Historia Del Petroleo Mexicano

8/17/2019 Historia Del Petroleo Mexicano

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Historia de PEMEX

Historia de Petróleos Mexicanos

1937: Tras una serie de eventos que deterioraron la relación entretrabajadores y empresas estalla una huelga en contra de las compañías petrolerasextranjeras que paraliza al país. La Junta de Conciliación y Arbitraje falla a favorde los trabajadores, pero las compañías promueven un amparo ante la SupremaCorte de Justicia de la Nación.

1938: Al negar el amparo, la Suprema Corte de Justicia ratifica el laudoemitido por la Junta Federal de Conciliación y Arbitraje a favor de los trabajadores.Tras la negativa de aquéllas para cumplir el mandato judicial, la tarde del 18 demarzo, el Presidente Lázaro Cárdenas del Río decreta la expropiación de losbienes muebles e inmuebles de 17 compañías petroleras a favor de la Nación. El 7de junio de ese año se crea Petróleos Mexicanos.

1942: PEMEX y el Sindicato de Trabajadores Petroleros de la RepúblicaMexicana firman el primer Contrato Colectivo de Trabajo.

1946: En el Distrito Federal, se inaugura la refinería "18 de Marzo", en

instalaciones originalmente construidas por la compañía "El Águila".

1948: Se descubren campos de aceite y gas en el noreste del país.

1950: Se inaugura la refinería "Ing. Antonio M. Amor", en Salamanca,Guanajuato.

1952: Geólogos mexicanos descubren la prolongación de la Faja de Oro.


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1956: Se inaugura la refinería "Gral. Lázaro Cárdenas del Río", en Minatitlán,Veracruz.

1965: Se crea el Instituto Mexicano del Petróleo (IMP).

1971: El pescador campechano Rudecindo Cantarell informa a PEMEX lapresencia de una mancha de aceite que brotaba del fondo del mar en la Sonda deCampeche. Ocho años después la producción del pozo Chac marcaría el principiode la explotación de uno de los yacimientos marinos más grandes del mundo:Cantarell.

1972: Se descubre en el sureste del país la región petrolífera denominadaMesozoico Chiapas-Tabasco. Su producción promedio diaria fue de 711 milbarriles.

1974: De importar 6 mil barriles, pasó a exportar 37 mil barriles diarios. Las

reservas de hidrocarburos se ubican en 5 mil millones 773 mil barriles.

1976: Se inaugura la refinería "Miguel Hidalgo" en Tula, Hidalgo.

1977: Cantarell empieza a mostrar su potencial. Las reservas se incrementana 16 mil millones de barriles.

1978: El campo marino Cantarell, en la Sonda de Campeche, se confirmacomo uno de los más grandes yacimientos marinos del mundo. Las reservasalcanzan los 40 mil 194 millones de barriles.

1979: Se inauguran las refinerías "Héctor R. Lara Sosa", en Cadereyta,Nuevo León y "Antonio Dovalí Jaime", en Salina Cruz, Oaxaca. La perforación delpozo Maalob 1 confirma el descubrimiento de yacimiento Ku-Maalob-Zaap, elsegundo yacimiento más importante del país, después de Cantarell y vigésimotercero a nivel mundial, en términos de reservas.

1981: Inicia operaciones el Complejo Petroquímico La Cangrejera. Seexportan 401 mil barriles diarios de petróleo.

1983: Se anuncian reservas por 72 mil 500 millones de barriles.

1986: Las exportaciones de crudo se ubicaron en un millón 298 mil barrilesdiarios en promedio.

1987: Entra en operación la ampliación de la Refinería "Miguel Hidalgo" enTula, Hidalgo, con la Planta Primaria No. 2 de 165 mil barriles diarios, para llegar a320 mil barriles diarios de capacidad instalada.


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1990: Sale a la venta la gasolina Magna Sin, que no contiene plomo y de 82octanos.

1991: Participa Pemex con cinco por ciento de capital social en la petroleraespañola Repsol.

1991: Por razones ambientales cierra, en el Distrito Federal, la refinería "18de Marzo".

1992: Se expide una nueva Ley Orgánica de Petróleos Mexicanos yOrganismos Subsidiarios que define a Petróleos Mexicanos como órganodescentralizado de la Administración Pública Federal, responsable de laconducción de la industria petrolera nacional. Esta Ley determina la creación deun órgano Corporativo y cuatro Organismos Subsidiarios, que es la estructuraorgánica bajo la que opera actualmente.

Dichos Organismos son:

PEMEX Exploración y Producción (PEP) PEMEX Refinación (PXR) PEMEX Gas y Petroquímica Básica (PGPB) PEMEX Petroquímica (PPQ)

1993: Introduce el combustible Diesel Sin.

1995: Pone a la venta la gasolina Pemex Premium de 93 octanos.

1997: Arranque del proyecto Cantarell, diseñado para optimizar laexplotación del yacimiento. Inicia proceso de Reconfiguración de las refinerías deCadereyta y Ciudad Madero.

2000: Se convierte en la quinta petrolera del mundo


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2001: Pone en marcha el proyecto Burgos, en el norte del país paraincrementar la producción de gas natural.

2003: Pemex Gas pone en operación un conjunto de Proyectos Ambientalespara la Conservación del Agua.

2004: Confirma la existencia de hidrocarburos en aguas profundas.

2005: La producción de crudo se ubicó en un promedio diario de tresmillones 333 mil barriles de crudo, la más alta de su historia, de los cuales exportóun millón 817 mil barriles. Ocupa el tercer lugar como productor de petróleo.

2006: Lanza al mercado nacional combustibles, (UBA). Crece casi 90 porciento la longitud de ductos rehabilitados en 2005.

2007: Arriba a la Sonda de Campeche la Unidad Flotante de Proceso, se

bautiza como Y'um K'ak Naab, el Señor del Mar.

2008: El 28 de noviembre se publican en el Diario Oficial de la Federaciónsiete decretos que integran la Reforma Energética.

2009: Anuncia la construcción de una nueva refinería en Tula, Hidalgo.

2010: Presenta los Contratos Integrales EP para mejorar el esquema deexploración y producción de sus campos maduros


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INTRODUCCIÓN

1. OBJETIVO

2. ALCANCE

3. CAMPO DE APLICACION

4. ACTUALIZACIÓN

5. REFERENCIAS

6. DEFINICIONES

7. SÍMBOLOS Y ABREVIATURAS

8. CONSTRUCCIÓN, INSTALACIÓN Y DESMANTELAMIENTO DEDUCTOS SUBMARINOS

8.1 DOCUMENTACIÓN

8.1.1 PROCEDIMIENTOS CONSTRUCTIVOS

8.2 EMBARCACIONES

8.3 EQUIPO DE CONSTRUCCIÓN

8.4 MATERIALES

8.4.1 TUBERÍA

8.4.2 CONEXIONES Y ACCESORIOS

8.4.3 MATERIALES CONSUMIBLES

8.4.4 DOCUMENTACIÓN

8.4.5 MARCADO, EMBALAJE, TRANSPORTE Y 7ALMACENAJE DETUBERÍA

8.5 PERSONAL

8.5.1 PERSONAL PROFESIONISTA

8.5.2 PERSONAL TÉCNICO


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8.5.3 PERSONAL DE BUCEO

8.5.4 PERSONAL DE POSICIONAMIENTO

8.5.5 PERSONAL DE INSPECCIÓN NO DESTRUCTIVA

8.6 PROCEDIMIENTO DE SOLDADURA

8.6.1 CALIFICACIÓN DE LOS PROCEDIMIENTOS DE SOLDADURA

8.6.2 CALIFICACIÓN DE SOLDADORES

8.6.3 SOLDADURAS DE CAMPO

8.7 PROTECCIÓN ANTICORROSIVA

8.7.1 PROTECCIÓN ANTICORROSIVA EN ZONA ATMOSFÉRICA, ZONASUMERGIDA Y ZONA DE MAREAS Y OLEAJE

8.7.2 PROTECCIÓN CATÓDICA

8.8 TENDIDO DE TUBERÍA

8.8.1 PREPARATIVOS PARA CONSTRUCCIÓN DE LÍNEA

8.8.2 TRANSPORTE Y RECEPCIÓN DE TUBERÍA

8.8.3 LIMPIEZA DE TUBERÍA

8.8.4 ALINEAMIENTO DE TUBERÍA

8.8.5 PRODUCCIÓN DE SOLDADURAS

8.8.6 DETECTOR DE DOBLEZ

8.8.7 MARCADO DE LA TUBERÍA

8.8.8 REPARACIÓN DE SOLDADURAS

8.8.9 PROTECCIÓN DE LA JUNTA EN LA RAMPA DE TENDIDO

8.8.10 CONTROL DE ESFUERZOS

8.9 FABRICACIÓN E INSTALACIÓN DE ELEMENTOS

8.9.1 FABRICACIÓN DE ELEMENTOS EN PATIO DE FABRICACIÓN,


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CUBIERTA DE LA BARCAZA Y/O CHALÁN

