PEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN. DIRECCIÓN
GENERAL.
SUBDIRECCIÓN DE PROYECTOS DE EXPLOTACIÓN
ESTRATÉGICOS.
GERENCIA DE INGENIERÍA DE PROYECTOS DE
INFRAESTRUCTURA ESTRATÉGICA.
AGUAS SOMERAS
ETP-013
ESPECIFICACIÓN TÉCNICA PARTICULAR PARA
“DISEÑO DE LÍNEAS SUBMARINAS EN EL GOLFO DE
MÉXICO”
INICIATIVA RELACIONADA CON LOS PROYECTOS DE DUCTOS
MARINOS.
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DISEÑO DE LÍNEAS SUBMARINAS EN EL GOLFO DE MÉXICO.
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ÍNDICE DE CONTENIDO
1. Diseño De Ductos Submarinos ....................................................................................................................... 3
2. Clasificación de ductos submarinos ............................................................................................................ 18
3. Efectos Mecánicos ......................................................................................................................................... 20
4. Estabilidad hidrodinámica .............................................................................................................................32
5. Documentación entregable en diseño .........................................................................................................39
6. Responsabilidades .........................................................................................................................................39
7. Anexos ............................................................................................................................................................. 41
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La presente especificación tiene como objetivo establecer los requisitos técnicos que se deben cumplir para la
contratación de los servicios de ingeniería de diseño de ductos submarinos, localizados en el Golfo de México.
1. Diseño De Ductos Submarinos
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).
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:
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.
a)
b)
c)
d)
e)
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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
q)
r)
s)
t)
u)
v)
w)
seccionamiento, según aplique.
Instrumentación y dispositivos de seguridad mínimos requeridos.
Especificación de servicios del sistema de protección catódica que debe cumplir con los requisitos técnicos y
documentales, criterios y metodologías de diseño, instalación y mantenimiento de los sistemas de protección
catódica de las estructuras y/o sistemas de ductos marinos enterrados o sumergidos de PEMEX.
Especificación de los servicios del sistema de protección interior mediante inhibidores de corrosión interna
que cumplan los criterios, metodología, requerimientos mínimos y pruebas de campo, que suministren
proveedores y fabricantes.
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.
Estudios geofísicos y geotécnicos de los corredores para la Ruta del Ducto.
Requerimientos de mantenimiento.
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).
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 (1.1.5.3).
 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.
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Normas y especificaciones que se deben cumplir en el Proyecto.
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.
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 se establece en los requisitos técnicos y documentales que
se deben cumplir para la realización de los estudios geofísicos y geotécnicos para la instalación de plataformas
marinas, líneas submarinas, posicionamiento de plataformas autoelevables, conductores y sistemas
submarinos. Localizadas en aguas territoriales de México.
1.1.5 Materiales
1.1.5.1 Tubo. Los Tubos que se utilice en el diseño de Ductos submarinos deben cumplir con los requerimientos
técnicos y documentales aplicables a los tubos que se adquieren para los sistemas de ductos de recolección,
transporte y distribución de hidrocarburos y sus derivados, tanto para servicio de hidrocarburos amargos como
no amargos.
1.1.5.2 Accesorios. Las bridas, conexiones soldables, espárragos, tuercas, empaques y demás accesorios
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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 los requerimientos
técnicos para la adquisición de los materiales, conexiones y accesorios que se utilizan comúnmente en la
construcción de los sistemas de ductos de recolección y transporte de hidrocarburos.
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 técnicos y documentales en la
contratación y adquisición de válvulas de acero de compuerta y bola en líneas de transporte de hidrocarburos
de las instalaciones de Petróleos Mexicanos y subsidiarios.
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.
1.1.5.3 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:
1.1.5.4 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.
1.1.5.5 Cargas vivas. Incluyen el peso del fluido transportado y cualquier otro material externo como crecimiento
marino, que se encuentre adherido al ducto.
1.1.5.6 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.
1.1.5.7 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.
1.1.5.8 Incremento de presión por expansión del fluido. El diseño debe prever el incremento de presión
ocasionado por el calentamiento del fluido transportado.
1.1.5.9 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
1.1.5.9.1 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
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deformación, el peso sumergido, diámetro y rugosidad de la superficie del Ducto y las cargas a la que se someta.
