento que
se deben utilizar en la línea regular, curva de expansión y ducto ascendente hasta la zona de mareas y
oleaje, se realiza en función del ambiente de exposición donde se proyecta instalar, la temperatura del fluido
a transportar, así como la vida útil de diseño especificada en las bases de usuario y/o de diseño.
Para la zona sumergida, el sistema de recubrimiento anticorrosivo se debe seleccionar y cumplir con los
requerimientos que se establecen en la NRF-026-PEMEX-2008.
Para la zona de mareas y oleajes el sistema de protección y de recubrimiento anticorrosivo, se debe
seleccionar y cumplir con los requerimientos que se establecen en la NRF-177-PEMEX-2014.
Para la zona atmosférica entre la trampa de diablos y la zona de mareas y oleaje, el sistema de
recubrimiento anticorrosivo se debe seleccionar y cumplir con los requerimientos que se establecen en la
NRF-053-PEMEX-2006, NRF-004-PEMEX-2011 y/o NRF-295-PEMEX-2013 según aplique.
8.1.1.23.1.2 Protección catódica. Todos los ductos submarinos se deben diseñar con un sistema de
protección catódica para su protección ante los efectos corrosivos que se pueden presentar debido a una
falla del sistema de recubrimiento anticorrosivo durante su aplicación o durante la instalación y operación del
Ducto. El diseño e instalación del sistema de protección catódica se debe realizar para cumplir con los
requisitos que se establecen en la NRF-047-PEMEX-2014; para ánodos de sacrificio de acuerdo a la NRF126-PEMEX-2011.
Los sistemas submarinos que se conecten con otros Ductos existentes, deben tener un sistema de
protección catódica con ánodos de sacrificio de acuerdo a la NRF-126-PEMEX-2011.
En Ductos con lastre, el espesor del ánodo debe ser igual o menor al espesor del lastre de concreto. El
diseño debe establecer que en la construcción, los ánodos deben ser del tipo brazalete y estar soldados
para la continuidad eléctrica con el Ducto. En Ductos sin lastre, los ánodos se deben proteger en sus
extremos para evitar daños durante el tendido del Ducto.
En caso que el espesor de lastre de concreto obtenido del análisis de estabilidad hidrodinámica resulte de
una pulgada y el espesor mínimo del ánodo especificado por diseño resulte mayor, entonces en el tramo con
ánodo, el espesor del lastre de concreto se debe igualar al espesor del ánodo.
Se debe especificar como mínimo un ánodo de sacrificio en la curva de expansión y otro en el ducto
ascendente, la cantidad total final se debe determinar por cálculos de diseño del sistema de protección.
En la zona aérea, arriba de la abrazadera ancla se debe especificar una junta aislante para seccionar
eléctricamente el Ducto submarino de la subestructura de la plataforma o de las instalaciones terrestres,
para cumplir con los requisitos que establecen la NRF-047-PEMEX-2014 y/o NRF-297-PEMEX-2012.
8.1.1.23.2 Corrosión interna. Los ductos submarinos para transporte de hidrocarburos líquidos o
gaseosos y otros servicios que contengan agentes agresivos o corrosivos, desde su diseño deben incluir las
previsiones para los sistemas de evaluación de su velocidad de corrosión interior y los sistemas para su
protección interior a base de inhibidores de corrosión, así como el equipo y dispositivos para su integración y
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habilitar los accesos al interior de la tubería de proceso con máquina perforadora, antes de iniciar su
operación.
Los sistemas para evaluación de velocidad de corrosión interior y para protección interior de ductos a base
de inhibidores de corrosión se deben incluir por diseño y especificar que se cumplan los requisitos
establecidos para tal efecto en la NRF-005-PEMEX-2009.
8.1.2
Clasificación de ductos submarinos
Se establecen tres Categorías de Seguridad y Servicio (CSS) para diseño de un ducto submarino, en función
del tipo de fluido, la zonificación y el volumen de producción transportado; para aplicar el factor de diseño
correspondiente, el cual incluye las condiciones de riesgo del ducto submarino. Dichas categorías son: Muy
alta, Alta y Moderada.
La zonificación de una línea submarina se define de la siguiente manera:
NOTA: En caso de no existir trampa de diablos, el ducto submarino se delimita hasta las válvulas de bloqueo 1 y 3.
Figura 2. Zonificación de un ducto submarino
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

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Zona A Comprende la línea regular y ramales.
Zona B Comprende trampa de diablos, cuello de ganso, ducto ascendente y curva de expansión.
Con relación al tipo de fluido que transporta se deben clasificar en dos grupos:


Gas
Gases inflamables y/o tóxicos además de mezclas de hidrocarburos (oleogasoductos).
Líquido Líquidos inflamables y/o tóxicos.
La categorización de un ducto específico que transporta gas o mezcla de crudo y gas, se debe estimar un
volumen en Miles de Barriles de Crudo Pesado Equivalente Diario (MBCPED) de acuerdo al Anexo B. Esta
categorización puede ser elevada a una categoría mayor con base en una estimación cuantitativa de riesgo
y consecuencias de falla
8.1.2.1 Ductos que transportan gases inflamables y/o tóxicos. Las CSS para ductos submarinos que
transportan gases inflamables y/o tóxicos se deben seleccionar de acuerdo con lo que establece la tabla 1.
NIVEL DE PRODUCCIÓN
ZONA A
ZONA B
0 - 300 MBCPED
ALTA
MUY ALTA
Tabla 1. Categorías de Seguridad y Servicio para ductos submarinos
que transportan gases inflamables y/o tóxicos
8.1.2.2 Ductos que transportan líquidos inflamables y/o tóxicos. Las CSS para ductos submarinos que
transportan líquidos inflamables y/o tóxicos se deben seleccionar de acuerdo con lo establecido en la tabla 2.
NIVEL DE PRODUCCIÓN
ZONA A
ZONA B
0 - 100 MBCPED
MODERADA
MODERADA
101 – 1000 MBCPED
MUY ALTA
ALTA
Tabla 2. Categorías de Seguridad y Servicio para ductos submarinos
que transportan líquidos inflamables y/o tóxicos
8.1.2.3 Ductos que transportan fluidos no inflamables y no tóxicos. En ductos que transporten fluidos
que no sean inflamables y no tóxicos como agua o nitrógeno entre otros, se deben categorizar con la
clasificación Moderada.
8.1.3
Efectos Mecánicos
8.1.3.1 Presión interna. El ducto y sus componentes se deben diseñar para resistir la presión interna de
diseño (Pint) y la presión externa (Pext) debida a la carga hidrostática, la cual no debe ser menor a la presión
interna en cualquier punto del ducto en una condición estática.
El espesor requerido por presión interna para diseño de ductos submarinos que transportan líquido o gas, se
debe obtener con la siguiente expresión:
t
Pi D
.................................................................................................................................. (9
2 SMTS fpb f t  Pi
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Dónde:
Zona A
Pi = Pint – Pext ................................................................................................................................................ (10
Zona B
Pi = Pint .......................................................................................................................................................... (11
Pi
Pint
Pext
D
t
SMTS
fPb
ft
2
=
=
=
=
=
=
Presión interna, en N/mm (psi)
2
Presión interna de diseño, en N/mm (psi)
2
Presión externa hidrostática actuante en el ducto, en N/mm (psi).
Diámetro exterior nominal del tubo, en mm (in).
Espesor de pared de acero del tubo por presión interna, en mm (in).
Specified Minimum Ultimate Tensile Strength (Esfuerzo de Tensión Ultimo Mínimo Especificado
2
del material del ducto), en N/mm (psi)
= Factor para diseño por presión interna indicado en la Tabla 3.
= Factor por temperatura indicado en la Tabla 4.
Contenido
Gas
Crudo
MODERADA
No Aplica
0,63
ZONA A
ALTA
0,60
No Aplica
MUY ALTA
No Aplica
0,57
MODERADA
No Aplica
0,52
ZONA B
ALTA
No Aplica
0,47
MUY ALTA
0,44
No Aplica
Tabla 3. Factores para diseño por presión interna (fPb)
FACTOR POR
TEMPERATURA
°C
°F
ft
121 o menos
250 o menos
1,000
130
266
0,989
140
284
0,977
150
302
0,966
Nota: Para temperaturas intermedias se debe interpolar.
TEMPERATURA
Tabla 4. Factor por temperatura (ft) para ductos de acero
8.1.3.1.1 Espesor mínimo requerido. El espesor mínimo de pared requerido para soportar los esfuerzos
producidos por presión interna se determina mediante la siguiente expresión:
tr = t + tc......................................................................................................................................................... (12
Dónde:
tr = Espesor mínimo requerido por presión interna, en mm (in)
t = Espesor de diseño por presión interna (Ver 8.1.3.1.1.1), en mm (in)
tc = Tolerancia por corrosión (Ver 8.1.3.1.1.2), en mm (in)
Para el caso de diseño de ductos submarinos, el espesor comercial se debe seleccionar a partir del espesor
mínimo requerido (tr). A éste espesor comercial se debe restar el espesor correspondiente a su tolerancia de
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fabricación que se establece en el 8.1.3.1.1.3 de esta Especificación Técnica, ésta diferencia debe ser mayor
o igual al mínimo requerido. En caso contrario se debe seleccionar el inmediato superior que se fabrique de
acuerdo con el ASME B36.10M.
tr  tcom - tfab ................................................................................................................................................... (13
Dónde:
tcom = Espesor comercial para presión interna, en mm (in)
tfab = Tolerancia por fabricación (Ver 8.1.3.1.1.3), en mm (in)
8.1.3.1.1.1 Espesor de diseño. El espesor de diseño (t) por presión interna se calcula utilizando las
expresiones 9 a 11.
8.1.3.1.1.2 Tolerancia por corrosión. Se debe utilizar un espesor adicional para desgaste por corrosión
interior el cual se debe determinar de la siguiente forma:
a) Identificar sitios con mayor susceptibilidad de presencia de corrosión generalizada y predecir la mayor
velocidad de corrosión esperada por medio de simulaciones probabilísticas del flujo.
b) Cuando se disponga de resultados estadísticos representativos de los sitios más susceptibles de
presencia de corrosión generalizada, que además sean fidedignos para el mismo fluido y condiciones de
operación que el ducto submarino que se va a diseñar, se debe tomar el valor de la mayor velocidad de
corrosión determinada.
c) Comparar los valores de velocidad de corrosión a que se refieren los incisos a) y b) para identificar la
mayor velocidad de corrosión.
d) El mayor valor de velocidad de corrosión conforme con el inciso c), se debe agregar como espesor
adicional por corrosión por cada año de la vida de diseño, mismo que en ningún caso debe ser menor de
0,159 mm (6,25 mil) por año para línea regular (Zona A) y de 0,254 mm (10 mil) por año para ducto
ascendente (Zona B).
e) Para ductos de transporte de hidrocarburos, productos y subproductos con características de presión,
temperatura, concentraciones de CO2, H2S, H2O en estado líquido y cloruros, el sobre espesor será
puntualmente determinado con los resultados del estudio de simulación de flujo y de corrosión a
elaborarse durante la etapa de la ingeniería básica del proyecto.
8.1.3.1.1.3 Tolerancia por fabricación. El espesor de tolerancia por fabricación, se debe obtener en
función de los valores que se muestran en la Tabla 5.
ESPESOR DE PARED
t
mm (in)
TOLERANCIAS
mm (in)
DUCTO SIN COSTURA
0,6 (0.024)
0,5 (0.020)
0,150 t
– 0,125 t
3,7 (0.146) ó 0,1 t, el que sea mayor
3,0 (0.120) ó – 0,1 t, el que sea mayor
≤ 4,0 (0.157)
4,0 (0.157) a 25,0 (0.984)
≥ 25,0 (0.984)
Tabla 5. Tolerancia por fabricación de espesores de pared
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ESPESOR DE PARED
t
mm (in)
TOLERANCIAS
mm (in)
DUCTO CON COSTURA
≤ 5,0 (0.197)
± 0,5 (0.020)
5,0 (0.197) a 15,0 (0.591)
± 0,1 t
≥ 15,0 (0.591)
± 1,5 (0.060)
Tabla 5. Tolerancia por fabricación de espesores de pared (continuación)
8.1.3.1.1.4 Espesor por temperatura para ductos restringidos. El espesor del ducto debe ser suficiente
para soportar los esfuerzos generados por las cargas térmicas. El cálculo de espesor por este efecto para
líneas restringidas (línea regular) debe realizarse de acuerdo con la siguiente expresión:
tt 
0,7 (Pint  Pext ) D
.............................................................................................................. (14
2 0,9 SMYS f t  E  T2  T1 
Dónde:
tt
Pint
Pext
D
SMYS
=
=
=
=
=
ft
E