8.9.2 INSTALACIÓN DE ELEMENTOS

8.9.3 REPARACIÓN DE SOLDADURAS

8.10 INTERCONEXIONES

8.10.1 INTERCONEXIÓN SOBRE CUBIERTA

8.10.2 INTERCONEXIÓN SUBMARINA

8.10.3 INTERCONEXIÓN CON LÍNEAS DE PROCESO EN OPERACIÓNSOBRE PLATAFORMA Y SUBMARINA

8.11 DRAGADO DE LÍNEA REGULAR

8.11.1 EQUIPO DE DRAGADO

8.12 ACOLCHONAMIENTO DE CRUCES DE LÍNEAS Y DISPAROSSUBMARINOS

8.13 PRUEBA HIDROSTÁTICA Y LIMPIEZA INTERIOR DE DUCTOSSUBMARINOS E INTERCONEXIONES

8.13.1 MATERIALES Y EQUIPOS DE PRUEBA HIDROSTÁTICA Y LIMPIEZA

8.13.2 PRUEBA HIDROSTÁTICA

8.13.3 LIMPIEZA INTERIOR DE DUCTOS SUBMARINOS

8.14 REGISTROS Y DOCUMENTACIÓN ENTREGABLES DE LACONSTRUCCIÓN

8.14.1 REGISTROS

8.14.2 DOCUMENTACIÓN ENTREGABLE

8.15 DESMANTELAMIENTO DE DUCTOS SUBMARINOS

8.15.1 EMBARCACIONES Y EQUIPO PARA EL DESMANTELAMIENTO DETUBERÍA

8.15.2 CONSIDERACIONES PREVIAS


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8.15.3 RETIRO DE TRAMPA DE DIABLOS, DEFENSAS, ABRAZADERAS,DUCTO ASCENDENTE, CUELLO DE GANSO, CURVAS DE EXPANSIÓN YLÍNEA REGULAR

8.15.4 DRAGADO Y/O LIMPIEZA DEL ÁREA DE LA CURVA DE EXPANSIÓN Y

LÍNEA REGULAR

8.15.5 DRAGADO Y RETIRO DE INTERCONEXIÓN SUBMARINA

8.15.6 ÁREA DE ALMACENAMIENTO DE LOS MATERIALES RECUPERADOS

8.15.7 DOCUMENTACIÓN Y REGISTROS DEL DESMANTELAMIENTO

8.16 PROTECCIÓN AMBIENTAL Y SEGURIDAD INDUSTRIAL

8.16.1 MANIFIESTO DE IMPACTO AMBIENTAL

8.16.2 TRABAJOS CON RIESGO Y PLANES DE CONTINGENCIA

9. RESPONSABILIDADES Y MIS FUNCIONES EN LA INDUSTRIA

10.- CONCLUSIONES

11. BIBLIOGRAFÍA

12. ANEXOS


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INTRODUCCIÓN

El diseño y construcción de los ductos que manejan la producción de crudoy gas en la región marina de la Sonda de Campeche, fueron realizados paragarantizar una vida útil de 20 años, la cual actualmente ha sido rebasada enalgunos de ellos, pero gracias a las mejoras tecnológicas en mantenimiento ycontrol preventivo, tales como inyección de inhibidores de corrosión, reemplazo deánodos de sacrificio, la inspección y monitoreo con equipos instrumentados paravigilar la integridad interna y externa de los ductos; se ha logrado ampliar la vidaútil de los mismos, permitiendo su continua, segura y eficaz operación.

Por otro lado, cuando los ductos empiezan a presentar deficiencias en suscomponentes de tal forma que ya no garantizan las condiciones seguras en laoperación y manejo de hidrocarburos, estos deberán desmantelarse. Tal decisiónde desmantelar un ducto recae en las áreas usuarias encargadas de la operación,

inspección y mantenimiento de ductos, quienes previo estudio de la integridad delos mismos y basándose en los resultados obtenidos con fundamento en lanormatividad existente, propondrán dicho desmantelamiento.

Este trabajo se realizó en atención y cumplimiento a:

Ley de Petróleos Mexicanos y su Reglamento.

Ley de la Comisión Nacionalde Hidrocarburos Ley Federal sobre Metrología y Normalización y su Reglamento. Ley de Adquisiciones, Arrendamientos y Servicios del Sector Público y suReglamento.

La Ley de Obras Públicas y servicios relacionados con las mismas ysu Reglamento. Guía para la redacción, estructuración y presentación de lasnormas mexicanas NMX-Z-13/1-1997. Guía para la emisión de Normas deReferencia de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios.

Participaron en su elaboración las Subsidiarias de Petróleos Mexicanos eInstituciones que se indican a continuación:

Pemex-Exploración y Producción (PEP). Petróleos Mexicanos.

InstitutoMexicano del Petróleo (IMP).

1. OBJETIVO

Dar a conocer los requisitos mínimos necesarios que se deben cumplir enla contratación de los servicios de construcción, instalación de líneas submarinasde recolección y transporte de hidrocarburos así como el procedimientoconstructivo de un proceso de tendido de línea.


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2. ALCANCE

Esta trabajo cubre los requisitos en el suministro, manejo y transporte demateriales, la construcción e instalación de un ducto submarino que incluye:tendido de línea regular, fabricación e instalación de curva de expansión, ductoascendente, interconexiones en disparos submarinos y cubierta de plataforma;abrazaderas, defensa, soportería, protección anticorrosiva, prueba hidrostática ylimpieza, dragado, acolchonamiento en cruces y hasta el desmantelamiento deductos submarinos previa entrega por la rama operativa. Además de la entregaobligatoria por el prestador de servicio de toda la documentación, previo al inicio yal término de los trabajos.

Este trabajo está basado en la NRF-106-PEMEX-2005 del 17 de septiembrede 2005.

3. CAMPO DE APLICACIÓN

Este trabajo está diseñado para la aplicación general y en la contratación delos servicios objeto de la misma, que lleven a cabo los centros de trabajo dePetróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios por las compañías contratistas yprestadores de servicios que desarrollen y/o ejecuten trabajos relacionados condicho objeto. Por lo tanto 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,y en su caso, el interesado.

Éste trabajo está diseñado y aplica en la construcción, instalación,desmantelamiento de ductos submarinos en profundidades de hasta 100 metros.

4. PROCEDIMENTO DE ACTUALIZACIÓN

Las sugerencias para la revisión y actualización de las normativasempleadas para este trabajo de construcción, deben enviarse al Secretario delSubcomité Técnico de Normalización de PEP, quien deberá programar y realizarla actualización de acuerdo a la procedencia de las mismas, y en su caso, a travésdel Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios,procederá a inscribirla en el programa anual de Normalización de PEMEX. Sinembargo, esta norma se debe revisar y actualizar, al menos cada 5 años o antes,si las sugerencias y recomendaciones de cambio lo ameritan.

5. REFERENCIAS Y NORMATIVIDAD

5.1 NOM-001-SEMARNAT-1996 - “Límites máximos permisibles decontaminantes en las descargas residuales en aguas y bienes nacionales”.

5.2 NOM-014-STPS-2000 - “Exposición laboral a presiones ambientalesanormales – Condiciones de seguridad e higiene”.


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5.3 NOM-008-SECRE-1999 - “Control de corrosión externa en tuberías de aceroenterradas y/o sumergidas”. 5.4 NRF-001-PEMEX-2007 - “Tubería de acero para recolección y transporte dehidrocarburos”.

5.5 NRF-004-PEMEX-2003 - “Protección con recubrimientos anticorrosivos ainstalaciones superficiales de ductos”.

5.6 NRF-009-PEMEX-2004 - “Identificación de productos transportados por tuberíao contenidos en tanques de almacenamiento”.