1.1.6 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 técnicos y documentales para la
adquisición del diseño, materiales, fabricación, soldadura, inspección y pruebas para los sistemas de protección
de la zona de mareas y oleaje de un ducto ascendente.
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.
1.1.7 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.
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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.
1.1.8 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 los
requerimientos técnicos y documentales en la contratación y adquisición de válvulas de acero de compuerta y
de bola en las líneas de transporte de hidrocarburos.
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 los requisitos técnicos para el diseño, construcción,
inspección y mantenimiento de ductos destinados al transporte de hidrocarburos. 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.
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.
1.1.9 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
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de los Tubos
1.1.10 Trampas de envío y recibo. El diseño, los componentes del paquete y las dimensiones necesarias para las
trampas deben cumplir con los requerimientos de los requerimientos técnicos y criterios que se deben cumplir
para la adquisición y/o contratación del diseño, materiales, fabricación, inspección, instalación y pruebas para
las trampas de diablos para plataformas marinas.
1.1.11 Separación mínima entre líneas regulares. La separación mínima entre ductos submarinos paralelos,
debe ser de 20 m (65,62 ft).
1.1.12 Lastre de concreto. Se debe efectuar un análisis de estabilidad hidrodinámica conforme con el 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. 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.
1.1.13 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 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, en cuyo caso se
debe revisar la estabilidad hidrodinámica para la fase de operación de acuerdo a 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.
1.1.14 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).
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1.1.15 Diseño de Cruces Submarinos
1.1.15.1 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 3 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=
(𝐸)(𝐷)
(2)(𝑓𝑐)(𝑆𝑀𝑌𝑆)
Dónde:
R
= Radio de curvatura, en cm (in)
E
= Módulo de elasticidad del acero, kg/cm2 (psi).
D
= Diámetro nominal del ducto sin lastre, en cm (in).
SMYS = Specified Minimum Yield Strength (Esfuerzo de Fluencia Mínimo Especificado del material del ducto), en
N/mm2 (psi).
fc = Factor de curvatura ≤ 0.18
En los cruces submarinos localizados en la Zona B de arribos a plataformas de la Figura 3 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.
1.1.15.2. Cruce submarino con estratos de roca sepultados someros o que afloran
1.1.15.2.1 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.
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1.1.15.2.2 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.
1.1.15.3 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.
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.
1.1.16 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.
1.1.17 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:
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(1
𝑓𝑣 =
Dónde:
ƒ𝑣 = Frecuencia de vorticidad, Hz.
𝑆𝑡 = Número de Strouhal = 0,2
𝑉 = Velocidad de la corriente marina. m/s (ft/s).
𝐷 = 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:
/
𝐹𝑛 =
(2
Dónde:
= Constante que depende de las condiciones de apoyo.
= π/2 Para tramos guiados, 3,57 para tramos fijos y 2,45 para un apoyo guiado y el otro extremo fijo.
Lclaro = Longitud del claro, cm (in).
𝐸
= Módulo de elasticidad del acero, kg/cm2 (psi).
𝐼
= Momento de inercia del acero, cm4 (in4).
𝑚
= Masa efectiva por unidad de longitud kg/cm (slug/ft).
𝐶
Para la determinación de los rangos de velocidad donde pueden ocurrir oscilaciones producidas por la vorticidad,
se deben utilizar los siguientes dos parámetros:
(3
𝑉𝑟 =
(4
𝐾𝑠 =
Dónde:
𝑉𝐶
= Velocidad de la corriente marina perpendicular al ducto m/s (ft/s)
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𝑉𝑤
𝐹
𝐾𝑠
δ
ρ
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Hoja 14 de 47
= Velocidad por el oleaje m/s (ft/s)
= Frecuencia natural del ducto, Hz
= Parámetro de estabilidad
= Decremento logarítmico del amortiguamiento estructural
= Densidad del agua, kg/m3 (lb/pie3)
La masa efectiva por unidad de longitud de ducto se obtiene de la expresión:
𝑚 = (𝑊 + 𝑊 + 𝑊
+ 𝑊 + 𝑊 + 𝐶 𝑊 )/𝑔
(5
Donde:
𝑊𝑡 = Peso del tubo, (kg/m) (lb/pie)
𝑊𝑟 = Peso del recubrimiento anticorrosivo, (kg/m) (lb/pie)
𝑊𝑐𝑚 = Peso del crecimiento marino, (kg/m) (lb/pie)
𝑊
= Peso del lastre de concreto, (kg/m) (lb/pie)
𝑊𝑐 = Peso del contenido, (kg/m) (lb/pie)
𝑊𝑎 = Peso del agua, (kg/m) (lb/pie)
𝐶𝑚
= Coeficiente de masa agregada de acuerdo a la figura 1
𝑔
= Gravedad, m/seg2 (ft/seg2)
1.1.17.1 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.