=
=
=
T1
=
T2
=
Espesor de pared de acero del tubo por temperatura, en mm (in)
2
Presión interna de diseño, en N/mm (psi)
2
Presión externa hidrostática actuante en el ducto, en N/mm (psi)
Diámetro exterior nominal del tubo, en mm (in)
Specified Minimum Yield Strength (Esfuerzo de Fluencia Mínimo Especificado del material del
2
ducto), en N/mm (psi)
Factor por temperatura indicado en la Tabla 4.
2
Módulo de elasticidad del acero del ducto indicado en la Tabla 6, en N/mm (psi)
Coeficiente de expansión térmica, en mm/mm/°C (in/in/°F). 11.7 x 10-6 mm/mm/°C para
-6
temperaturas hasta 121 °C (6.5 x 10 in/in/°F para temperaturas hasta 250 °F) y para
temperaturas mayores conforme a lo indicado en la tabla 832.2-1 del ASME B31.8.
Temperatura de instalación, en °C (°F); A menos que se cuente con un valor medido o estadístico
de la temperatura de fondo, ésta debe ser considerada de 15°C.
Temperatura de diseño, en °C (°F).
MODULO DE
ELASTICIDAD
TEMPERATURA
°C
°F
lb/in² x 10
21
70
29,5
90
194
28,8
110
230
28,6
130
266
28,5
150
302
28,3
6
Nota: Para temperaturas intermedias se debe interpolar.
Tabla 6. Módulos de elasticidad para aceros al carbono
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El espesor comercial se debe seleccionar como el inmediato superior al calculado por temperatura. A éste
espesor comercial se debe restar el espesor de tolerancia por fabricación conforme con el 8.1.3.1.1.3 de
esta Especificación Técnica, esta diferencia debe ser igual o mayor al espesor requerido por temperatura. En
caso contrario se debe seleccionar el inmediato superior que se fabrique de acuerdo con el ASME B36.10M.
El espesor comercial seleccionado para la zona de línea regular del ducto, debe ser el mayor entre el
requerido por temperatura alta de acuerdo a este numeral y el requerido por presión interna de acuerdo a
8.1.3.1 de esta Especificación Técnica.
En caso que el espesor comercial para la línea regular del ducto sea mayor que el espesor comercial
seleccionado para la curva de expansión, ducto ascendente cuello de ganso y ductos de las trampas de
diablos, se debe igualar con el espesor para la línea regular.
El espesor calculado por temperatura en tramos rectos restringidos no debe ser menor al valor de 20 ni
mayor al valor de 45 en la relación D/t. En caso contrario se puede incrementar el grado de material en
función de las limitaciones establecidas en la NRF-001-PEMEX-2013 o bien se puede diseñar la instalación
superficial del ducto, con una configuración a base de curvaturas horizontales inducidas, en cuyo caso se
debe revisar la estabilidad hidrodinámica para la condición de operación de acuerdo a 8.1.4 de esta
Especificación Técnica.
8.1.3.2 Revisión de espesor por otras condiciones. El espesor de pared requerido por presión interna o
temperatura, debe ser el calculado para soportar otros posibles efectos, producto de las solicitaciones a las
cuales puede estar sujeto el ducto durante la instalación u operación, incluyendo expansión y flexibilidad,
conforme con lo siguiente:
a) Instalación: t1 = tcom – tfab ....................................................................................................................... (15
b) Operación:
t2 = tcom – tfab – tc................................................................................................................. (16
Dónde:
t
tcom
tfab
tc
=
=
=
=
Espesor utilizado para la revisión por otros efectos, en mm (in)
Espesor comercial obtenido para presión interna, en mm (in)
Tolerancia por fabricación (Ver 8.1.3.1.1.3), en mm (in)
Tolerancia por corrosión (Ver 8.1.3.1.1.2), en mm (in)
8.1.3.2.1
Tensión longitudinal (Tu). Para fines de prever este efecto se deben incluir los esfuerzos
longitudinales que se presenten en la fase de instalación u operación. La capacidad del ducto a tensión
longitudinal está dada por la siguiente expresión:
Tu 1,1SMYSAs ........................................................................................................................................ (17
Dónde:
Tu
= Tensión longitudinal última, en N (lb).
SMYS = Specified Minimum Yield Strength (Esfuerzo de Fluencia Mínimo Especificado del material del
2
ducto en N/mm (psi)
2
2
As
= Área de la sección transversal de acero del ducto, en mm (in ), calculada como: As =π•(D-t1)•t1
La capacidad permisible de tensión longitudinal (T cp) se debe calcular utilizando cualquiera de las siguientes
expresiones dependiendo de las fases de diseño:
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Tcp  0,62 Tu (Fase de Instalación) ............................................................................................................ (18
Tcp  0,56 Tu (Fase de Operación)............................................................................................................. (19
Dónde:
Tcp en N (lb).
8.1.3.2.2
Presión externa. Durante las fases de Instalación y Operación, los ductos submarinos están
sujetos a condiciones de presión externa, lo que se presenta como un diferencial de presión con respecto a
la presión interna actuando en el ducto, lo que puede causar el colapso del ducto. En virtud de tal situación,
se debe realizar una revisión de los efectos de presión de colapso y propagación de pandeo para garantizar
la resistencia requerida del ducto, en función de las variaciones de las propiedades geométricas,
ovalamiento, esfuerzos y presiones externas (Pext).
8.1.3.2.2.1 Presión de colapso (Pc). La capacidad a presión neta de colapso (Pc) se debe calcular
mediante la expresión:
2
P  D
 PC   PC  
 - 1   - 1  2  C  f o   ...................................................................................................... (20
 
P 
 Pe   Py  
 y   t1 
Dónde:
2
Pc = Presión de colapso, en N/mm (psi).
Py = Presión de fluencia por colapso 
2 t(SMYS)
.................................................................................... (21
D
3
Pe = Presión elástica por colapso 
fo
2 E  t1 
  ....................................................................................... (22
1-²  D 
= factor de ovalización ................................................................................................................... (23
SMYS = Specified Minimum Yield Strength (Esfuerzo de Fluencia Mínimo Especificado del material del
2
ducto), en N/mm (psi)
2
E
= Módulo de elasticidad del acero del ducto, en N/mm (psi)

= Relación de Poisson = 0,30 para el acero
D
= Diámetro nominal del tubo, en mm (in).
Dmax = Diámetro máximo de la sección transversal del ducto, en mm (in)
Dmin = Diámetro mínimo de la sección transversal del ducto, en mm (in)
t1
= Espesor de pared del tubo conforme a 8.1.3.2, en mm (in)
La capacidad permisible del ducto sometido a presión externa se debe calcular con la expresión:
PCDE  0,70Pc ............................................................................................................................................. (24
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Dónde:
2
PCDE = Capacidad permisible de presión de colapso en Ducto submarino, en N/mm (psi).
La presión de colapso permisible calculada con la expresión 24, debe garantizar que:
PCDE > Pext - Pint ............................................................................................................................................. (25
8.1.3.2.2.2 Propagación de pandeo (Pp). La presión de propagación en ductos se debe calcular con la
siguiente expresión:
Pp
t 
 34 1 
SMYS
D
2, 5
................................................................................................................................... (26
Dónde:
2
Pp
= Presión de propagación, en N/mm (psi)
SMYS = Specified Minimum Yield Strength (Esfuerzo de Fluencia Mínimo Especificado del material del
2
ducto en N/mm (psi)
t1
= Espesor de pared del tubo calculado de acuerdo a 8.1.3.2, en mm (in)
D
= Diámetro nominal del tubo, en mm (in).
La capacidad permisible del ducto ante el efecto de propagación de pandeo se debe calcular con la
expresión:
Ppc  0,73Pp .............................................................................................................................................. (27
Dónde:
2
Ppc = Capacidad permisible por presión de propagación, en N/mm (psi).
La presión de propagación permisible calculada con la expresión 27, debe garantizar que:
Ppc > Pext - Pint ............................................................................................................................................... (28
Para el cálculo de la presión externa, se debe realizar para una altura de ola máxima para un periodo de
retorno de 10 años en la condición de instalación. Para la condición en operación se debe revisar la presión
de propagación para una altura de ola por tormenta, para un periodo de retorno de 100 años.
8.1.3.2.3 Momento flexionante (Mu). Para fines de predecir este efecto se deben sumar todos los
esfuerzos flexionantes que se presenten en la fase de instalación u operación. La capacidad a flexión
transversal del ducto está dada por las siguientes expresiones:

D 

Mu  1,1SMYS D 2 t 1 - 0,001  ............................................................................................................ (29
t 


Dónde:
Mu
= Momento último por flexión transversal para diseño, en N•mm (lb•in)
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SMYS = Specified Minimum Yield Strength (Esfuerzo de Fluencia Mínimo Especificado del material del
2
ducto), en N/mm (psi)
D
= Diámetro exterior nominal del tubo, en mm (in)
t
= Espesor de pared del tubo calculado de acuerdo a 8.1.3.2, en mm (in), deben revisarse las dos
condiciones para t1 y t2
La capacidad permisible del ducto, se debe calcular con la siguiente expresión:
Muc  fMMu ................................................................................................................................................. (30
Dónde:
Muc = Capacidad permisible de momento flexionante, en N· mm (lb· in)
fM = Factor de diseño por flexión transversal indicado en la Tabla 7
ZONA
OPERACIÓN
A
0,57
B
0,53
INSTALACIÓN
0,67
Tabla 7. Factores de diseño por Momento Flexionante (fM)
8.1.3.2.4 Pandeo global (Cg). Se debe revisar el pandeo global en tramos rectos sometidos a fuerzas de
compresión pura, que se puedan presentar en claros libres y cruces.
La capacidad permisible del ducto, se debe calcular con la expresión:



Cg  1,1 SMYS 1,2 - 0,25 2 As ................................................................................................................. (31
Dónde:
Cg
= Carga de compresión por pandeo global, en N (lb).
SMYS = Specified Minimum Yield Strength (Esfuerzo de Fluencia Mínimo Especificado del material del
2
ducto), en N/mm (psi).

= Relación de esbeltez .................................................................................................................. (32
K
L
= Factor de longitud efectiva que depende de las condiciones de apoyo en los extremos del tramo.
Para extremos empotrados K = 0,5 y para extremos articulados K = 1,0.
= Longitud del tramo, mm (in).
r
= Radio de giro = ........................................................................................................................... (33
I
As
As
E
=
=
=
=
4
4
Momento de inercia de la sección de acero del ducto, en mm (in )
2
2
Área de la sección transversal de acero del ducto, en mm (in ), calculada como:
π•(D-t1)•t1
2
Módulo de elasticidad del acero del ducto, en N/mm (psi)
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La capacidad permisible que tendrá el ducto se debe calcular con la expresión:
Cgp  0,54Cg ............................................................................................................................................. (34
Dónde:
Cgp = Capacidad permisible por pandeo global para diseño, en N (lb).
Para el caso de ductos en tramos rectos superficiales o enterrados, el cálculo de la capacidad de pandeo
global debe prever el efecto de la restricción lateral y/o vertical del suelo.
8.1.3.2.5 Formulaciones de diseño para estados de carga combinados. Durante la etapa de tendido o
instalación del ducto submarino, se debe cumplir con los requerimientos establecidos para los siguientes
efectos combinados de carga:
8.1.3.2.5.1 Tensión y Momento flexionante (Tu-Mu). La capacidad del ducto para soportar esfuerzos
combinados de Tensión y Momento Flexionante, se debe verificar mediante la siguiente expresión:
 M  2  T  2 
 
 

 M u   Tu  
0,5
 f TM ..................................................................................................................... (35
Dónde:
fTM
Mu
Tu
M
T
=
=
=
=
=
Factor de diseño para combinación de Tensión y Momento Flexionante = 0,54.
Momento último por flexión transversal, en N•mm (lb•in). (Ec. 29).
Tensión longitudinal última, en N (lb). (Ec. 17)
Momento flexionante aplicado, en N•mm (lb•in).
Fuerza axial aplicada, en N (lb)
8.1.3.2.5.2 Tensión axial, Momento flexionante y Presión de colapso (Tu–Mu–Pc). La capacidad del
ducto para soportar esfuerzos combinados de Tensión Axial, Momento Flexionante y Presión de Colapso, se
debe verificar mediante la siguiente expresión:
 M  2  P  2  T  2 

 
 
 
 Tu  
 Pc 
 Mu 
0,5
 fTMPc ......................................................................................................... (36
Dónde:
P
Pc
M
Mu
T
Tu
fTMPc
=
=
=
=
=
=
=
2
Presión externa actuante, en N/mm (psi).
2
Presión de colapso, en N/mm (psi). (Ec. 20).
Momento flexionante aplicado, en N•mm (lb•in).
Momento último por flexión transversal para diseño, en N•mm (lb•in). (Ec. 29).
Fuerza axial aplicada, en N (lb).
Tensión longitudinal última, en N (lb). (Ec. 17).
Factor de diseño para combinación de tensión, momento flexionante y presión de colapso = 0,80.
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8.1.3.2.6
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Formulaciones de diseño por criterio de deformación para estados de carga combinados
En secciones del ducto sometidas a deformaciones axiales de compresión, debido a flexión (f), fuerza axial
(fa) y a presión interna (pi), se deben diseñar para satisfacer la siguiente condición:
εsd
≤ εRd .................................................................................................................................................. (37
εsd
= Deformación actuante por compresión (función de la flexión, fuerza axial y presión interna).
εRd
= Deformación resistente.
εRd
= εc / γε para D/t ≤ 45 y pi ≥ pe ..................................................................................................... (38
La condición establecida en la ecuación 37 de esta Especificación Técnica, debe prever los defectos en la
soldadura circunferencial, ya que esta tiene un impacto significante en la capacidad de deformación por
compresión.
t
εc = 0.78 ∙ [ 1 − 0.01] ∙ [1 + 5.75 ∙
𝑃𝑏 =
D
2∙𝑡1
∙ 𝑓𝑐𝑣 ∙
𝐷−𝑡1
𝑓𝑐𝑣 = 𝑀𝑖𝑛 [𝑓𝑦 ;
∝𝑔𝑤 = 1 − 0.4
∝𝑔𝑤 = 1
2
√3
pb
] ∙ α−1.5
∙ αgw
h
𝑓𝑢
𝐷
−20
𝑡2
] .................................................................................................................................................................................................. (41
Para D/t1 ≥ 20 ......................................................................................................... (42
Para D/t1 < 20 ......................................................................................................... (43
∝ℎ = (
𝑅𝑡0.5
εc
= Deformación ultima a compresión.
γε
Pimin
Pe
Pb
αh
Rt0.5
Rm
Αgw
t1
=
=
=
=
=
=
=
=
=
𝑅𝑚
Dónde:
(39
...................................................................................................................................................................................................... (40
1.15
40
pmin −pe
) .................................................................................................................................................... (44
Factor de deformación límite (ver tabla 7.1)
Presión interna mínima
Presión externa
Presión de reventamiento
Endurecimiento mínimo por deformación
Resistencia a la fluencia (indicada en el ISO-3183:2012)
Resistencia a la tensión (indicada en el ISO-3183:2012)
Factor de soldadura circunferencial
Espesor de pared del tubo conforme a 8.1.3.2, en mm (in)
Para ductos lastrados se debe incluir un factor de concentración de esfuerzos en la unión de campo y para
este caso la deformación resistente se debe determinar cómo:
εRdf = εRd /1.25 .............................................................................................................................................. (45
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Categoría de seguridad
Moderada
Alta
Muy Alta
2.0
2.5
3.3
Tabla 7.1 Factor de deformación límite (γε)
8.1.4.
Estabilidad hidrodinámica
Se debe realizar un análisis de estabilidad hidrodinámica para comprobar que los factores de estabilidad
horizontal del ducto cumplen con lo establecido en este numeral, éste análisis se debe realizar para sus
condiciones de instalación y operación, así como utilizar los niveles 2 y/o 3 del programa AGA “Analysis for
Submarine Pipeline On-Bottom Stability”. Se deben combinar fuerzas verticales y horizontales que actúen
simultáneamente, así como la direccionalidad del oleaje y corriente. El peso del ducto sumergido se puede
controlar con la combinación del espesor y densidad del lastre de concreto.
Para la condición de instalación el análisis se debe realizar con el ducto expuesto, vacío y para un período
de tormenta de 10 años. Los parámetros de diseño para ésta condición se establecen en la Tabla 8 de esta
Especificación Técnica.
El análisis de estabilidad hidrodinámica para la condición de operación se debe realizar únicamente si la
línea regular del ducto o un tramo de ésta, no se encuentran bajo el lecho marino por alguno de los motivos
indicados en 8.1.1.14 de esta Especificación Técnica. El análisis en esta fase se debe realizar con el ducto
expuesto, lleno del fluido y un período de tormenta de 100 años. Los parámetros de diseño a utilizar para la
fase de operación se establecen en la Tabla 9 de esta Especificación Técnica.
Durante el análisis hidrodinámico del ducto submarino, el factor de estabilidad seleccionado, se debe
comparar con el obtenido para las siguientes velocidades de fondo inducidas por el oleaje:
a) Una velocidad de fondo (U1/100), para un período de 4 horas de desarrollo de tormenta.
b) Una velocidad de fondo (U1/1,000), para un período de 3 horas de tormenta completamente desarrollada.
Los dos factores de estabilidad calculados para las dos velocidades de fondo, deben ser iguales o mayores
que el factor de estabilidad establecido en las Tablas 8 y 9 de esta Especificación Técnica, según sea el
caso.
Los parámetros oceanográficos que se deben incluir en el análisis, se fijan esta Especificación Técnica, en el
8.1.4.2 para periodos de retorno de 10 años y 8.1.4.3 para periodos de retorno de 100 años.
Se debe revisar que los ductos en la condición vacía durante su instalación, sean estables verticalmente,
para lo cual se debe verificar que el peso sumergido del ducto sea como mínimo 1,10 veces la fuerza de
levantamiento para las condiciones a) y b) anteriormente indicadas.
Los ductos se deben revisar en su condición de cubiertos con el lecho marino en cuanto a hundimiento y
flotación. Tanto para ductos de gas como de líquido, el hundimiento se debe evaluar asumiendo que se
encuentra lleno de agua y la flotación asumiendo que se encuentra vacío.
Si el peso específico sumergido del ducto lleno de agua es menor que el del lecho marino que soporta, no se
requiere de ningún otro análisis en cuanto al hundimiento. Si de acuerdo a las características del suelo se
puede presentar licuación, se debe revisar que la profundidad de hundimiento del ducto no genere esfuerzos
mayores al 18% del SMYS a consecuencia de la curvatura.
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Si el peso específico sumergido del ducto vacío es menor que el del lecho marino que soporta, se debe
revisar que la resistencia al corte del lecho marino sea la requerida para prevenir la flotación.
Si no se puede garantizar la estabilidad del ducto con el lastre de concreto y con la capa de lecho marino
que soporta, se puede utilizar como opción un sistema de anclaje, malla lastrada o modificar la trayectoria
del ducto.
PARÁMETROS DE DISEÑO
FASE DE INSTALACIÓN
- Enterrado inicial del ducto.
Superficial al lecho marino
- Factor de estabilidad horizontal.
(1)
.
FE = 1,1
- Peso del fluido.
Tubo vacío.
- Características del suelo.
Tomar datos del estudio geotécnico del corredor,
realizado con pruebas estáticas y dinámicas, de
acuerdo al inciso 8.1.1.4.
- Altura de ola significante.
Datos del Anexo A
correspondientes a un periodo
de retorno de 10 años.
- Velocidad de corriente a 95% de la profundidad.
Datos del Anexo A
correspondientes a un periodo
de retorno de 10 años.
- Período pico de la ola para la Sonda de
Campeche y el Litoral Tabasco.
11,3 seg.
- Período pico de la ola para la Zona Norte y
Lankahuasa.
11,9 seg.
- Gravedad específica mínima.
1,2
(2)
(2)
(1)
Se puede proponer una profundidad de enterrado en el lecho marino, diferente a una condición superficial en función
de un análisis de asentamiento instantáneo provocado por actividades de instalación del ducto.
(2) Se debe prever la direccionalidad del oleaje y de la corriente como se establece en 8.1.4.2.2 de esta Especificación
Técnica
Tabla 8. Parámetros de diseño por estabilidad hidrodinámica horizontal
de ductos submarinos en fase de instalación
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PARÁMETROS DE DISEÑO
FASE DE OPERACIÓN
- Enterrado del ducto.
Superficial al lecho marino
CSS
- Factor de estabilidad horizontal.
MODERADA
ALTA
MUY ALTA
FE gas
---1,0
----
(1)
.
FE crudo
1,1
---1,3
- Peso del fluido.
Tubo lleno
- Características del suelo.
Tomar datos del estudio geotécnico del corredor,
realizado con pruebas estáticas y dinámicas, de
acuerdo al inciso 8.1.1.4.
- Altura de ola significante.
Datos del Anexo A
correspondientes a un periodo
de retorno de 100 años.
- Velocidad de corriente a 95% de la profundidad.
Datos del Anexo A
correspondientes a un periodo
de retorno de 100 años.
- Período pico de la ola para la Sonda de
Campeche y el Litoral Tabasco.
13,0 seg.
- Período pico de la ola para la Zona Norte y
Lankahuasa.
12,3 seg.
(2)
(2)
(1)
Se puede proponer una profundidad de enterrado en el lecho marino, diferente a la superficial en función de un
análisis de asentamiento instantáneo provocado por actividades de instalación y prueba hidrostática del ducto.
(2)
Se debe prever la direccionalidad del oleaje y de la corriente como se establece en 8.1.4.3.2 de esta Especificación
Técnica.
Tabla 9. Parámetros de diseño por estabilidad hidrodinámica horizontal
de ductos submarinos en fase de operación
8.1.4.1 Análisis de flotabilidad de ducto enterrado bajo el lecho marino. Cuando el ducto está
enterrado bajo el lecho marino, tiende a flotar o hundirse en condiciones de tormenta, este fenómeno
depende del peso del ducto y su contenido, densidad del lecho marino y su resistencia al esfuerzo cortante.
La revisión de la flotabilidad de ductos en esta condición, se debe realizar de la siguiente manera:
1) Resistencia del lecho marino más la resistencia adicional generada por su peso sobre el ducto.
2)
 2C S    sD t HC 