5.7 NRF-013-PEMEX-2009 - “Diseño y evaluación de líneas submarinas en elGolfo de México”.

5.8 NRF-026-PEMEX-2008 - “Protección con recubrimientos anticorrosivos paratuberías enterradas y/o sumergidas”.

5.9 NRF-030-PEMEX-2009 - “Diseño, construcción, inspección y mantenimientode ductos terrestres para transporte y recolección de hidrocarburos”.

5.10 NRF-032-PEMEX-2005 - “Sistemas de Tubería en Plantas Industriales -Diseño y Especificaciones de Materiales”.

5.11 NRF-043-PEMEX-2008 - “Acercamiento y amarre de embarcaciones ainstalaciones costa afuera”.

5.12 NRF-047-PEMEX-2007 - “Diseño, instalación y mantenimiento de lossistemas de protección catódica”.

5.13 NRF-053-PEMEX-2006 – “Sistemas de protección anticorrosiva a base derecubrimientos para instalaciones superficiales”

5.14 NRF-084-PEMEX-2004 - “Electrodos para soldadura para los sistemas deductos e instalaciones relacionadas”.

5.15 NRF-096-PEMEX-2010 - “Conexiones y accesor ios para ductos derecolección y transporte de hidrocarburos”.

5.16 NRF-211-PEMEX-2008 - “Válvulas de compuerta y bola en líneas detransporte de hidrocarburos”.

5.17 NMX-B-482-1991 - “Capacitación, calificación y certificación de personal deensayos no destructivos”.


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6. DEFINICIONES

6.1 Alineamiento. Trayectoria en la cual la tubería queda localizada.

6.2 Check-list. Lista de verificación empleada para la revisión física y documentalde embarcaciones y equipos.

6.3 Contratista. Persona física o moral que realiza contratos de obra pública.

6.4 Cuello de ganso. Parte del sistema de un ducto marino formado con tubería, junta aislante y codos que unen al ducto ascendente con la trampa de diablos.

6.5 Curva de expansión. Componente de la tubería submarina formadaprincipalmente por codos y tramos rectos en forma de “L” o “Z”, diseñada paraabsorber las elongaciones térmicas o mecánicas, que une el ducto ascendentecon la línea regular.

6.6 Draga de arrastre o de volteo.- Este tipo de draga es utilizado antes detender la tubería, sólo requiere de un sistema para localizar el arado,dinamómetros para el control de tensiones del cable de arrastre, profundímetrospara establecer la dimensión de la zanja realizada, sonar para detectar tuberíasexistentes. Este tipo de arado se utiliza para terrenos o suelos medio compactos acompactos.

6.7 Draga de arrastre de chiflón de aire o con bombas de lodos.- Estos tiposde arados son empleados para dragar tuberías ya instaladas, requieren de unsistema localizador del arado, dinamómetros para el cable de arrastre, rodillos

laterales y horizontales, profundímetros para establecer las dimensiones de lazanja, sonar para detectar tuberías existentes. Este equipo es utilizado en terrenosmedio compactos.

6.8 Draga hidráulica con ruedas dentadas giratorias.- Este tipo de arado seutiliza para dragar tuberías ya instaladas, requiriendo de dinamómetros paraestablecer las cargas de arrastre y laterales sobre la tubería, profundímetros paraestablecer las dimensiones de la zanja y sonar para detectar tuberías existentes.Este tipo de arado es empleado para dragar suelos compactos.

6.9 Draga hidráulica de turbina.- Este tipo de draga es utilizado en tuberías ya

instaladas, requiere de un sistema robotizado para el control y posicionamiento delequipo, localizador de tuberías existentes (sonar), profundímetros para detectar elperfil de la zanja y paletas removedoras de material, calibradas al diámetro yespesor de la tubería. Este tipo de draga es utilizado en suelos no compactos.

6.10 Draga de almeja.- Este tipo de equipo es utilizado para dragar en aguaspoco profundas (arribo a las playas o las costas), es utilizada para trabajar ensuelos suaves y compactos antes de tender la tubería; sólo requiere de un equipode posicionamiento, sonar para detectar otras tuberías y el perfil de la zanja.


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6.11 Dragado. Proceso mediante el cual la tubería es enterrada en el lechomarino.

6.12 Ducto ascendente. Componente del ducto submarino que une a la curva deexpansión con el cuello de ganso.

6.13 Elementos estructurales. Soportan tanto las cargas estáticas comodinámicas de la tubería, conexiones y equipo en la cubierta de la plataforma.

6.14 Embarcación de tendido e instalación. Artefacto Naval y/o barco con lacual se realiza el tendido de la tubería y la instalación de las curvas de expansión,ductos ascendentes, cuellos de ganso, además de las interconexiones en cubiertade plataformas y submarinas.

6.15 Equivalente. Documento normativo nacional o extranjero (Norma, Código,Especificación, Estándar o Práctica Recomendada) que no es Norma OficialMexicana (NOM), Norma Mexicana (NMX), o Norma Internacional (ISO o IEC) y

que regula como mínimo, los parámetros y conceptos que se requieren evaluar yque se establecen como requisitos en la norma de referencia, además de valoresy características (físicas, químicas, fisicoquímicas, mecánicas o de cualquiernaturaleza) iguales a las del documento normativo al que se hace referencia.

6.16 Estudios geofísicos. Estudios que determinan las condiciones topográficasy de sedimentos del fondo marino, así como las características estructurales yfallas poco profundas.

6.17 Estudios geotécnicos. Estudios que determinan características físicas ymecánicas de los suelos que forman el fondo marino.

6.18 Hot tapping: Es la acción de barrenar un ducto sin interrumpir el servicio,para la instalación de una interconexión (perforación en línea caliente).

6.19 Ingeniería de Proyecto. Conjunto de planos, dibujos, normas,especificaciones y requisiciones de materiales, que definen el tipo de obra adesarrollar y construir.

6.20 Interconexión sobre cubierta: Se consideran interconexiones sobrecubierta, todos los arreglos de tuberías y equipos que se conectan entre sídespués de la válvula de seccionamiento (lado producción) de una trampa dediablos (cabezales de prueba, producción, trampas de diablos, separadores,

quemadores, equipos de bombeo y compresión, paquetes de regulación,endulzadoras, equipos de medición).

6.21 Interconexión submarina: Se consideran interconexiones submarinas,todas las instalaciones por debajo del nivel medio del mar que se conectan entresí (curva de expansión, ducto ascendente, disparo, cabezal submarino) al extremode la línea regular, ó un disparo previamente instalado en otra línea mediante larealización de hot-tapping cuando el ducto esta en operación.


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6.22 Junta aislante. Accesorio utilizado para aislar eléctricamente el sistema deprotección catódica de la plataforma del sistema de la línea regular.

6.23 Procedimiento. Documento en el cual se detalla el proceso de realizar untrabajo o fase de construcción, instalación o reparación mediante actividadessecuenciales.

6.24 Recuperación de tubería. Procedimiento por medio del cual la tubería esrecuperada del fondo marino, para continuar con las operaciones de tendido opara la instalación de algún elemento del sistema, o desmantelamiento de ductosfuera de operación.

6.25 Soldadura hiperbárica. Acción de soldar en un ambiente artificial seco conuna presión igual a la profundidad a la cual se esté realizando esta actividad, conuna mezcla de aire-helio.

6.26 Soportería. Apoyos de los ductos ascendentes, como son las abrazaderas

para guía y anclaje.

6.27 Supervisor. Es la persona que auxilia técnicamente al Residente de obra,con las funciones que para tal efecto señala el Reglamento de la Ley de ObrasPublicas y Servicios relacionados con las mismas, con independencia de los que,en su caso, se pacten en el contrato de supervisión.

6.28 Tendido de tubería. Proceso mediante el cual el ducto es instalado sobre ellecho marino.

6.29 Zona de mareas y oleajes (ZMO). Zona entre las elevaciones de -3,048 m(-10 pies) y +4,572 m (15 pies) medidos a partir del NMM.