1.1.17.2 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 2.
En caso de obtenerse valores de Vr y Ks como los indicados en 1.1.17.1 y 1.1.17.2, 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
H/ D
2.5
3.0
3.5
Figura 1. Valores recomendados para el coeficiente de masa agregada, Cm para ducto.
,
Figura 2. Velocidad Reducida vs. Número de Reynolds
1.1.18 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:
𝐷
=∑
≤ 0.10
(6
Dónde:
𝐷
= Daño acumulado por fatiga
𝑛𝑖 = Número de ciclos sostenidos en la i ésima amplitud de esfuerzo
𝑁𝑖 = Número de ciclos a la falla en la i ésima amplitud de esfuerzo
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i = Número de amplitud de esfuerzo i = 1,…s
1.1.19 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.
σ
=
σ
+ σl − σ σl + 3
(7
σh = Esfuerzo circunferencial debido a la presión del fluido, en N/mm2 (psi)
σl = Esfuerzo longitudinal, en N/mm2 (psi)
τ= Esfuerzo cortante, en N/mm2 (psi)
El esfuerzo equivalente máximo no debe exceder:
𝜎𝑒𝑞 ≤ 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 ducto),
en N/mm2 (psi)
1.1.20 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 3 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 establecen los
requerimientos técnicos y documentales que se deben cumplir para la adquisición de los materiales, conexiones
y accesorios que se utilizan comúnmente en la construcción de los sistemas de ductos de recolección y
transporte de hidrocarburos e incluir válvulas con jaulas de protección para garantizar las condiciones de
operación y seguridad.
1.1.21 Análisis hidráulico. Debe realizarse un análisis hidráulico a régimen estacionario y transitorio bajo
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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.
1.1.22 Corrosión
1.1.22.1 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:
1.1.22.1.1 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 los requisitos técnicos y documentales que se deben cumplir en la adquisición
y aplicación de los recubrimientos anticorrosivos para la protección para la protección exterior de los ductos de
acero enterrados y/o sumergidos, que transportan fluidos en Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios.
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 los requisitos técnicos y documentales para la adquisición
del diseño, materiales, fabricación, soldadura, inspección y pruebas que se deben cumplir para los sistemas de
protección de la zona de mareas y oleaje de un ducto ascendente.
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 los sistemas de
protección anticorrosiva a base de recubrimientos para instalaciones superficiales, los requisitos técnicos y
documentales para la adquisición y/o contratación del servicio de aplicación de los sistemas de recubrimientos
anticorrosivos utilizados para proteger las instalaciones superficiales de ductos de los Organismos Subsidiarios
de Pemex y/o los requisitos técnicos para la aplicación de recubrimientos anticorrosivos e identificación para
instalaciones superficiales de infraestructuras marinas de PEMEX-Exploración y producción (PEP)
1.1.22.1.2 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 técnicos y
documentales que se deben cumplir en los servicios de diseño, especificación de materiales, instalación y
mantenimiento de los sistemas de protección catódica de las estructuras y/o sistemas de ductos enterrados o
sumergidos de PEMEX; para ánodos de sacrificio de acuerdo a los requisitos técnicos y documentales que se
deben cumplir para la adquisición de ánodos de aluminio para la protección catódica de ductos y estructuras
sumergidas en agua de mar o alojadas en el lecho marino.
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Los sistemas submarinos que se conecten con otros Ductos existentes, deben tener un sistema de protección
catódica con ánodos de sacrificio de acuerdo a los requisitos técnicos y documentales que se deben cumplir para
la adquisición de ánodos de aluminio para la protección catódica de ductos y estructuras sumergidas en agua de
mar o alojadas en el lecho marino.