 ...................................................................................................................... (46
3) R S  
 

 Dt   A t 
Dónde:
RS
CS
Dt
s
Hc
At
=
=
=
=
=
=
3
Fuerza de resistencia del suelo al hundimiento o flotación por unidad de volumen del ducto, en lb/ft .
2
2
Resistencia al esfuerzo cortante del suelo no drenado, en N/m (lb/ft )
Diámetro exterior total del ducto, incluyendo el lastre de concreto, en m (ft).
3
3
Peso sumergido del suelo marino, en N/m (lb/ft ).
Espesor de suelo marino arriba del ducto, en m (ft).
2
2
Área transversal del ducto, incluyendo el lastre de concreto, en m (ft ).
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F
2) Fuerza de flotación
WS  Wa
............................................................. (47
At
Dónde:
3
3
F
= Fuerza de flotación, en N/m (lb/ft )
W s = Peso seco del ducto por unidad de longitud, en N/m (lb/ft). Incluye la suma de los pesos del ducto,
contenido, lastre de concreto y recubrimiento anticorrosivo
W a = Peso del volumen de agua desalojada por el ducto, en N/m (lb/ft)
2
2
At = Área transversal del ducto, en m (ft ). Incluye el espesor del lastre de concreto
Se debe cumplir la desigualdad siguiente:
F < RS ............................................................................................................................................................................................................................................... (48
La revisión anterior se debe realizar aplicando la resistencia al corte del suelo remoldeado.
8.1.4.2
Parámetros oceanográficos para período de retorno de 10 años
8.1.4.2.1
Altura de ola y velocidad de corriente. Las alturas de ola y velocidades de corriente para las
diferentes zonas del Golfo de México para un período de retorno de 10 años se establecen en esta
Especificación Técnica, en las figuras A-1 a A-4 del Anexo A.
8.1.4.2.2
Dirección de oleaje y corriente. El análisis de estabilidad hidrodinámica se debe realizar en
función del ángulo de incidencia del oleaje y la corriente con el ducto submarino.
8.1.4.2.2.1 Sonda de Campeche y Litoral Tabasco. La dirección del oleaje más probable que se debe
utilizar para diseñar ductos en esta zona geográfica, debe ser con un rumbo de S 11° 15’ E, mientras que la
dirección de la velocidad de corriente es paralela a la batimetría conforme con la Figura 5 de esta
Especificación. La batimetría se debe asumir como uniforme y regular.
N
Dirección del Oleaje
S 11° 15’ E
Dirección de la Velocidad
de Corriente paralela a la
Batimetría
Figura 5. Dirección del oleaje y la corriente para el periodo de retorno de 10 y 100 años
en la Sonda de Campeche y Litoral Tabasco
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8.1.4.2.2.2 Zona Norte y Lankahuasa. La dirección del oleaje más probable que se debe utilizar para
diseñar ductos en esta zona geográfica, debe ser con un rumbo de S 33° 45’ W, mientras que la dirección de
la velocidad de corriente es paralela a la batimetría conforme con la Figura 6 de esta Especificación. La
batimetría se debe asumir como uniforme y regular.
N
Dirección de la Velocidad
de Corriente paralela a la
Batimetría
Dirección del Oleaje
S 33° 45’ W
Figura 6. Dirección del oleaje y la corriente para el periodo de retorno de 10 años
en la Zona Norte y Lankahuasa
8.1.4.3
Parámetros oceanográficos para periodo de retorno de 100 años
8.1.4.3.1
Altura de ola y velocidad de corriente. Las alturas de ola y velocidades de corriente para
las diferentes zonas del Golfo de México para un periodo de retorno de 100 años se establecen en esta
Especificación, en las figuras A-5 a A-8 del Anexo A.
8.1.4.3.2
Dirección de oleaje y corriente
8.1.4.3.2.1 Sonda de Campeche y Litoral Tabasco. La dirección del oleaje más probable que se debe
utilizar para diseñar ductos en esta zona geográfica, debe ser con un rumbo de S 11° 15’ E, mientras que la
dirección de la velocidad de corriente es paralela a la batimetría conforme con la Figura 5 de esta
Especificación. La batimetría se debe asumir como uniforme y regular.
8.1.4.3.2.2 Zona Norte y Lankahuasa. La dirección del oleaje más probable que se debe utilizar para
diseñar ductos en esta zona geográfica, debe ser con un rumbo de S 78° 45’ W, mientras que la dirección de
la velocidad de corriente es paralela a la batimetría conforme con la Figura 7 de esta Especificación. La
batimetría se debe asumir como uniforme y regular.
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Figura 7. Dirección del oleaje y la corriente para el período de retorno
de 100 años en la Zona Norte y Lankahuasa
8.1.5
Documentación entregable en diseño
Al final del proyecto, se debe entregar a Pemex en papel y en archivo electrónico como mínimo lo siguiente:












Bases de diseño.
Información básica que involucre todos los aspectos considerados en el diseño.
Memorias de cálculo.
Determinación del espesor por presión interna, temperatura alta y revisión por otros efectos.
Análisis de flexibilidad (ducto ascendente, claros libres, cruces, interconexiones, entre otros).
Análisis de vorticidad.
Análisis de estabilidad hidrodinámica.
Protección catódica.
Diseño de abrazaderas.
Diagramas de flujo.
Hojas de especificaciones particulares.
Planos de proyecto (Cuando las condiciones de operación sean mayores de 90 °C, se debe incluir una
nota en cada plano que indique lo siguiente: Después de concluida la construcción del ducto, se debe
efectuar un estudio geofísico detallado que permita conocer el perfil del ducto a lo largo del corredor, con
el fin de detectar los claros libres e irregularidades para su correspondiente análisis de esfuerzos y evitar
problemas de pandeos verticales “upheaval” o pandeos laterales).
 Isométricos.
 Volumen de obra.
 Requisiciones.
Pemex debe establecer en las bases técnicas del procedimiento de contratación, la documentación y
alcance adicional de documentación e información entregable.
8.1.5.1 Análisis de Riesgo del Ducto. Todos los análisis de riesgos necesarios para el Proyecto del
sistema, deben cumplir con los requisitos establecidos en la NRF-018-PEMEX-2007.
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9.
Responsabilidades
9.1
Petróleos Mexicanos, Empresas Productivas Subsidiarias y Empresas Filiales
9.1.1 Proporcionar al proveedor de los servicios de diseño la información requerida por esta
Especificación Técnica para el desarrollo de las actividades contratadas.
9.1.2 Otorgar las aprobaciones de los documentos que se requieran antes durante y al final de las
actividades requeridas por esta Especificación Técnica.
9.1.3 Realizar o hacer que se lleve a cabo en forma documentada, la verificación de la conformidad con
los requisitos de la Especificación Técnica.
9.2
Contratistas
9.2.1 El contratista de los servicios de diseño de Ductos submarinos debe demostrar que cuenta con
experiencia empresarial comprobable en el desarrollo del diseño de proyectos similares.
9.2.2 Debe demostrar que dispone de personal especializado o calificado, si aplica, en las áreas de diseño
de Ductos submarinos.
9.2.3 El contratista debe disponer de equipo, instrumentación e infraestructura suficiente y apropiada para
el cumplimiento de las actividades y obligaciones requeridas por esta Especificación Técnica.
9.2.4 El contratista debe proporcionar al representante de Pemex acceso a instalaciones o información
relacionada con las actividades requeridas por esta Especificación Técnica durante la vigencia del contrato.
9.2.5
El Contratista debe elaborar y entregar a Pemex los documentos de la Ingeniería contratada.
9.2.6 Los documentos se deben entregar a Pemex en el correspondiente Libro de Proyecto el que debe
cumplir con los requisitos establecidos en la NRF-271-PEMEX-2011.
9.2.7 Los documentos deben estar en idioma español y en el Sistema General de Unidades de Medida
internacional, de conformidad con la NOM-008-SCFI-2002 y la ES.
9.2.8 Los Contratistas extranjeros pueden emplear su idioma de origen entre paréntesis, anteponiendo la
correspondiente traducción al idioma español, que es base para la aceptación y lo que se desprenda en
términos de ley, garantías o reclamaciones, entre otros.
9.2.9
Los reportes de resultados de software, de origen extranjero, pueden ser en Idioma inglés o español.
9.2.10 La revisión o verificación de los documentos por Pemex o quien Pemex designe, como la omisión
de éstas, no libera al Contratista de su responsabilidad de cumplir con esta Especificación Técnica y con el
Contrato, quedando obligados a subsanar a satisfacción de Pemex, cualquier desviación, omisión, error,
mala interpretación, defecto, vicio oculto, entre otros en que incurra.
9.2.11 Los documentos se deben avalar con el nombre, firma y cédula profesional o equivalente extranjero
del Ingeniero responsable de la Contratista, así como del responsable de aseguramiento de calidad del
Contratista, los documentos se deben incluir la siguiente información mínima como identificación:
a) Nombre y Logotipo del Contratista.
b) Nombre del Proyecto.
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Segunda Edición
c)
d)
e)
f)
g)
h)
i)
j)
k)
10.
P.2.0722.03:2015
Número de Contrato.
Título del documento.
Número de identificación del documento.
Número de revisión.
Descripción de la revisión.
Fecha de la revisión.
Nombre, servicio y clave del Ducto.
Origen y Destino del Ducto.
Lista del contenido y paginación consecutiva.
Concordancia con normas mexicanas o internacionales
Esta Especificación Técnica no tiene concordancia con normas mexicanas o internacionales (Ver anexo D).
11.
Bibliografía
Esta Especificación Técnica se fundamenta con las referencias técnicas bibliográficas que se indican a
continuación:
11.1
ISO 13623:2009. Petroleum and natural gas industries - Pipeline transportation systems, First
edition, June 2009. (Industrias del petróleo y gas natural -Sistemas de transporte por ductos, primera edición,
abril 2000).
11.2
American Gas Association. (AGA). Submarine Pipeline on-Bottom Stability, 1993. (Estabilidad en
suelos marinos de ductos submarinos, 1993).
11.3
API SPEC. 5L/ISO 3183. Specification for Line Pipe. Forty-Fourth Edition, October 2007.
(Especificación para ducto Cuadragésima cuarta edición, octubre 2007).
11.4
API RP 1111-2009. Recommended Practice for Design, Construction Operation, and Maintenance of
Offshore Hydrocarbon Pipelines “Limit State Design”. fourth edition, December 2009. (Práctica recomendada
para el diseño, construcción, operación y mantenimiento de ductos para transporte de hidrocarburos costa
afuera “Diseño por estado límite”. Cuarta edición, Diciembre 2009).
11.5
API RP 1111-1993. Recommended Practice for Design, Construction, Operation, and Maintenance
of Offshore Hydrocarbon Pipelines. Second edition, November / 1993. (Práctica recomendada para el diseño,
construcción, operación y mantenimiento de ductos para transporte de hidrocarburos costa afuera. Segunda
edición, noviembre / 1993).
11.6
ASME B31.G-2012. Manual for Determining the Remaining Strength of Corroded Pipelines,
Supplement to B31 Code for Pressure Piping, 2012. (Manual para la determinación de la resistencia
remanente de ductos corroídos, Suplemento al Código B31 para ductos a Presión, 2012).
11.7
B31.4-2012. Pipeline Transportation Systems for Liquid and Slurries. (Sistemas de línea para
transporte de líquidos y lodo).
11.8
ASME B31.8-2012. Gas Transmission and Distribution Piping Systems. (Sistemas de ductos para
transporte y distribución de gas).
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DISEÑO DE LÍNEAS SUBMARINAS
EN EL GOLFO DE MÉXICO
Segunda Edición
P.2.0722.03:2015
11.9
ASTM A 36/A 36M-12. Standard Specification for Carbon Structural Steel, 2005. (Especificación
para acero al carbono estructural, 2005).
11.10 ASTM A 53/A 53M-12. Standard Specification for Pipe, Steel, Black and Hot-Dipped, Zinc-Coated,
Welded and Seamless, 2006. (Especificación para ducto, acero, negro y sumergido en caliente, revestido en
zinc, soldado y sin costura, 2006).
11.11 Bea Robert. Risk Based Criteria for Design and Requalification of Pipelines and Risers in the Bay of
Campeche. Bea Robert, October /1997. (Criterios de riesgo para el diseño y recalificación de líneas
submarinas y ductos ascendentes en la Sonda de Campeche. Reporte para PEMEX / IMP, octubre / 1997).
11.12 Det Norske Veritas (DNV). (Rules for Submarine Pipeline Systems, 1981 / 1996). (Reglas para
sistemas de ductos submarinos, 1981 / 1996).
11.13 OFFSHORE STANDARD DNV-OS-F101. Submarine Pipeline Systems, October 2007. 11.(Sistemas
de ductos submarinos, octubre 2007).
11.14 Diavaz, S.A. de C.V. Inspecciones a ductos ascendentes en 1996, para Pemex Exploración y
Producción.
11.15 IMP. Obtención de los factores de diseño por esfuerzos permisibles (f) para los posibles efectos
actuantes en líneas submarinas (Fases de operación e instalación). Proyecto F-00926, febrero de 2001.
11.16 IMP. “Evaluación a ductos ascendentes y líneas submarinas del Activo Cantarell”. Proyecto FA-4934,
enero de 1997.
11.17
IMP. “Análisis de riesgo para líneas submarinas superficiales”. Proyecto FA-2325, marzo de 1991.
11.18 IMP. “Información metaoceánica para el diseño de líneas submarinas en la Sonda de Campeche”.
Octubre de 1997.
11.19 Oceanweather. Update of Meteorological and Oceanographic Hindcast Data and Normal and
Extremes, Bay of Campeche). Oceanweather, November / 1996.
(Información actualizada de datos
históricos, meteorológicos y oceanográficos de la Sonda de Campeche. Reporte para Pemex / IMP.
Oceanweather, noviembre / 1996).
11.20 Oceanweather. Update of MetOcean Design Data for Zona Norte and Sonda de Campeche.
Oceanweather, July / 2006. (Actualización de datos de diseño metaoceánicos para la Sonda de Campeche y
Zona Norte. Reporte para IMP. Oceanweather, julio / 2006).
11.21 Especificación Técnica P.2.0721.04-2009. Sistemas de protección del ducto ascendente en la zona
de mareas y oleaje para temperatura alta.
11.22 ISO 15589-2. Petroleum, petrochemical and natural gas industries - Cathodic protection of pipeline
transportation systems. Industrias del petróleo, petroquímica y gas natural - Protección catódica de los
sistemas de transporte por líneas.
11.23 DNV-RP-F103. Cathodic protection of submarine pipelines by galvanic anodes. (sledges). Protección
catódica de ductos submarinos por ánodos galvánicos. (Para camas anódicas).
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12.
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Anexos
Anexo A.
Información oceanográfica para el Golfo de México
140
130
120 cm/s
VELOCIDAD DE CORRIENTE EN LA SUPERFICIE
VELOCIDAD DE CORRIENTE (cm/s)
120
110
100
VELOCIDAD DE CORRIENTE A 50% DE LA PROFUNDIDAD
90
80
70
VELOCIDAD DE CORRIENTE A 95% DE LA PROFUNDIDAD
60
50
40
30
20
10
0
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90 100 110 120 130 140 150 160 170 180 190 200
PROFUNDIDAD (m)
Figura A-1. Velocidades de corriente en la superficie, a 50 y 95%
de profundidad para la Sonda de Campeche y
Litoral Tabasco (Periodo de retorno de 10 años)
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160
150
140
VELOCIDAD DE CORRIENTE (cm/s)
130
120 cm/s
VELOCIDAD DE CORRIENTE EN LA SUPERFICIE
120
110
VELOCIDAD DE CORRIENTE A 50% DE LA PROFUNDIDAD
100
90
80
VELOCIDAD DE CORRIENTE A 95% DE LA PROFUNDIDAD
70
60
50
40
30
20
10
0
0
5
10
15
20
25
30
35
40
45
50
55
60
65
70
75
80
PROFUNDIDAD (m)
Figura A-2. Velocidades de corriente en la superficie, a 50 y 95%
de profundidad para la Zona Norte y Lankahuasa
(Periodo de retorno de 10 años)
47/67
85
90
95 100
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14
13
ALTURA DE OLA M ÁXIM A
12
11
ALTURA DE OLA (m)
10
9
8
7
ALTURA DE OLA SIGNIFICANTE
6
5
4
3
2
1
0
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100 110 120 130 140 150 160 170 180 190 200
PROFUNDIDAD (m )
Figura A-3. Altura de ola máxima y significante para la
Sonda de Campeche y Litoral Tabasco
(Periodo de retorno de 10 años)
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17
16
15
ALTURA DE OLA M AXIM A
14
13
ALTURA DE OLA (m)
12
11
10
9
8
ROM PIENTE
DE LA OLA
ALTURA DE OLA SIGNIFICANTE
7
6
5
4
3
2
1
0
0
5
10
15
20
25
30
35
40
45 50 55 60
PROFUNDIDAD (m )
65
70
75
Figura A-4. Altura de ola máxima y significante
para la Zona Norte y Lankahuasa
(Periodo de retorno de 10 años)
49/67
80
85
90
95
100
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160
150
140
VELOCIDAD DE CORRIENTE EN LA SUPERFICIE
VELOCIDAD DE CORRIENTE (cm/s)
130
125 cm/s
120
110
100
90
VELOCIDAD DE CORRIENTE A 50% DE LA PROFUNDIDAD
80
70
60
VELOCIDAD DE CORRIENTE A 95% DE LA PROFUNDIDAD
50
40
30
20
10
0
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90 100 110 120 130 140 150 160 170 180 190 200
PROFUNDIDAD (m)
Figura A-5. Velocidades de corriente en la superficie, a 50 Y 95%
de profundidad para la Sonda de Campeche y
Litoral Tabasco (Periodo de retorno de 100 años)
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170
160
150 cm/s
VELOCIDAD DE CORRIENTE EN LA SUPERFICIE
150
VELOCIDAD DE CORRIENTE (cm/s)
140
VELOCIDAD DE CORRIENTE A 50% DE LA PROFUNDIDAD
130
120
110
VELOCIDAD DE CORRIENTE A 95% DE LA PROFUNDIDAD
100
90
80
70
60
50
40
30
20
10
0
0
5
10
15
20
25
30
35
40
45 50 55 60
PROFUNDIDAD (m)
65
70
75
80
Figura A-6. Velocidades de corriente en la superficie, a 50 y 95%
de profundidad para la Zona Norte y Lankahuasa
(Periodo de retorno de 100 años)
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85
90
95 100
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20
19
ALTURA DE OLA M AXIM A
18
17
16
15
ALTURA DE OLA (m)
14
ROM PIENTE
DE LA OLA
13
12
11
ALTURA DE OLA SIGNIFICANTE
10
9
8
7
6
5
4
3
2
1
0
0
10
20
30
40
50
60
70
80 90 100 110 120 130 140 150 160 170 180 190 200
PROFUNDIDAD (m )
Figura A-7. Altura de ola máxima y significante para
la Sonda de Campeche y Litoral Tabasco
(Periodo de retorno de 100 años)
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20
19
ALTURA DE OLA M ÁXIM A
18
17
ALTURA DE OLA (m)
16
15
14
13
12
ROM PIENTE
DE LA OLA
11
10
9
ALTURA DE OLA SIGNIFICANTE
8
7
6
5
4
3
2
1
0
0
5
10
15
20
25
30
35
40
45
50
55
60
65
70
75
80
85
90
95
100
PROFUNDIDAD (m )
Figura A-8. Altura de ola máxima y significante
para la Zona Norte y Lankahuasa
(Periodo de retorno de 100 años)
Anexo B. Conversión de la producción de gas y crudo ligero a miles de barriles de crudo pesado
1) La producción en ductos de gas se debe convertir a Miles de Barriles de Crudo Pesado Equivalente
Diarios con la siguiente expresión:
3
1 MBCPED = 139,798 m (4.937 millones de pies cúbicos) diarios de gas.
2) La producción en ductos de crudo ligero se debe convertir a Miles de Barriles de Crudo Pesado
Equivalente Diarios con la siguiente expresión:
3
1 MBCPED = 140,83 m (0,886 miles de barriles) de crudo ligero diarios.
Anexo C. Zona de Aplicación
Esta Especificación Técnica se debe aplicar para diseñar ductos submarinos localizados en el Golfo de
México, en las profundidades y las zonas delimitadas por las coordenadas que se establecen a continuación
y que se muestran en la Figura 1 de esta Especificación Técnica.
Coordenadas Geográficas
N19° 00’, W93° 30’, N18° 26’ y W92° 00’ (Litoral Tabasco), tirantes de agua hasta 200 m (656,17 ft).
N20° 10’, W92° 40’, N18° 55’ y W91° 55’ (Sonda de Campeche), tirantes de agua hasta 200 m (656,17 ft).
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N20° 42’, W97° 31’, N22° 18’ y W96° 56’ (Zona Norte), tirantes de agua hasta 100 m (328,09 ft).
N20° 30’, W96° 53’, N20° 40’ y W96° 39’; N20° 10’, W96° 14’ y N19° 59’, W96° 29’ (Zona Lankahuasa),
tirantes de agua hasta 100 m (328,09 ft).
Coordenadas UTM
Determinadas de acuerdo con el World Geodetic System 1984 (Datos del Sistema Geodésico Mundial de
1984), información basada en el elipsoide WGS 1984.
Zona: Q
Huso: 15
Meridiano central: 93°
X = 447361.18; Y = 2100977.45; X = 605595.47; Y = 2038498.53 (Litoral Tabasco).
X = 534820.22; Y = 2230029.28; X = 614073.04; Y = 2092032.27 (Sonda de Campeche).
Zona: Q
Huso: 14
Meridiano central: 99°
X = 654454.94; Y = 2289719.33; X = 712880.76; Y = 2467549.27 (Zona Norte).
X = 720721.41; Y = 2268308.32; X = 744799.59; Y = 2287096.34
X = 789166.06; Y = 2232401.17; X = 763326.79; Y = 2211684.03 (Zona Lankahuasa).
Figura 1. Zona de aplicación de la Especificación
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Anexo D.
Tabla Comparativa NRF-013-PEMEX-2009 & ISO 13623-2009
NRF-013-PEMEX-2009
8.
8.1
DESARROLLO.
Diseño de Líneas Submarinas.
Los factores de diseño para presión interna
fueron obtenidos en base a un criterio de
confiabilidad para un estado límite de servicio y
se encuentran inmersos en los numerales
8.1.2.1 y 8.1.2.2 y en la Bibliografía:
 Obtención de los factores de diseño por
esfuerzos permisibles (f) para los
posibles efectos actuantes en líneas
submarinas (Fases de operación e
instalación).
Proyecto F-00926, febrero de 2001.
8.1.1.3 Selección de la ruta.
La trayectoria de una línea submarina debe
seleccionarse tomando en cuenta la seguridad
del personal, la protección del medio ambiente y
la probabilidad de daño del ducto u otras
instalaciones. Para su selección, se deben
tomar en cuenta las siguientes consideraciones
como mínimo:




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ISO-13623:2009
OBSERVACIONES
6 Design of pipeline and primary piping.
6.1 Design principles
Reliability-based limit-state design methods
shall not be used to replace the requirements
in Tables 2 and 3 for the maximum
permissible hoop stress due to fluid
pressure.
La norma ISO 13623 no indica cómo fueron
obtenidos los factores de diseño señalados en
la tabla 3. Y además no permite el uso de
criterios de confiabilidad para modificarlos.
Lo anterior contradice a lo indicado en el
segundo párrafo de la Introducción de la ISO
13623 que indica:
This International Standard allows the use of
innovative techniques and procedures, such as
reliability-based limit state design methods.
6.2 Route selection
6.2.1 Considerations
6.2.1.1 General
Route selection shall take into account the
design, construction, operation, maintenance
and abandonment of the pipeline in accordance
with this International Standard.
To minimize the possibility of future corrective
work and limitations, anticipated urban and
industry
developments shall be considered.
Tráfico de embarcaciones.
Actividad pesquera.
Instalaciones costafuera: Plataformas fijas,
plataformas
autoelevables,
líneas
existentes, UFP, PLEM´s entre otros.
Características del fondo marino: inestable,
irregular, depresiones y otros (Reporte
55/67
La ISO 13623 describe de manera general, las
recomendaciones para selección de ruta,
enfocándose a ductos terrestres.
La
NRF-013-PEMEX
considera
criterios
específicos de selección de rutas para Ductos
submarinos de las Regiones Marinas de Pemex.
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Geofísico).
Accidentes, fallas geológicas o peligros
potenciales (Reporte geotécnico).

Actividad sísmica.

Obstrucciones.

Futuros desarrollos en el área y métodos
de instalación aplicables.

Áreas
ecológicamente
sensibles
y
protegidas.

Estratos de roca sepultados y aflorante.