7. SIMBOLOS Y ABREVIATURAS.

API Instituto Americano del Petróleo (American Petroleum Institute )

ASME Sociedad Americana de Ingenieros Mecánicos (American Society ofMechanical Engineers)

ASNT Sociedad Americana para Pruebas no Destructivas (American Society forNondestructive Testing)

ASTM Sociedad Americana para Pruebas de Materiales (American Society ofTesting and Materials)

AWS Sociedad Americana de Soldadura (American Welding Society)

BPD Barco de posicionamiento dinámico

EWF Federación Europea de Soldadura (European Welding Federation)


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Ci Curies

D Diámetro nominal de la tubería

De Diámetro exterior

DI Diámetro interior

D.N. Diámetro nominal.

EMA Entidad Mexicana de Acreditación

EPA Agencia de Protección Ambiental

Fy Esfuerzo a la fluencia

GPS Sistema de Posicionamiento Global

HRb Dureza Rockwell B

HRc Dureza Rockwell C

ISO Organización Internacional de Normalización

MMPCD Millones de pies cúbicos por día

NMX Norma Mexicana

P .C.M. Pies cúbicos por minuto

PD Posicionamiento dinámico

RP Práctica recomendada

SNT-TC-1A Práctica recomendada para certificación y calificación de personalpara pruebas no destructivas

st VOC Segundo Espesor de la tubería Componentes orgánicos volátiles


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8. CONSTRUCCIÓN, INSTALACIÓN Y DESMANTELAMIENTO DE DUCTOSSUBMARINOS

A continuación se describen todos los documentos, equipos, requisitos yactividades que el contratista debe desarrollar y cumplir a satisfacción de Pemex amenos que se especifique quien lo debe de cumplir.

8.1 Documentación

El contratista antes del inicio de los trabajos de construcción de un ductomarino, debe tener a bordo de la embarcación o en el sitio de la obra la siguientedocumentación: contrato, ingeniería del proyecto, plan de calidad, planes decontingencia y los procedimientos constructivos para cada una de las fases adesarrollar, revisados y aprobados por PEMEX.

8.1.1 Procedimientos constructivos

Se debe entregar como mínimo los siguientes procedimientos para surevisión, que apliquen conforme al proyecto, al personal de Pemex designado parasupervisar la obra:

a) Procedimiento de soldadura.

b) Procedimiento de calificación de soldadores.

c) Procedimiento de relevado de esfuerzos.

d) Procedimientos de pruebas no destructivas.

e) Procedimientos de reparación de soldadura.

f) Procedimiento de inspección de materiales y equipos.g) Procedimiento de posicionamiento GPS.

h) Procedimiento de buceo de construcción.

i) Procedimientos de inspección subacuática.

j) Procedimientos de tendido de línea regular submarina.

k) Procedimiento de recuperación de tubería.

l) Procedimiento de izaje/descenso de línea submarina.

m) Procedimiento de fabricación e instalación de abrazaderas y defensas.n) Procedimiento de fabricación e instalación de elementos (Accesorios y

tuberías) en plataforma.

o) Procedimiento para aplicación de protección anticorrosiva y lastrado de tubería.

p) Procedimiento para lastrado de codos para curva de expansión.


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q) Procedimiento de fabricación e instalación de ducto ascendente y curva de

expansión.

r) Procedimiento de acolchonamiento en cruces de tubería o interconexiones

submarinas.

s) Procedimiento de dragado de línea regular submarina.

t) Procedimiento de instalación de derivaciones o ramales (hot tapping).

u) Procedimiento de interconexión submarina con líneas existentes.

v) Procedimiento de empate submarino.

w) Procedimiento de prueba hidrostática y limpieza del ducto submarino.

x) Procedimiento de secado e inertizado del ducto submarino.

y) Procedimiento de instalación de instrumentación control y fuerza.

z) Procedimiento de recuperación de residuos aceitosos.a1) Procedimiento de embridajes y desembridajes de interconexiones.

b1) Procedimiento de manejo y cuidado de los electrodos.

c1) Procedimiento de desmantelamiento de un ducto submarino.

d1) Plan de contingencia por PD de la embarcación BPD.

8.2 Embarcaciones

Se debe entregar la documentación autorizada que acrediten los permisos denavegación y las características de la embarcación principal y de la embarcaciónde apoyo (chalán, remolcador, abastecedor, lancha de pasajeros, barco cisterna),con la finalidad de comprobar que cumplen con lo requerido para los trabajos deconstrucción, instalación o desmantelamiento de ductos submarinos, las cuales sedescriben en el anexo 12.1 de esta norma.

Adicionalmente, debe entregar como mínimo la documentación de lasembarcaciones que se describe a continuación:

a) Certificado de clase.

b) Certificado de Francobordo.

c) Certificado de Arqueo.

d) Certificado de Balsas Salvavidas.

e) Planos de Seguridad y de Arreglo General, certificados por Casa Clasificadora

o por Marina Mercante.


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f) Dotación Mínima Seguridad.

g) Cuadernillo de Estabilidad sellado por Marina Mercante, en caso de ser

nacional.

h) Certificado de Matrícula.

i) Certificado de casco y maquinaria.

j) Certificado de seguridad marítima.

k) Seguros vigentes.

l) Permisos de navegación, en caso de ser extranjera.

m) Permisos en materia ambiental.

Toda embarcación de construcción y embarcaciones auxiliares, deben

apegarse a la normatividad establecida de seguridad industrial, respecto alacercamiento de embarcaciones a plataformas establecida en la norma dereferencia NRF-043-PEMEX-2008.

8.3 Equipo de construcción

Se debe mantener en las embarcaciones o sitio de la obra, el equipo mínimoprincipal descrito en el anexo 12.1 de esta norma de acuerdo a la fase deconstrucción por ejecutar, más el que indique Pemex en las bases técnicas delicitación, en cantidad y en condiciones de operación, para efectuar los trabajos deconstrucción, instalación o desmantelamiento de un ducto submarino, los cuales

deben tener sus certificados correspondientes de calibración vigentes.Los equipos que por sus características requieran realizárseles pruebas,

estas deben efectuarse por el contratista en presencia del personal de Pemexpara verificar sus condiciones de operación.

8.4 Materiales

Todos los materiales permanentes deben ser nuevos y cumplir con lascaracterísticas y requisitos establecidos en las Normas de Referencia que se citana continuación.

8.4.1 Tubería

La tubería suministrada para la línea regular, curva de expansión, ductoascendente, cuello de ganso e interconexiones submarinas, debe cumplir con lanorma de referencia NRF-001-PEMEX-2007.

El material de la tubería suministrada para ser instalada sobre cubierta deplataforma del lado de producción de la válvula de seccionamiento en trampa de


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diablos, debe apegarse a lo permitido por la NRF-032-PEMEX-2005.

No se permiten estibas tubo a tubo y deben utilizarse separadores demadera o de neopreno. Toda la tubería se debe manejar con equipo y accesoriosque durante el embarque, traslado y almacenaje se eviten daños mecánicos. Losextremos de la tubería (biseles), deben protegerse con un sistema de protecciónmecánica que garantice su integridad, conforme lo señala la NRF-001-PEMEX-2007.

La tubería suministrada, transportada y almacenada para ser instalada en losprotectores de las interconexiones submarinas, defensa de ducto ascendente,abrazaderas para ducto ascendente y curva de expansión, cantiliver, plataformasde operación de válvulas y soportería en general, debe apegarse a lasespecificaciones API 5L Gr. B, ASTM A36, A53, A106 ó equivalentes.

8.4.2 Conexiones y accesorios

Las conexiones y accesorios para línea regular como son: codos, bridas,tees, junta aislante, weldolet, thredolet, sockolet deben cumplir con lascaracterísticas y especificaciones indicados en la norma de referencia NRF-096-PEMEX-2010.

Para el caso de las válvulas, estas deben cumplir con los requisitosestablecidos en la norma de referencia NRF-211-PEMEX-2008, y no deben sersometidas a prueba hidrostática antes de su instalación, si cuentan con su registrode prueba en fábrica, certificados de calidad y estampado API. Solo debeverificarse el funcionamiento de sus dispositivos de apertura y cierre.

8.4.3 Materiales consumibles

Los materiales consumibles requeridos para la construcción del ducto y queforman parte de la instalación como son: la soldadura y los recubrimientosanticorrosivos, deben cumplir con las normas de referencia NRF-084- PEMEX-2004 y con las NRF-004-PEMEX-2003 y NRF-026-PEMEX-2008,respectivamente.