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 los requisitos técnicos y documentales, criterios y metodologías que
debe cumplir los servicios de diseño, especificación de materiales, instalación y mantenimiento de los sistemas
de protección catódica de las estructuras y/o sistemas de ductos enterrados o sumergidos de PEMEX y/o los
requisitos técnicos y documentales en la adquisición de juntas aislantes tipo monoblock para aislar
eléctricamente los ductos que limitan la corriente solo a las secciones que se deben proteger mediante los
sistemas de protección catódica.
1.1.22.2 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 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, criterios,
metodologías, requerimientos mínimos y pruebas de campo, que deben cumplir los inhibidores de corrosión,
que se suministren para tal efecto.
2. Clasificación de ductos submarinos
Se establecen tres Categorías de Seguridad y Servicio (CSS) para diseño de un ducto submarino, en función del
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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 3. Zonificación de un ducto marino
•
•
Zona A Comprende la línea regular y ramales.
Zona B Comprende trampa de diablos, cuello de ganso, ducto ascendente y curva de expansión.
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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.
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.
Tabla 1. Categorías de Seguridad y Servicio para ductos submarinos que transportan gases inflamables y/o
tóxicos
NIVEL DE PRODUCCIÓN
ZONA A
ZONA B
0 - 300 MBCPED
ALTA
MUY ALTA
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.
Tabla 2. Categorías de Seguridad y Servicio para ductos submarinos que transportan líquidos inflamables y/o
tóxicos
NIVEL DE PRODUCCIÓN
ZONA A
ZONA B
0 - 100 MBCPED
MODERADA
MODERADA
101 – 1000 MBCPED
MUY ALTA
ALTA
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.
3. Efectos Mecánicos
3.1 Presión interna. El ducto y sus componentes se deben diseñar para resistir la presión interna de diseño (P int)
y la presión externa (Pext) debida a la carga hidrostática, la cual no debe ser menor a la presión interna en
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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:
(9
𝑡=
Zona A
(10
𝑃𝑖 = 𝑃𝑖𝑛𝑡 – 𝑃𝑒𝑥𝑡
Zona B
𝑃𝑖 = 𝑃𝑖𝑛𝑡
(11
𝑃𝑖 = Presión interna, en N/mm2 (psi)
𝑃𝑖𝑛𝑡 = Presión interna de diseño, en N/mm2 (psi)
𝑃𝑒𝑥𝑡 = Presión externa hidrostática actuante en el ducto, en N/mm 2 (psi).
𝐷 = Diámetro exterior nominal del tubo, en mm (in).
𝑡 = Espesor de pared de acero del tubo por presión interna, en mm (in).
𝑆𝑀𝑇𝑆 = Specified Minimum Ultimate Tensile Strength (Esfuerzo de Tensión Ultimo Mínimo Especificado del
material del ducto), en N/mm2 (psi)
𝑓𝑃𝑏 = Factor para diseño por presión interna indicado en la Tabla 3.
𝑓𝑡 = Factor por temperatura indicado en la Tabla 4.
Tabla 3. Factores para diseño por presión interna (𝑭𝒑𝒃 )
CONTENIDO
GAS
ZONA A
MODERADA
ALTA
NO APLICA
0.60
MUY ALTA
NO APLICA
MODERADA
NO APLICA
CRUDO
0.63
0.57
0.52
NO APLICA
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ZONA B
ALTA
MUY ALTA
NO
0.44
APLICA
0.47
NO APLICA
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Tabla 4. Factor por temperatura (ft) para ductos de acero.
Temperatura
°C
°F
Factor por
temperatura
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.
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 3.1.1.1), en mm (in)
𝑡𝑐 = Tolerancia por corrosión (Ver 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
fabricación que se establece en el 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.
(13
𝑡𝑟 ≤ 𝑡𝑐𝑜𝑚 − 𝑡𝑓𝑎𝑏
Dónde:
𝑡𝑐𝑜𝑚 = Espesor comercial para presión interna, en mm (in)
t𝑓𝑎𝑏 = Tolerancia por fabricación (Ver 3.1.1.3), en mm (in)
3.1.1.1 Espesor de diseño. El espesor de diseño (t) por presión interna se calcula utilizando las expresiones 9 a
11.