Consideración de aspectos económicos.
8.1.2.1 Tabla 1. Categorías de Seguridad y
Servicio para líneas submarinas
8.1.2.2 Tabla 2. Categorías de Seguridad y
Servicio para líneas submarinas que
transportan líquidos inflamables y/o tóxicos.
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
6.2.1.2 Public safety
Pipelines conveying category B, C, D and E
fluids should, where practicable, avoid built-up
areas or areas
with frequent human activity.
In the absence of public safety requirements in a
country, a safety evaluation shall be performed
in
accordance with the general requirements of
Annex A for
pipelines conveying category D fluids in
locations where multi-storey buildings are
prevalent, where traffic
is heavy or dense, and where there can be
numerous other utilities underground;
pipelines conveying category E fluids.
56/67
La tabla considerada en el ISO 13623 está
basada en áreas con frecuente actividad
humana y enfocada a ductos terrestres.
Las tablas consideradas en la NRF-013-PEMEX
están enfocadas y dirigidas para el manejo de
fluidos para Ductos submarinos de las Regiones
Marinas de Pemex.
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Segunda Edición
8.1.1.6 Solicitaciones.
Deben identificarse y tomarse en cuenta en el
diseño de líneas submarinas, todas las cargas
que pueden causar o contribuir a una falla en el
ducto, considerando al menos las siguientes:
8.1.1.6.1 Presión. Los ductos deben diseñarse
para soportar una presión interna de diseño, la
cual debe ser igual a 1,1 veces la presión de
operación máxima (Pom). Debe considerarse en
el diseño el diferencial positivo máximo posible
entre la presión interna de diseño y la presión
externa.
8.1.1.6.2 Cargas vivas. Incluyen el peso del
fluido transportado y cualquier otro material
externo como crecimiento marino, que se
encuentre adherido al ducto.
8.1.1.6.3 Cargas muertas. Se deben considerar
las cargas muertas impuestas al ducto, las
cuales incluyen el peso propio del tubo,
componentes o accesorios, recubrimientos y
colchón de suelo en caso de existir y presión
externa. Las cargas muertas son de especial
importancia cuando se tengan tramos de tubería
sin soportar.
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6.3 Loads
6.3.1 General
6.3.2 Functional loads
6.3.2.1 Classification
Loads arising from the intended use and
residual loads from other sources shall be
classified as functional.
NOTE The weight of the pipeline, including
components and fluid, and loads due to
pressure and temperature are
examples of functional loads arising from the
intended use of the system. Pre-stressing,
residual stresses from installation,
soil cover, external hydrostatic pressure, marine
growth, subsidence and differential settlement,
frost heave and thaw
settlement, and sustained loads from icing are
examples of functional loads from other sources.
Reaction forces at
supports from functional loads and loads due to
sustained displacements, rotations of supports
or impact by changes in
flow direction are also functional.
6.3.2.2 Design pressure
The design pressure at any point in the pipeline
system shall be equal to or greater than the
maximum
allowable
operating
pressure
(MAOP).
Pressures due to static head of the fluid shall be
57/67
La ISO 13623 clasifica las cargas de manera
general, funcionales y ambientales para ductos
marinos y terrestres.
La NRF-013-PEMEX considera las cargas
funcionales y ambientales y hace una
descripción detallada de las mismas para
Ductos marinos de las Regiones Marinas de
Pemex.
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Segunda Edición
8.1.1.6.4 Cargas dinámicas. El diseño debe
considerar las cargas dinámicas y los esfuerzos
que éstas producen en la tubería. Estas
incluyen impacto, vibración debida a los vórtices
generados por la corriente, oleaje, sismo,
movimiento del suelo.
8.1.1.6.5 Incremento de presión por expansión
del fluido. El diseño debe tomar en cuenta el
incremento de presión ocasionado por el
calentamiento del fluido transportado.
8.1.1.6.6 Cargas por contracción y expansión
térmica. Se deben tomar las medidas
necesarias para considerar los efectos por
expansión y contracción térmica en los sistemas
de tubería.
8.1.1.6.7 Interacción suelo-tubo. En el diseño
debe considerarse la interacción entre el suelo
del lecho marino y la tubería, para determinar
los desplazamientos longitudinales y las
deformaciones de ésta última.
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included in the
steady-state pressures.
Incidental pressures during transient conditions
in excess of MAOP are permitted, provided they
are of limited
frequency and duration, and the MAOP is not
exceeded by more than 10 %.
NOTE Pressure due to surges, failure of
pressure control equipment, and cumulative
pressures during activation of
over-pressure protection devices are examples
of incidental pressures. Pressures caused by
heating of blocked-in static
fluid are also incidental pressures, provided
blocking-in is not a regular operating activity.
6.3.2.3 Temperature
The range of fluid temperatures during normal
operations and anticipated blowdown conditions
shall be
considered when determining temperatureinduced loads. Both a maximum design
temperature and a
minimum
design
temperature
shall
be
established.
La interacción suelo-tubo depende de las
características del suelo (resistencia al corte y
propiedades de deformación), la tubería (peso
sumergido, diámetro y rugosidad de la
superficie) y las cargas.
8.1.3.1 Presión interna. La tubería y sus
componentes deben diseñarse para resistir la
presión interna de diseño (Pint) y la presión
externa (Pext) debida a la carga hidrostática, la
6.4 Strength requirements
6.4.1 Calculation of stresses
6.4.1.1 Hoop stress due to fluid pressure
The circumferential stress, hp, due to fluid
pressure only (hoop stress), shall be calculated
as given in
Equation (1):
58/67
A diferencia de la NRF-013-PEMEX, la norma
ISO 13623 NO considera lo siguiente:

Criterio de análisis para evaluación de
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cual no debe ser menor a la presión interna en
cualquier punto del ducto en una condición
estática.
El espesor requerido por presión interna para
diseño de líneas submarinas que transportan
líquido o gas, se obtiene con la siguiente
expresión:
2
Pi Presión interna, en N/mm
2
(lb/pulg ).
Pint
Presión interna de diseño, en
2
2
N/mm (lb/pulg ).
Pext
Presión
externa
hidrostática
2
actuante en la tubería, en N/mm
2
(lb/pulg ).
D
Diámetro exterior nominal del tubo,
en mm (pulg.).
t
Espesor de pared de acero del tubo
por presión interna, en mm (pulg.).
SMTS Specified Minimum Ultimate Tensile
Strength (Esfuerzo de Tensión
Ultimo Mínimo Especificado del
material de la tubería), en N/mm2
(lb/pulg2).
Factor para diseño por presión
fPb
interna indicado en la Tabla 3.
ft
Factor por temperatura indicado en
la Tabla 4.

6.4.1.2 Other stresses
Circumferential,
longitudinal,
shear
and
equivalent stresses shall be calculated taking
into account stresses from all relevant
functional, environmental and construction
loads. Accidental loads shall be considered as
indicated in 6.3.5. The significance of all parts of
the pipeline and all restraints, such as supports,
guides and friction, shall be considered. When
flexibility calculations are performed, linear and
angular movements of equipment to which the
pipeline is attached shall also be considered
6.4.2 Strength criteria
6.4.2.1 General
Pipelines shall be designed for the following
mechanical failure modes and deformations:
 yielding;
 buckling;
 fatigue;
ovality.
6.4.2.2 Yielding
The maximum hoop stress, σhp, due to fluid
pressure shall be determined in accordance with
Equation (3):
Pipelines using steel grades above L555 should
be designed using a reliability-based limit-state
design approach in accordance with ISO 16708
or other recognized code or standard. If a limit59/67