8.4.4 Documentación

Se debe entregar la documentación de los materiales permanentes, loscuales deben ser como mínimo:

a) Certificados de pruebas de fábrica.

b) Certificados de calidad.

c) Pedimento de importación, para materiales o equipos de procedencia

extranjera.

d) Factura.


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Para tuberías y accesorios como bridas, codos, tees, weldolet, sockolet,thredolet, juntas aislantes, se debe entregar la documentación señalada en lasnormas de referencia NRF-001-PEMEX-2007 y NRF-096-PEMEX- 2010,respectivamente.

Para los ánodos del sistema de protección catódica, se requiere ladocumentación establecida en la norma de referencia NRF-047-PEMEX-2007.

8.4.5 Marcado, embalaje, transporte y almacenaje de tubería

Para el manejo, transporte, carga y descarga de tubería, se deben apegar alas recomendaciones de las especificaciones API RP-5L1, API RP-5LW oequivalentes.

8.5 Personal técnico y profesionista

El personal que se señala a continuación debe tener experiencia

comprobable en trabajos de construcción e instalación o desmantelamiento de unducto submarino, a fin de garantizar la calidad de la obra y seguridad de lasinstalaciones, así como la protección al medio ambiente y equilibrio ecológico.

8.5.1 Personal profesionista

El profesionista designado por la contratista como responsable de lostrabajos (representante), debe acreditar con documentos originales suespecialidad en ingeniería, y comprobar su experiencia en trabajos deconstrucción costa afuera mediante:

. a) Título.

. b) Cédula profesional.

. c) Currículum

. d) Constancias de trabajo (contratos con compañías).

. e) Capacitación (cursos).

8.5.2 Personal técnico.

El personal técnico designado por la contratista para llevar a cabo lostrabajos de supervisión y ejecución de la obra, debe acreditar y comprobar suexperiencia en trabajos de construcción costa afuera mediante:

. a) Currículum

. b) Constancias de trabajo (contratos con compañías).

. c) Capacitación (cursos).


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8.5.3 Personal de buceo

El personal de buceo seleccionado para llevar a cabo los trabajos desupervisión y ejecución de la obra debe presentar su Currículum, acreditar suespecialidad como Buzo Técnico o Especialista en buceo de superficie o desaturación mediante cursos de capacitación y último chequeo médico. Así mismo,el contratista debe presentar el dictamen de cumplimiento con los requisitosestablecidos en la NOM-014-STPS-2000, emitido por la Secretaría del Trabajo yPrevisión Social.

8.5.4 Personal de posicionamiento

El personal de posicionamiento seleccionado para llevar a cabo los trabajosde posicionamiento de la obra debe presentar su Currículum y acreditar suexperiencia en trabajos costa afuera.

8.5.5 Personal de inspección no destructiva

El personal de inspección no destructiva encargado de tomar y revelarradiografías de uniones soldadas, debe presentar su Currículum y acreditar suespecialidad como técnico Nivel I certificado por un técnico ASNT Nivel III, deacuerdo a la práctica recomendada SNT-TC-1A de la ASNT o de acuerdo a laNMX-B-482-1991, y comprobar su experiencia en trabajos costa afuera.

El personal de inspección no destructiva encargado de interpretarradiografías de uniones soldadas o efectuar evaluaciones de soldaduras medianteultrasonido, así como de reportar resultados de la inspección, debe presentar suCurrículum y acreditar su especialidad como técnico Nivel II certificado por un

técnico ASNT Nivel III, de acuerdo a la práctica recomendada SNT-TC-1A de la ASNT o de acuerdo a la NMX-B-482-1991, y comprobar su experiencia en trabajoscosta afuera mediante registros de evaluaciones de soldaduras.

8.6 Procedimiento de soldadura.

Soldadura por arco de metal blindado.

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Procesos:

Uno de los tipos más comunes de soldadura de arco es la soldadura manualcon electrodo revestido (SMAW, Shielded Metal Arc Welding), que también esconocida como soldadura manual de arco metálico (MMA) o soldadura de

electrodo. La corriente eléctrica se usa para crear un arco entre el material base yla varilla de electrodo consumible, que es de acero y está cubierto con un fundenteque protege el área de la soldadura contra la oxidación y la contaminación pormedio de la producción del gas CO2 durante el proceso de la soldadura. El núcleoen sí mismo del electrodo actúa como material de relleno, haciendo innecesario unmaterial de relleno adicional.

El proceso es versátil y puede realizarse con un equipo relativamente barato,haciéndolo adecuado para trabajos de taller y trabajo de campo. Un operadorpuede hacerse razonablemente competente con una modesta cantidad deentrenamiento y puede alcanzar la maestría con experiencia. Los tiempos desoldadura son algo lentos, puesto que los electrodos consumibles deben sersustituidos con frecuencia y porque la escoria, el residuo del fundente, debe serretirada después de soldar. Además, el proceso es generalmente limitado amateriales de soldadura ferrosos, aunque electrodos especializados han hechoposible la soldadura del hierro fundido, níquel, aluminio, cobre, acero inoxidable yde otros metales.

La soldadura de arco metálico con gas (GMAW), también conocida comosoldadura de metal y gas inerte o por su sigla en inglés MIG (Metal inert gas) , esun proceso semiautomático o automático que usa una alimentación continua de

alambre como electrodo y una mezcla de gas inerte o semi-inerte para proteger lasoldadura contra la contaminación. Como con la SMAW, la habilidad razonable deloperador puede ser alcanzada con entrenamiento modesto. Puesto que elelectrodo es continuo, las velocidades de soldado son mayores para la GMAWque para la SMAW. También, el tamaño más pequeño del arco, comparado a losprocesos de soldadura de arco metálico protegido, hace más fácil hacer lassoldaduras fuera de posición (ej, empalmes en lo alto, como sería soldando pordebajo de una estructura).

El equipo requerido para realizar el proceso de GMAW es más complejo y

costoso que el requerido para la SMAW, y requiere un procedimiento máscomplejo de disposición. Por lo tanto, la GMAW es menos portable y versátil, ydebido al uso de un gas de blindaje separado, no es particularmente adecuadopara el trabajo al aire libre. Sin embargo, debido a la velocidad media más alta enla que las soldaduras pueden ser terminadas, la GMAW es adecuada para lasoldadura de producción. El proceso puede ser aplicado a una amplia variedad demetales, tanto ferrosos como no ferrosos.

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Un proceso relacionado, la soldadura de arco de núcleo fundente (FCAW),usa un equipo similar pero utiliza un alambre que consiste en un electrodo deacero rodeando un material de relleno en polvo. Este alambre nucleado es máscostoso que el alambre sólido estándar y puede generar humos y/o escoria, peropermite incluso una velocidad más alta de soldadura y mayor penetración del

metal.

La soldadura de arco, tungsteno y gas (GTAW), o la soldadura de tungstenoy gas inerte (TIG) (también a veces designada erróneamente como soldaduraheliarc), es un proceso manual de soldadura que usa un electrodo de tungsteno noconsumible, una mezcla de gas inerte o semi-inerte, y un material de rellenoseparado. Especialmente útil para soldar materiales finos, este método escaracterizado por un arco estable y una soldadura de alta calidad, pero requiereuna significativa habilidad del operador y solamente puede ser lograda envelocidades relativamente bajas.

La GTAW puede ser usada en casi todos los metales soldables, aunque esaplicada más a menudo a metales de acero inoxidable y livianos. Con frecuenciaes usada cuando son extremadamente importantes las soldaduras de calidad, porejemplo en bicicletas, aviones y aplicaciones navales.

Un proceso relacionado, la soldadura de arco de plasma, también usa unelectrodo de tungsteno pero utiliza un gas de plasma para hacer el arco. El arco esmás concentrado que el arco de la GTAW, haciendo el control transversal máscrítico y así generalmente restringiendo la técnica a un proceso mecanizado.Debido a su corriente estable, el método puede ser usado en una gama más

amplia de materiales gruesos que el proceso GTAW, y además, es mucho másrápido. Puede ser aplicado a los mismos materiales que la GTAW excepto almagnesio, y la soldadura automatizada del acero inoxidable es una aplicaciónimportante del proceso. Una variación del proceso es el corte por plasma, uneficiente proceso de corte de acero.