3.1.1.2 Tolerancia por corrosión. Se debe utilizar un espesor adicional para desgaste por corrosión interior el
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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.
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.
Tabla 5. Tolerancia por fabricación de espesores de pared
ESPESOR DE PARED
t
mm (in)
TOLERANCIAS
mm (in)
DUCTO SIN COSTURA
≤ 4,0 (0.157)
4,0 (0.157) a 25,0 (0.984)
≥ 25,0 (0.984)
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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
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Tabla 5. Tolerancia por fabricación de espesores de pared (continuación)
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)
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:
𝑡 =
, (
,
)
(
)
(14
Dónde:
𝒕𝒕 = Espesor de pared de acero del tubo por temperatura, en mm (in)
Pint = Presión interna de diseño, en N/mm2 (psi)
Pext = Presión externa hidrostática actuante en el ducto, en N/mm2 (psi)
D = Diámetro exterior nominal del tubo, en mm (in)
SMYS = Specified Minimum Yield Strength (Esfuerzo de Fluencia Mínimo Especificado del material del ducto), en
N/mm2 (psi)
ft = Factor por temperatura indicado en la Tabla 4.
E = Módulo de elasticidad del acero del ducto indicado en la Tabla 6, en N/mm2 (psi)
α= Coeficiente de expansión térmica, en mm/mm/°C (in/in/°F). 11.7 x 10-6 mm/mm/°C para temperaturas hasta
121 °C (6.5 x 10-6 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.
𝑻𝟏 = 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.
𝑻𝟐 = Temperatura de diseño, en °C (°F).
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Tabla 6. Modulos de elasticidad para aceros al carbono
TEMPERATURA
°C
°F
21
70
MODULO DE ELASTICIDAD
𝒍𝒃/𝒊𝒏𝟐 × 𝟏𝟎𝟔
29.5
90
194
28.8
110
230
28.6
130
266
28.5
150
302
28.3
Nota: Para temperaturas intermedias se debe interpolar
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 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 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 los requerimientos técnicos y documentales que deben cumplir los tubos que se
adquieren para los sistemas de ductos de recolección, transporte y distribución de hidrocarburos y sus derivados
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 4 de esta Especificación Técnica.
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
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(15
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b) Operación:
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(16
𝑡2 = 𝑡𝑐𝑜𝑚 – 𝑡𝑓𝑎𝑏 – 𝑡𝑐.
Dónde:
t = Espesor utilizado para la revisión por otros efectos, en mm (in)
tcom = Espesor comercial obtenido para presión interna, en mm (in)
tfab = Tolerancia por fabricación (Ver 1.3.1.1.3), en mm (in)
tc = Tolerancia por corrosión (Ver 1.3.1.1.2), en mm (in)
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:
(17
𝑇𝒖 = 1,1𝑆𝑀𝑌𝑆𝐴𝑠
Dónde:
Tu = Tensión longitudinal última, en N (lb).
SMYS = Specified Minimum Yield Strength (Esfuerzo de Fluencia Mínimo Especificado del material del ducto en
N/mm2 (psi)
As = Área de la sección transversal de acero del ducto, en mm2 (in2), calculada como: As =π•(D-t1)•t1
La capacidad permisible de tensión longitudinal (Tcp) se debe calcular utilizando cualquiera de las siguientes
expresiones dependiendo de las fases de diseño:
𝑇𝑐𝑝 = 0,62 𝑇𝑢 (𝐹𝑎𝑠𝑒 𝑑𝑒 𝐼𝑛𝑠𝑡𝑎𝑙𝑎𝑐𝑖ó𝑛)
𝑇𝑐𝑝 = 0,56 𝑇𝑢 (𝐹𝑎𝑠𝑒 𝑂𝑝𝑒𝑟𝑎𝑐𝑖𝑜𝑛)
(18
(19
Donde:
𝑇𝑐𝑝 𝑒𝑛 𝑁(𝑙𝑏)
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).
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3.2.2.1 presión de colapso (Pc) ). La capacidad a presión neta de colapso (Pc) se debe calcular mediante la
expresión:
−1
−1 =2
(20
𝐹
Dónde:
Pc = Presión de colapso, en N/mm2 (psi).