la vorticidad.
Las expresiones para cálculo de la
capacidad de la tubería para presión
externa (colapso hidrostático y
propagación de pandeo).
La revisión del espesor de tensión y
flexión.
Tolerancia de corrosión.
Datos y parámetros metaoceánicos.
Factores de diseño para el cálculo de
estabilidad hidrodinámica.
Factor por temperatura.
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state design approach is not used, the maximum
hoop stress due to fluid pressure shall be
determined in accordance with Equation (4):
where σD is the design strength, which is the
lesser of SMYS or the specified minimum tensile
strength
(SMTS) divided by 1,15 for grades above L555.
A permissible strain criterion may be applied for
the construction of pipelines to determine the
allowable bending and straightening associated
with reeling, J-tube pull-ups, installation of a
bending shoe riser and similar construction
methods.
6.4.2.3 Buckling
The following buckling modes shall be
considered:
 local buckling due to external pressure,
axial tension or compression, bending
and torsion, or a combination of these
loads;
 buckle propagation;
restrained buckling due to axial compressive
forces induced by high operating temperatures
and pressures.
6.4.2.4 Fatigue
Fatigue analyses shall be performed on pipeline
sections and components that can be subject to
fatigue from cyclic loads in order to
 demonstrate that initiation of cracking
does not occur; or
define requirements for inspection for fatigue
60/67
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6.4.2.5 Ovality
Ovality, or out-of-roundness, O, expressed as a
percentage, is defined as given in Equation (6):
6.5 Stability
Pipelines shall be designed to prevent horizontal
and vertical movement, or shall be designed
with sufficient
flexibility to allow predicted movements within
the strength criteria of this International
Standard.
Factors which should be considered in the
stability design include
 hydrodynamic and wind loads;
 axial compressive forces at pipeline
bends and lateral forces at branch
connections;
 lateral deflection due to axial
compression loads in the pipelines;
 exposure due to general erosion or local
scour;
 geotechnical conditions including soil
instability due to, for example, seismic
activity, slope failures, frost heave, thaw
settlement and groundwater level;
 construction method, including bundled
or piggybacked lines;
trenching
and/or
backfilling
techniques.
8.1.1.16
Cruce submarino con ductos.
En caso de presentarse limitaciones para bajar
la línea existente, se puede realizar el cruce con
radio de curvatura o mediante el diseño de una
pieza puente formada por codos y tramos
6.9 Crossings and encroachments
6.9.1 Consultations with authorities
The pipeline design loads, including frequency,
construction methods and requirements for the
protection of crossings, shall be established in
consultation with the appropriate authorities.
61/67
La ISO 13623 describe de manera general
cruces con instalaciones terrestres.
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rectos, de tal manera que exista la separación
mínima de 0.3048 m (12 in) entre las dos líneas.
En el caso de pieza puente, se deben colocar
colchacretos o matrices de concreto para que se
apoyen ambos codos (inicio y término de la
pieza puente), así como entre las dos líneas y
arriba de la pieza puente, de tal manera que el
fluido que se transporta no provoque
levantamientos de la misma. Se debe realizar
un análisis hidráulico detallado para definir el
efecto que tendrá ésta en el comportamiento del
fluido. Los codos utilizados en la pieza puente
deben ser mínimo de 3 diámetros de radio de tal
manera que se permita el paso del diablo
instrumentado. Para el caso de radio de
curvatura, la configuración final de la línea, debe
ser tal que el radio mínimo, bajo ninguna
circunstancia genere esfuerzos mayores a un
18% del esfuerzo de cedencia mínimo
especificado. Además, se debe revisar que no
exceda el esfuerzo combinado permisible.
Cruce submarino con ductos existentes
En el diseño de un cruce, la separación vertical
mínima, de paño a paño considerando el lastre
de concreto, entre ductos debe ser de 0.3048 m
(12 in). Se deben colocar colchacretos o
matrices de concreto, que garanticen la
separación entre ellos.
De preferencia, previo análisis de factibilidad, se
debe aumentar el nivel de enterrado del ducto
existente, de tal manera que se cumpla con la
separación mínima entre paño y paño, y cumplir
con el requerimiento de 0.3048 m (12 in). Entre
las dos líneas se debe colocar un elemento
protector a base de colchacretos o matrices de
concreto, para asegurar dicha separación. La
configuración final de la línea existente, debe
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6.9.2 Roads
Roads should be classified as major or minor for
the application of the hoop-stress design factor.
Motorways and trunk roads should be classified
as major and all other public roads as minor.
Private roads or
tracks should be classified as minor even if used
by heavy vehicles.
The hoop stress design factors in Table 2 and
the cover depth requirements in Table 5 should,
as a minimum,
apply to the road right-of-way boundary or, if this
boundary has not been defined, to 10 m from
the edge of the
hard surface of major roads and 5 m for minor
roads.
Pipelines running parallel to a road should be
routed outside the road right-of-way boundary
where practicable.
6.9.3 Railways
The hoop stress design factors in Table 2 and
the cover depth requirements in Table 5 should,
as a minimum,
apply to 5 m beyond the railway boundary or, if
the boundary has not been defined, to 10 m
from the rail.
Pipelines running parallel to the railway should
be routed outside the railway right-of-way where
practicable.
The vertical separation between the top of the
pipe and the top of the rail should be a minimum
of 1,4 m for
open-cut crossings and 1,8 m for bored or
tunnelled crossings.
6.9.4 Waterways and landfalls
Protection requirements for pipeline crossings of
canals, shipping channels, rivers, lakes and
62/67
Sin embrago, en el numeral 6.9.5 indica cruces
con ductos y cables, no especificando si éste es
ducto marino o terrestres y el criterio de diseño
de los cruces.
La NRF-013-PEMEX considera los criterios de
diseño particulares para cruces submarinos en
las Regiones Marinas de Pemex.
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garantizar un nivel de esfuerzo equivalente no
mayor del 90% del SMYS.
8.1.1.16.1 Cruce submarino con ductos y
cables. El ángulo entre dos líneas que se
cruzan debe ser lo más cercano a 90° y
preferentemente no menor a 30°.
Cuando sea factible incrementar el nivel de
enterramiento de las líneas submarinas
existentes (localizadas en zona A) que permita
mantener el nivel de enterramiento de la línea
de proyecto sin modificación en la zona del
cruce, se deberá diseñar la configuración
geométrica y perfil de enterramiento de los
ductos existentes utilizando radios de curvatura
adecuados que no generen esfuerzos mayores
al 18% del Esfuerzo de Fluencia Mínimo
Especificado del material de la tubería. Además,
se debe revisar mediante análisis de flexibilidad,
que la configuración geométrica de diseño de la
línea existente no exceda el esfuerzo
combinado permisible.
En caso de presentarse limitaciones para bajar
la línea existente en cruces submarinos
localizados en la línea regular (zona A), la línea
de proyecto deberá modificar su configuración
geométrica en la zona del cruce mediante el uso
radios de curvatura determinados por diseño
que no generen esfuerzos mayores al 18% del
Esfuerzo de Fluencia Mínimo Especificado del
material de la tubería. Para el caso de Ductos
de alta temperatura, el cruce submarino deberá
considerar análisis de pandeo vertical.
El radio de curvatura para ductos submarinos en
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landfalls should
be designed in consultation with the water and
waterways authorities.
Crossings of flood defences can require
additional design measures for the prevention of
flooding and limiting
the possible consequences.
The potential for pipeline damage by ships'
anchors, scour and tidal effects, differential soil
settlement or
subsidence, and any future works such as
dredging, deepening and widening of the river or
canal, shall be
considered when defining the protection
requirements.
6.9.5 Pipeline/cable crossings
Physical contact between a new pipeline and
existing pipelines and cables shall be avoided.
Mattresses or
other means of permanent separation should be
installed if necessary to prevent contact during
the design life
of the pipeline.
Crossings should occur at as close as
practicable to 90°.
6.9.6 Pipeline bridge crossings
Pipeline bridges may be considered when buried
crossings are not practicable.
Pipeline bridges shall be designed in
accordance with structural design standards,
with sufficient clearance to
avoid possible damage from the movement of
traffic, and with access for maintenance.
Interference between
the cathodic protection of the pipeline and the
supporting bridge structure shall be considered.
Provision shall be made to restrict public access
to pipeline bridges.
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zona de cruces y curvas horizontales se
determina mediante la siguiente expresión:
R
Dónde:
R=
ExD
2 x fc x SMYS
6.9.7 Sleeved crossings
Sleeved crossings should be avoided where
possible.
NOTE API RP 1102 provides guidance on the
design of sleeved crossings.
Radio de curvatura, en cm (pulg)
E=
Módulo de elasticidad del acero, k
D=
Diámetro nominal de la tubería s
Specified Minimum Yield S
Especificado de la tubería), en N/m
Factor de curvatura ≤ 0.18
SMYS =
fc =
En los cruces submarinos localizados en la
zona de arribos a plataformas (zona B), el
diseño del cruce se podrá resolver mediante
piezas puente utilizando codos con radios de
curvatura mínimo de 3 diámetros de tal manera
que se permita el paso del equipos de limpieza
e inspección.
En cualquier caso, la configuración final del
cruce submarino deberá
garantizar una
separación mínima entre ductos
y cables
submarinos de 0.30m (12 pulg) medida de paño
a paño considerando el lastre de concreto. Para
asegurar dicha separación entre las líneas, se
deberán colocar elementos prefabricados de
concreto entre los ductos que se cruzan.
El conformado del acolchonamiento con
elementos prefabricados de concreto debe
evitar el contacto entre los ductos submarinos
Para garantizar la configuración geométrica y
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estabilidad del cruce submarino así como su
acolchonamiento, el diseño deberá considerar
los
asentamientos
instantáneos
y
por
consolidación generados durante las etapas de
instalación y operación.
Todos los tramos de tubería expuestos que
generen claros libres debidos a la configuración
del diseño del cruce submarino, deberán ser
analizados por vorticidad y estabilidad
hidrodinámica
utilizando
parámetros
metaoceánicos correspondiente a una tormenta
con periodo de retorno de 10 y 100 años. Así
mismo, y en caso de requerirse, se podrá
complementar su estabilidad hidrodinámica
mediante
la
instalación
de
elementos
prefabricados de concreto colocados en la parte
superior del ducto.
Limitaciones
submarinos:
f)
para
el
diseño
de
cruces
Cruce con Líneas existentes de Alta
Temperatura.- Con la finalidad de evitar
riesgos de pandeo lateral o vertical en
ductos existentes que están operando a
alta temperatura, no se permite
modificar o alterar su configuración
geométrica.
g) Cruce con Cables eléctricos.- No se
permite
modificar
o
alterar
la
configuración geométrica de cables
eléctricos existentes.
h) Ductos existentes en operación.- No se
permite modificar la configuración
geométrica de ductos submarinos
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existentes que presenten más de 10
años de operación.
8.1.1.16.2 Cruce submarino con estratos de
roca sepultados someros o aflorantes.
8.1.1.16.2.1 Estratos de roca sepultados
someros. Cuando el trazo del ducto submarino
de proyecto genere cruzamientos con zonas de
afloramientos rocosos sepultados someros que
se localicen a una profundidad menor de 2.0 m
con respecto al lecho marino, el ducto de
proyecto no deberá enterrarse en la zona del
cruce, debiendo apoyarse únicamente sobre
una cama de elementos prefabricados de
concreto instalados sobre el lecho marino previo
al tendido, posterior al tendido del ducto y en
caso de ser necesario se deberán colocar
elementos prefabricados de concreto o material
de aporte sobre la tubería para garantizar su
estabilidad hidrodinámica en el fondo marino.
En caso de que la profundidad proyectada para
el enterramiento del ducto medida desde el
lecho marino al lomo inferior del ducto lastrado y
la profundidad de enterramiento del estrato de
roca sepultado genere una separación de 2.0 m
o mayor, no será necesario instalar elementos
prefabricados de concreto entre el ducto
submarino y el estrato de roca sepultado.
8.1.1.16.2.2 Estratos de roca aflorantes. Se
debe evitar los cruces del ducto submarino con
estratos de roca aflorantes, así mismo, en caso
de no ser factible, se deberá diseñar el cruce del
ducto por la zona de afloramientos rocosos que
genere menor riesgo al ducto, en tal caso, el
diseño del ducto deberá considerar previo al
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tendido del ducto, la colocación de una cama de
material de aporte sobre la zona de estratos a
cruzar que permita mantener una separación
mínima de 0.30 m (12 pulg) entre la tubería
lastrada y el estrato de roca aflorante, posterior
al tendido del ducto y en caso de ser necesario
se deberá colocar una segunda capa de
material de aporte o elementos prefabricados de
concreto sobre la tubería para garantizar su
estabilidad hidrodinámica.
8.1.1.16.3 Cruce submarino con fallas
geológicas. Con la finalidad de salvaguardar la
integridad de las instalaciones submarinas de
Pemex, se debe evitar la instalación de ductos
submarinos sobre fallas geológicas activas o
potencialmente activas.
En el caso de no existir otra alternativa y el
trazo del ducto submarino cruce con fallas
geológicas activas o potencialmente activas, se
deberá solicitar a PEP el estudio detallado de
interpretación de la falla geológica a cruzar que
determine
las
probabilidades
de
desplazamiento, magnitud, dirección y sentido
del movimiento de las placas que conforman la
falla geológica durante la vida útil del proyecto.
Así mismo y en función del tipo de movimiento
diferencial detectado en las fallas geológicas
activas o potencialmente activas a cruzar, se
deberá considerar en el diseño estructural del
cruce submarino, un arreglo suficientemente
flexible que permitan a la tubería la disipación
de la energía de deformación generada por el
movimiento diferencial de las placas que
conforman la falla geológica.
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