La soldadura de arco sumergido (SAW) es un método de soldadura de altaproductividad en el cual el arco se pulsa bajo una capa de cubierta de flujo. Estoaumenta la calidad del arco, puesto que los contaminantes en la atmósfera sonbloqueados por el flujo. La escoria que forma la soldadura generalmente sale porsí misma, y combinada con el uso de una alimentación de alambre continua, lavelocidad de deposición de la soldadura es alta. Las condiciones de trabajo estánmuy mejoradas sobre otros procesos de soldadura de arco, puesto que el flujooculta el arco y casi no se produce ningún humo. El proceso es usadocomúnmente en la industria, especialmente para productos grandes y en lafabricación de los recipientes de presión soldados.

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Otros procesos de soldadura de arco incluyen la soldadura de hidrógenoatómico, la soldadura de arco de carbono, la soldadura de electroescoria, lasoldadura por electrogas, y la soldadura de arco de perno.

Soldadura por resistencia. La soldadura por puntos es un popular método desoldadura por resistencia usado para juntar hojas de metal solapadas de hasta 3Mm de grueso. Dos electrodos son usados simultáneamente para sujetar las hojasde metal juntas y para pasar corriente a través de las hojas. Las ventajas delmétodo incluyen el uso eficiente de la energía, limitada deformación de la pieza detrabajo, altas velocidades de producción, fácil automatización, y el norequerimiento de materiales de relleno. La fuerza de la soldadura esperceptiblemente más baja que con otros métodos de soldadura, haciendo elproceso solamente conveniente para ciertas aplicaciones. Es usadaextensivamente en la industria de automóviles. Los carros ordinarios pueden tenervarios miles de puntos soldados hechos por robots industriales. Un procesoespecializado, llamado soldadura de choque, puede ser usado para los puntos desoldadura del acero inoxidable.

Los métodos de soldadura por rayo de energía, llamados soldadura por rayoláser y soldadura con rayo de electrones, son procesos relativamente nuevos quehan llegado a ser absolutamente populares en aplicaciones de alta producción.Los dos procesos son muy similares, diferenciándose más notablemente en sufuente de energía. La soldadura de rayo láser emplea un rayo láser altamenteenfocado, mientras que la soldadura de rayo de electrones es hecha en un vacío yusa un haz de electrones. Ambas tienen una muy alta densidad de energía,haciendo posible la penetración de soldadura profunda y minimizando el tamaño

del área de la soldadura. Ambos procesos son extremadamente rápidos, y sonfáciles de automatizar, haciéndolos altamente productivos. Las desventajasprimarias son sus muy altos costos de equipo (aunque éstos están disminuyendo)y una susceptibilidad al agrietamiento. Los desarrollos en esta área incluyen lasoldadura de láser híbrido, que usa los principios de la soldadura de rayo láser yde la soldadura de arco para incluso mejores propiedades de soldadura.

http://es.wikipedia.org/wiki/Soldadura_de_hidr%C3%B3geno_at%C3%B3micohttp://es.wikipedia.org/wiki/Soldadura_de_hidr%C3%B3geno_at%C3%B3micohttp://es.wikipedia.org/w/index.php?title=Soldadura_de_arco_de_carbono&action=edit&redlink=1http://es.wikipedia.org/w/index.php?title=Soldadura_de_electroescoria&action=edit&redlink=1http://es.wikipedia.org/w/index.php?title=Soldadura_por_electrogas&action=edit&redlink=1http://es.wikipedia.org/w/index.php?title=Soldadura_de_arco_de_perno&action=edit&redlink=1http://es.wikipedia.org/w/index.php?title=Soldadura_de_arco_de_perno&action=edit&redlink=1http://es.wikipedia.org/w/index.php?title=Soldadura_por_electrogas&action=edit&redlink=1http://es.wikipedia.org/w/index.php?title=Soldadura_de_electroescoria&action=edit&redlink=1http://es.wikipedia.org/w/index.php?title=Soldadura_de_arco_de_carbono&action=edit&redlink=1http://es.wikipedia.org/wiki/Soldadura_de_hidr%C3%B3geno_at%C3%B3micohttp://es.wikipedia.org/wiki/Soldadura_de_hidr%C3%B3geno_at%C3%B3micohttp://es.wikipedia.org/wiki/Soldadura_de_hidr%C3%B3geno_at%C3%B3mico


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Soldadura a gas

Soldadura a gas de una armadura de acero usando el proceso deoxiacetileno.

El proceso más común de soldadura a gas es la soldadura oxiacetilénica, también conocida como soldadura autógena o soldadura oxi-combustible. Es unode los más viejos y más versátiles procesos de soldadura, pero en años recientesha llegado a ser menos popular en aplicaciones industriales. Todavía es usadaextensamente para soldar tuberías y tubos, como también para trabajo dereparación.

El equipo es relativamente barato y simple, generalmente empleando lacombustión del acetileno en oxígeno para producir una temperatura de la llama desoldadura de cerca de 3100 °C. Puesto que la llama es menos concentrada queun arco eléctrico, causa un enfriamiento más lento de la soldadura, que puedeconducir a mayores tensiones residuales y distorsión de soldadura, aunque facilitala soldadura de aceros de alta aleación. Un proceso similar, generalmente llamadocorte de oxicombustible, es usado para cortar los metales. Otros métodos de la

soldadura a gas, tales como soldadura de acetileno y aire, soldadura de hidrógenoy oxígeno, y soldadura de gas a presión son muy similares, generalmentediferenciándose solamente en el tipo de gases usados. Una antorcha de agua aveces es usada para la soldadura de precisión de artículos como joyería.

La soldadura a gas también es usada en la soldadura de plástico, aunque lasustancia calentada es el aire, y las temperaturas son mucho más bajas.

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Soldadura por resistencia

La soldadura por resistencia implica la generación de calor pasando corrientea través de la resistencia causada por el contacto entre dos o más superficies demetal. Se forman pequeños charcos de metal fundido en el área de soldadura amedida que la elevada corriente (1.000 a 100.000 A) pasa a través del metal. Engeneral, los métodos de la soldadura por resistencia son eficientes y causan pocacontaminación, pero sus aplicaciones son algo limitadas y el costo del equipopuede ser alto.

Soldador de punto

La soldadura por puntos es un popular método de soldadura por resistenciausado para juntar hojas de metal solapadas de hasta 3 mm de grueso. Doselectrodos son usados simultáneamente para sujetar las hojas de metal juntas ypara pasar corriente a través de las hojas.

Las ventajas del método incluyen el uso eficiente de la energía, limitadadeformación de la pieza de trabajo, altas velocidades de producción, fácilautomatización, y el no requerimiento de materiales de relleno. La fuerza de lasoldadura es perceptiblemente más baja que con otros métodos de soldadura,haciendo el proceso solamente conveniente para ciertas aplicaciones. Es usadaextensivamente en la industria de automóviles. Los coches ordinarios puedentener varios miles de puntos soldados hechos por robots industriales. Un procesoespecializado, llamado soldadura de choque, puede ser usado para los puntos desoldadura del acero inoxidable.

http://es.wikipedia.org/wiki/Soldadura_por_resistenciahttp://es.wikipedia.org/wiki/Amperiohttp://es.wikipedia.org/wiki/Soldadura_por_puntoshttp://es.wikipedia.org/wiki/Mil%C3%ADmetrohttp://es.wikipedia.org/wiki/Robot_industrialhttp://es.wikipedia.org/wiki/Soldadura_de_choquehttp://es.wikipedia.org/wiki/Acero_inoxidablehttp://commons.wikimedia.org/wiki/File:Spot_welder.miller.triddle.jpghttp://es.wikipedia.org/wiki/Acero_inoxidablehttp://es.wikipedia.org/wiki/Soldadura_de_choquehttp://es.wikipedia.org/wiki/Robot_industrialhttp://es.wikipedia.org/wiki/Mil%C3%ADmetrohttp://es.wikipedia.org/wiki/Soldadura_por_puntoshttp://es.wikipedia.org/wiki/Archivo:Spot_welder.miller.triddle.jpghttp://es.wikipedia.org/wiki/Amperiohttp://es.wikipedia.org/wiki/Soldadura_por_resistencia


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Como la soldadura de punto, la soldadura de costura confía en doselectrodos para aplicar la presión y la corriente para juntar hojas de metal. Sinembargo, en vez de electrodos de punto, los electrodos con forma de rueda,ruedan a lo largo y a menudo alimentan la pieza de trabajo, haciendo posible lassoldaduras continuas largas. En el pasado, este proceso fue usado en la

fabricación de latas de bebidas, pero ahora sus usos son más limitados. Otrosmétodos de soldadura por resistencia incluyen la soldadura de destello, lasoldadura de proyección, y la soldadura de volcado.