(
Py = Presión de fluencia por colapso =
)
(21
Pe= Presion de colapso =
(22
Fo= factor de ovalizacion
SMYS = Specified Minimum Yield Strength (Esfuerzo de Fluencia Mínimo Especificado del material del ducto), en
N/mm2 (psi)
E = Módulo de elasticidad del acero del ducto, en N/mm2 (psi)
ѵ = 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 3.2, en mm (in)
La capacidad permisible del ducto sometido a presión externa se debe calcular con la expresión:
𝑃
(24
=0.70Pc
Dónde:
𝑃
= Capacidad permisible de presión de colapso en Ducto submarino, en N/mm2 (psi).
La presión de colapso permisible calculada con la expresión 24, debe garantizar que:
𝑃
>𝑃
-𝑃
(25
3.2.2.2 Propagación de pandeo (Pp). La presión de propagación en ductos se debe calcular con la siguiente
expresión:
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= 34
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.
(26
Donde:
Pp = Presión de propagación, en N/mm2 (psi)
SMYS = Specified Minimum Yield Strength (Esfuerzo de Fluencia Mínimo Especificado del material del ducto en
N/mm2 (psi)
𝑡 = Espesor de pared del tubo calculado de acuerdo a 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
Donde:
Ppc = Capacidad permisible por presión de propagación, en N/mm2 (psi).
La presión de propagación permisible calculada con la expresión 27, debe garantizar que:
Ppc > 𝑃
-𝑃
(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.
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:
𝑀𝑈 = 1,1 𝑆𝑀𝑌𝑆 𝐷 𝑡(1 − 0.001
(29
Dónde:
Mu = Momento último por flexión transversal para diseño, en N•mm (lb•in)
SMYS = Specified Minimum Yield Strength (Esfuerzo de Fluencia Mínimo Especificado del material del ducto), en
N/mm2 (psi)
D = Diámetro exterior nominal del tubo, en mm (in)
t = Espesor de pared del tubo calculado de acuerdo a 3.2, en mm (in), deben revisarse las dos condiciones para
t1 y t2
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La capacidad permisible del ducto, se debe calcular con la siguiente expresión:
(30
𝑀𝑈 = 𝐹 𝑀𝑈
Dónde:
𝑀𝑈 = Capacidad permisible de momento flexionante, en N·mm (lb·in)
𝐹 = Factor de diseño por flexión transversal indicado en la Tabla 7
Tabla 7. Factores de diseño por Momento Flexionante (fM)
ZONA
OPERACIÓN
A
0,57
INSTALACIÓN
0,67
B
0,53
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 − 0,25𝜆 )]𝐴𝑠
31
Donde:
Cg = Carga de compresión por pandeo global, en N (lb).
SMYS = Specified Minimum Yield Strength (Esfuerzo de Fluencia Mínimo Especificado del material del ducto), en
N/mm2 (psi).
λ= Relación de esbeltez
(32
K = Factor de longitud efectiva que depende de las condiciones de apoyo en los extremos del tramo. Para
extremos empotrados K = 0,5 y para extremos articulados K = 1,0. L = Longitud del tramo, mm (in).
r = Radio de giro =
(33
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I = Momento de inercia de la sección de acero del ducto, en mm4 (in4)
As = Área de la sección transversal de acero del ducto, en mm2 (in2), calculada como:
As = π•(D-t1)•t1
E = Módulo de elasticidad del acero del ducto, en N/mm2 (psi)
La capacidad permisible que tendrá el ducto se debe calcular con la expresión:
(34
𝐶𝑔𝑝 = 0,54𝐶𝑔
Donde:
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.
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:
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:
.
+
≤𝑓𝑇𝑀
(35
Dónde:
fTM = Factor de diseño para combinación de Tensión y Momento Flexionante = 0,54.
Mu = Momento último por flexión transversal, en N•mm (lb•in). (Ec. 29).
Tu = Tensión longitudinal última, en N (lb). (Ec. 17)
M = Momento flexionante aplicado, en N•mm (lb•in).
T = Fuerza axial aplicada, en N (lb)
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:
.
+
+
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≤𝑓
(36
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Dónde:
P = Presión externa actuante, en N/mm2 (psi).
Pc = Presión de colapso, en N/mm2 (psi). (Ec. 20).
M = Momento flexionante aplicado, en N•mm (lb•in).
Mu = Momento último por flexión transversal para diseño, en N•mm (lb•in). (Ec. 29).
T = Fuerza axial aplicada, en N (lb).
Tu = Tensión longitudinal última, en N (lb). (Ec. 17).
𝑓
= Factor de diseño para combinación de tensión, momento flexionante y presión de colapso = 0,80.
3.2.6 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.
𝜀 = 0.78
𝑃 =
∙
− 0.01 ∙ 1 + 5.75 ∙
∙𝑓 ∙
𝑓 = 𝑀𝑖𝑛 𝑓 ;
𝜶𝒈𝑾 = 1 − 0.4
∙ 𝛼ℎ
.
(39
∙𝛼
(40
√
(41
.
𝑃𝑎𝑟𝑎 𝐷/𝑡1 ≥ 20
𝜶𝒈𝑾 = 1 𝑃𝑎𝑟𝑎 𝐷/𝑡1 ˂ 20
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(42
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αh=
.
.
(44
Dónde:
εc = Deformación ultima a compresión.
γε = Factor de deformación límite (ver tabla 7.1)
Pimin = Presión interna mínima
Pe = Presión externa
Pb = Presión de reventamiento
𝛼 = Endurecimiento mínimo por deformación
Rt0.5 = Resistencia a la fluencia (indicada en el ISO-3183:2012)
Rm = Resistencia a la tensión (indicada en el ISO-3183:2012)
𝛼 = Factor de soldadura circunferencial
t1 = Espesor de pared del tubo conforme a 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:
(45
𝜀𝑅𝑑𝑓 = 𝜀𝑅𝑑 /1.25
Tabla 7.1 Factor de deformación límite (γε)
Categoría de seguridad
Moderada
Alta
2.0
2.5
Muy Alta
3.3
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
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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 1.1.13 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 4.2
para periodos de retorno de 10 años y 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.
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.
Tabla 8. Parámetros de diseño por estabilidad hidrodinámica horizontal de ductos submarinos en fase de
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instalación.
PARAMETROS DE DISEÑO
- Enterrado inicial del ducto.
FASE DE INSTALACION
Superficial al lecho marino (1).
- Factor de estabilidad horizontal.
FE = 1,1
- Peso del fluido.
-Características del suelo.
Tubo vacío.
Tomar datos del estudio geotécnico del corredor,
realizado con pruebas estáticas y dinámicas, de
acuerdo al inciso 1.1.4
Datos del Anexo A (2) correspondientes a un
periodo de retorno de 10 años.
Datos del Anexo A (2) correspondientes a un
periodo de retorno de 10 años.
1,3 seg.
-Altura de ola significante
- Velocidad de corriente a 95% de la profundidad
- Período pico de la ola para la Sonda de Campeche y
el Litoral Tabasco.
- Período pico de la ola para la Zona Norte y
Lankahuasa
- Gravedad específica mínima.
11,9 seg
1,2
(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 4.2.2 de esta
Especificación Técnica
Tabla 9. Parámetros de diseño por estabilidad hidrodinámica horizontal de ductos submarinos en fase de
operación
PARÁMETROS DE DISEÑO
- Enterrado del ducto.
FASE DE OPERACIÓN
Superficial al lecho marino (1).
CSS
FE gas
FE crudo
---1,0
----
1,1
---1,3
- Factor de estabilidad horizontal.
MODERADA
ALTA
MUY ALTA
- 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 1.1.4.
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- Altura de ola significante.
Datos del Anexo A (2) correspondientes a un
periodo de retorno de 100 años.
- Velocidad de corriente a 95% de la
profundidad.
Datos del Anexo A (2) correspondientes a un
periodo de retorno de 100 años.
- Período pico de la ola para la Sonda de
13,0 seg.
Campeche y el Litoral Tabasco.
- Período pico de la ola para la Zona Norte y
Lankahuasa.
12,3 seg.
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.
(1)
Se debe prever la direccionalidad del oleaje y de la corriente como se establece en 4.3.2 de
esta Especificación Técnica.
(2)
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) 𝑅 =
(
)
(46
RS = Fuerza de resistencia del suelo al hundimiento o flotación por unidad de volumen del ducto, en lb/ft 3.