Soldadura por rayo de energía

Los métodos de soldadura por rayo de energía, llamados soldadura por rayoláser y soldadura con rayo de electrones, son procesos relativamente nuevos quehan llegado a ser absolutamente populares en aplicaciones de alta producción.Los dos procesos son muy similares, diferenciándose más notablemente en su

fuente de energía. La soldadura de rayo láser emplea un rayo láser altamenteenfocado, mientras que la soldadura de rayo de electrones es hecha en un vacío yusa un haz de electrones.

Ambas tienen una muy alta densidad de energía, haciendo posible lapenetración de soldadura profunda y minimizando el tamaño del área de lasoldadura. Ambos procesos son extremadamente rápidos, y son fáciles deautomatizar, haciéndolos altamente productivos. Las desventajas primarias sonsus muy altos costos de equipo (aunque éstos están disminuyendo) y unasusceptibilidad al agrietamiento. Los desarrollos en esta área incluyen la soldadura

de láser híbrido, que usa los principios de la soldadura de rayo láser y de lasoldadura de arco para incluso mejores propiedades de soldadura.

Soldadura de estado sólido

Como el primer proceso de soldadura, la soldadura de fragua, algunosmétodos modernos de soldadura no implican derretimiento de los materiales queson juntados. Uno de los más populares, la soldadura ultrasónica, es usada paraconectar hojas o alambres finos hechos de metal o termoplásticos, haciéndolosvibrar en alta frecuencia y bajo alta presión. El equipo y los métodos implicadosson similares a los de la soldadura por resistencia, pero en vez de corrienteeléctrica, la vibración proporciona la fuente de energía. Soldar metales con esteproceso no implica el derretimiento de los materiales; en su lugar, la soldadura seforma introduciendo vibraciones mecánicas horizontalmente bajo presión. Cuandose están soldando plásticos, los materiales deben tener similares temperaturas defusión, y las vibraciones son introducidas verticalmente. La soldadura ultrasónicase usa comúnmente para hacer conexiones eléctricas de aluminio o cobre, ytambién es un muy común proceso de soldadura de polímeros.

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Otro proceso común, la soldadura explosiva, implica juntar materialesempujándolos juntos bajo una presión extremadamente alta. La energía delimpacto plastifica los materiales, formando una soldadura, aunque solamente unalimitada cantidad de calor sea generada. El proceso es usado comúnmente para

materiales disímiles de soldadura, tales como la soldadura del aluminio con aceroen cascos de naves o placas compuestas. Otros procesos de soldadura de estadosólido incluyen la soldadura de coextrusión, la soldadura en frío, la soldadura dedifusión, la soldadura por fricción (incluyendo la soldadura por fricción-agitación eninglés Friction Stir Welding ), la soldadura por alta frecuencia, la soldadura porpresión caliente, la soldadura por inducción, y la soldadura de rodillo.

8.6.1 Calificación de los procedimientos de soldadura

Antes de iniciar la operación de soldadura en el ducto, debe ser calificada la

especificación del procedimiento de soldadura, para asegurar que las soldadurastengan propiedades mecánicas de acuerdo a la especificación de la tubería. Lacalidad de la soldadura debe ser determinada por pruebas destructivas y nodestructivas. Así mismo, la calificación del procedimiento de soldadura debe serefectuada por un inspector acreditado por AWS o EWF.

El procedimiento de soldadura para la línea regular debe ser calificado eincluir los diferentes parámetros que se enuncian en la tabla. En caso de cambiode alguna de las variables esenciales indicadas en la sección 8.6.1.4, se debeelaborar y calificar un nuevo procedimiento de soldadura.

Para el caso de la curva de expansión, ducto ascendente, cuello de ganso,trampa de diablos e interconexiones sobre cubierta, el procedimiento de soldaduraespecificado debe ser calificado e incluir los diferentes parámetros que se indicanen el Artículo 2 del ASME Sección IX ó equivalente. Para elementos estructurales,el procedimiento de soldadura especificado debe ser calificado e incluir losdiferentes parámetros que se indican en el Capítulo 3 del AWS D1.1.

En caso de cambio de alguna de las variables esenciales, se debe elaborar ycalificar un nuevo procedimiento de soldadura.

La información de cada procedimiento calificado debe ser anotada enregistros que muestren los resultados completos de las pruebas del procedimiento.

La calificación del procedimiento es responsabilidad del contratista y debeefectuarla un inspector de soldadura acreditado por la AWS o EWF, conforme alos criterios de aceptación establecidos dependiendo del servicio del ducto.Independientemente del servicio, el procedimiento de soldadura para la trampa dediablos se calificará con el criterio establecido para servicio amargo.

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8.6.1.1 Inspección No Destructiva. Criterio de aceptación.

Los criterios de aceptación de las pruebas no destructivas con inspecciónradiográfica se indican en la tabla siguiente. Para el caso de la calificación de lassoldaduras de elementos estructurales, se debe aplicar el criterio de aceptaciónindicado en el capítulo 6 del AWS D1.1.

8.6.1.2 Pruebas destructivas de soldadura.

Para línea regular, e interconexiones submarinas, las pruebas destructivasde la soldadura se deben realizar en especímenes que deben ser cortados ypreparados de acuerdo al API-STD 1104 sección 5.6 o equivalente.

Para las pruebas destructivas de la soldadura de la curva de expansión,ducto ascendente, cuello de ganso, trampa de diablos e interconexiones encubierta de plataforma, se debe cumplir con lo indicado en el ASME sección IX oequivalente, en lo referente al tipo, número y corte de especímenes, así como

también su criterio de aceptación.

Para servicio amargo, adicionalmente, se deben efectuar las pruebas deimpacto Charpy, perfil de dureza y susceptibilidad al agrietamiento por hidrógenoinducido (HIC), conforme a los incisos 8.2.2.6, 8.2.2.8 y 8.2.2.10 de la norma dereferencia NRF-001-PEMEX-2007, respectivamente.

Pruebas no destructivas (PND)

Como su nombre lo indica, las PND son pruebas o ensayos de carácter NOdestructivo, que se realizan a los materiales, ya sean éstos metales, plásticos

(polímeros), cerámicos o compuestos. Este tipo de pruebas, generalmente seemplea para determinar cierta característica física o química del material encuestión.

Las principales aplicaciones de las PND las encontramos en:

Detección de discontinuidades (internas y superficiales). Determinación de composición química. Detección de fugas. Medición de espesores y monitoreo de corrosión. Adherencia entre materiales.

Inspección de uniones soldadas.Las PND son sumamente importantes en él continúo desarrollo industrial.

Gracias a ellas es posible, por ejemplo, determinar la presencia defectos en losmateriales o en las soldaduras de equipos tales como recipientes a presión, en loscuales una falla catastrófica puede representar grandes pérdidas en dinero, vidahumana y daño al medio ambiente.


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Las principales PND se muestran en la siguiente Tabla, en la cual, se hanagregado las abreviaciones en Inglés, ya que estás en México son comúnmenteutilizadas.

TIPO DE PRUEBA ABREVIACI N ENESPAÑOL ABREVIACI N ENINGLÉSInspección Visual IV VILíquidos Penetrantes LP PTPruebas Magnéticas,principalmente PartículasMagnéticas

PM MT

Ultrasonido UT UTPruebas Radiográficas RX RTPruebas Electromagnéticas,principalmente Corrientes Eddy

PE ET

Pruebas de Fuga PF LTEmisión Acústica EA AEPruebas Infrarrojas PI IT

Inspección visual

La inspección visual (IV), es sin duda una de las Pruebas No Destructivas(PND) más ampliamente utilizada, ya que gracias a esta, uno puede obtenerinformación rápidamente, de la condición superficial de los materiales que seestén inspeccionando, con el simple uso del ojo humano.