CS = Resistencia al esfuerzo cortante del suelo no drenado, en N/m 2 (lb/ft2)
Dt = Diámetro exterior total del ducto, incluyendo el lastre de concreto, en m (ft).
3
3
ϒs = Peso sumergido del suelo marino, en N/m (lb/ft ).
Hc = Espesor de suelo marino arriba del ducto, en m (ft).
At = Área transversal del ducto, incluyendo el lastre de concreto, en m 2 (ft2).
3) Fuerza de flotación
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(47
𝐹=
Dónde:
F = Fuerza de flotación, en N/m3 (lb/ft3)
𝑊 = 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 = Peso del volumen de agua desalojada por el ducto, en N/m (lb/ft)
𝐴 = Área transversal del ducto, en m2 (ft2). 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.
4.2 Parámetros oceanográficos para período de retorno de 10 años
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.
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.
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.
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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.
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Figura 6. Dirección del oleaje y la corriente para el periodo de retorno de 10 años en la Zona Norte y
Lankahuasa
4.3 Parámetros oceanográficos para periodo de retorno de 100 años
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.
4.3.2 Dirección de oleaje y corriente
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.
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.
Figura 7. Dirección del oleaje y la corriente para el período de retorno de 100 años en la Zona Norte y
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Lankahuasa
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.
5.1 Análisis de Riesgo del Ducto. Todos los análisis de riesgos necesarios para el Proyecto del sistema, deben
cumplir con los requisitos establecidos que se deben cumplir en la elaboración de los estudios de análisis y
evaluación de riesgos e instalaciones industriales de Petróleos Mexicanos.
6. Responsabilidades
6.1 Petróleos Mexicanos, Empresas Productivas Subsidiarias y Empresas Filiales
6.1.1 Proporcionar al proveedor de los servicios de diseño la información requerida por esta Especificación
Técnica para el desarrollo de las actividades contratadas.
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6.1.2 Otorgar las aprobaciones de los documentos que se requieran antes durante y al final de las actividades
requeridas por esta Especificación Técnica.
6.1.3 Realizar o hacer que se lleve a cabo en forma documentada, la verificación de la conformidad con los
requisitos de la Especificación Técnica.
6.2 Contratistas
6.2.1 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.
6.2.2 Debe demostrar que dispone de personal especializado o calificado, si aplica, en las áreas de diseño de
Ductos submarinos.
6.2.3 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.
6.2.4 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.
6.2.5
El Contratista debe elaborar y entregar a Pemex los documentos de la Ingeniería contratada.
6.2.6 Los documentos se deben entregar a Pemex en el correspondiente Libro de Proyecto el que debe
cumplir con los requisitos establecidos para la integración del libro de proyecto para entrega de obras y
servicios.
6.2.7 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.
6.2.8 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.
6.2.9 Los reportes de resultados de software, de origen extranjero, pueden ser en Idioma inglés o español.
6.2.10 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.
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6.2.11 Los documentos se deben avalar con el nombre, firma y cédula profesional o equivalente extranjero del
Ingeniero responsable del Contratista, así como del responsable de aseguramiento de calidad del Contratista,
los documentos se deben incluir la siguiente información mínima como identificación:
Nombre y Logotipo del Contratista.
Nombre del Proyecto.
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.
a)
b)
c)
d)
e)
f)
g)
h)
i)
j)
7. Anexos
Anexo A.
Información oceanográfica para el Golfo de México
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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)
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.
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Figura A-3. Altura de ola máxima y significante para la Sonda de Campeche y Litoral Tabasco (Periodo de
retorno de 10 años).
Figura A-4. Altura de ola máxima y significante para la Zona Norte y Lankahuasa (Periodo de retorno de 10
años.
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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).
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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Figura A-7. Altura de ola máxima y significante para la Sonda de Campeche y Litoral Tabasco (Periodo de
retorno de 100 años).
Figura A-8. Altura de ola máxima y significante para la Zona Norte y Lankahuasa (Periodo de retorno de 100
años).
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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:
1 MBCPED = 139,798 m3 (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:
1 MBCPED = 140,83 m3 (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 8 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).
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).
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Figura 8. Zona de aplicación de la Especificación.
Pemex Exploración y Producción.
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