Durante la IV, en muchas ocasiones, el ojo humano recibe ayuda de algúndispositivo óptico, ya sea para mejorar la percepción de las imágenes recibidaspor el ojo humano (anteojos, lupas, etc.) o bien para proporcionar contacto visualen áreas de difícil acceso, tal es el caso de la IV del interior de tuberías dediámetro pequeño, en cuyo caso se pueden utilizar boroscopios, ya sean estosrígidos o flexibles, pequeñas videocámaras, etc.

Es importante marcar que, el personal que realiza IV debe tenerconocimiento sobre los materiales que esté inspeccionando, así como también, deltipo de irregularidades o discontinuidades a detectar en los mismos. Con esto,podemos concluir que el personal que realiza IV debe tener cierto nivel de

experiencia en la ejecución de la IV en cierta aplicación (Por ejemplo, la IV deuniones soldadas).

Líquidos penetrantes

El método o prueba de líquidos penetrantes (LP), se basa en el principiofísico conocido como "Capilaridad" y consiste en la aplicación de un líquido, conbuenas características de penetración en pequeñas aberturas, sobre la superficie

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limpia del material a inspeccionar. Una vez que ha transcurrido un tiemposuficiente, como para que el líquido penetrante recién aplicado, penetreconsiderablemente en cualquier abertura superficial, se realiza una remoción olimpieza del exceso de líquido penetrante, mediante el uso de algún materialabsorbente (papel, trapo, etc.) y, a continuación se aplica un líquido absorbente,

comúnmente llamado revelador, de color diferente al líquido penetrante, el cualabsorberá el líquido que haya penetrado en las aberturas superficiales.

Por consiguiente, las áreas en las que se observe la presencia de líquidopenetrante después de la aplicación del líquido absorbente, son áreas quecontienen discontinuidades superficiales (grietas, perforaciones, etc.)

En general, existen dos principales técnicas del proceso de aplicación delos LP: la diferencia entre ambas es que, en una se emplean líquidos penetrantesque son visibles a simple vista ó con ayuda de luz artificial blanca y, en lasegunda, se emplean líquidos penetrantes que solo son visibles al ojo humanocuando se les observa en la oscuridad y utilizando luz negra o ultravioleta, lo cualles da un aspecto fluorescente.

Estas dos principales técnicas son comúnmente conocidas como: LíquidosPenetrantes Visibles y Líquidos Penetrantes Fluorescentes. Cada una de estas,pueden a su vez, ser divididas en tres subtécnicas: aquellas en las que se utilizalíquidos removibles con agua, aquellas en las que se utiliza líquidos removiblescon solvente y aquellas en las que se utilizan líquidos posemulsificables.Cada una de las técnicas existentes en el método de LP, tiene sus ventajas,desventajas y sensibilidad asociada. En general, la elección de la técnica a utilizardependerá del material en cuestión, el tipo de discontinuidades a detectar y elcosto.

8.6.1.3 Reparación y eliminación de imperfecciones de soldadura.

Las imperfecciones de soldadura, a excepción de las grietas en el cordón deraíz o en los cordones de relleno, pueden ser reparadas. Las imperfecciones en elúltimo cordón, excepto fracturas, pueden ser también reparadas conforme alprocedimiento de reparación. Ninguna fractura debe repararse, en caso depresentarse debe eliminarse toda la junta cortando el carrete. Todas lasreparaciones deben cumplir los criterios de aceptación para pruebas nodestructivas señaladas en esta norma. Antes de hacer la reparación, los defectos

deben ser completamente removidos hasta el metal limpio. Las escorias deben serremovidas con cepillo de alambre y/o disco abrasivo.

Las soldaduras rechazadas deben ser reparadas o eliminadas conforme a loindicado en el procedimiento de reparación. Las imperfecciones de soldadurareparadas deben ser nuevamente sometidas a inspección no destructiva. Unasoldadura podrá ser reparada como máximo dos veces.


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8.6.1.4 Recalificación del procedimiento de soldadura. Un nuevoprocedimiento de soldadura debe ser establecido y recalificado cuando cambiencualquiera de las siguientes variables:

a) Cambio en el proceso de soldadura. De gas a arco protegido (proceso de gas osoldadura de arco a otro proceso de gas u otra soldadura de arco), de manual asemiautomático o automático o combinación de éstos.

b) Cambio en el material de los tubos. Grupos de ASTM o API o sus equivalentes,soldados a tuberías de especificación NRF-001-PEMEX-2007, acero al carbono,con límite elástico mínimo especificado de 289,58 MPa (42000 psi) y menor, másde 289,58 MPa (42000 psi) y menor de 448,16 MPa (65000 psi), mayor o igual a448,16 MPa (65000 psi); además de comprobar la compatibilidad de laspropiedades metalúrgicas del metal base y el de relleno, así como tratamientostérmicos y propiedades mecánicas.

c) Cambio en el diseño de la junta. De ranura en "V" a ranura en "U", etc. El

cambio en el ángulo del bisel o borde de la ranura, no es variable esencial delprocedimiento especificado.

d) Cambio en la posición. Para soldadura a tope solamente, un cambio de fija arotada o viceversa.

e) Cambio en el espesor de pared del tubo. Un cambio de grupo de espesor depared a otro grupo.

f) Cambio en el metal de aporte. De un grupo clasificado a otro

g) Cambio de polaridad de corriente positiva a negativa.

h) Cambio en el lapso de tiempo entre el cordón de fondeo y el segundo cordón.

i) Cambio de sentido (de vertical ascendente a vertical descendente o viceversa).

j) Cambio en el gas de protección y proporción del mismo.

k) Cambio en el fundente de protección.

l) Cambio en la velocidad de avance.

m) Decremento en la temperatura de precalentamiento especificado.n) Adición de un tratamiento térmico o cambio en sus rangos de valoresespecificados.


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ASPECTO DESCRIPCIÓN

Proceso El proceso específico de soldadura de arco o el proceso desoldadura con gas, manual, semiautomático, automático ocombinado.

Material

Materiales, tubos y conexiones de tuberías, API-SPEC-5L oequivalente, NRF-001-PEMEX-2007 y otros materiales deespecificaciones ASTM o equivalente, aceros al carbonoagrupados según el límite mínimo especificado a la fluencia289,58 MPa (42 000 psi) y menor, mayor de 289,58 MPa ( 42000 psi) y menor de 448,16 MPa (65 000 psi); mayor o igual a448,16 MPa (65 000 psi); además de comprobar lacompatibilidad de las propiedades metalúrgicas de losmetales base y de relleno, tratamientos térmicos ypropiedades mecánicas.

Diámetro yespesor

Diámetro exterior pulg (mm)

Menores de 2 3/8 60,32

2 3/8 a 12 3⁄4 60,32 a 323,85Mayores de 12 3⁄4 323,85

Espesor de pared pulg

Menores de 3/16 3/16 a 3⁄4

Mayores de 3⁄4

(mm)

4,76 4,76 a 19,05 19,05

Diseño de junta

Forma de la ranura y ángulo del bisel, tamaño de la cara de laraíz y abertura de la raíz o espacio entre miembros a tope.Forma y tamaño del cordón de soldadura. (Ver 8.6.1.5) Tipode respaldo en caso de que aplique.

Metal de aporte ynúmero de

cordones

Tamaño y número de clasificación del metal de aporte,

número mínimo y secuencia de cordones.

Característicaseléctricas o deflama

Corriente y polaridad, voltaje y corriente para cada electrodo,varilla o alambre. Neutral, carburizante, oxidante, tamaño delorificio en antorcha tipo, para cada tamaño de varilla oalambre.


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Posición Rolado o soldadura de posición fija.

Dirección de lasoldadura

Vertical ascendente o descendente.

Tiempo entrepasos

Tiempo máximo entre terminación del cordón de fondeo yprincipio del segundo cordón; tiempo máximo entre laterminación del segundo cordón y el principio de otroscordones.

Tipo de alineador Interno, externo, no se requiere.

Remoción dealineador

Después de completar 100 por ciento del fondeo.

Limpieza Herramientas motrices, herramientas de mano.

Pre y pos-calentamiento

Relevado de esfuerzos, métodos, temperatura, métodos decontrol de temperatura, fluctuación de temperatura ambiente.

Fundente yprotector

Tipo y tamaño.

Velocidad derecorrido

Centímetros por minuto (pulgadas por minuto).

Dibujos y tablas

Dibujos por láminas separadas, mostrando la ranura ysecuencia de los cordones de soldadura, junto con los datos

tabulados según el diámetro y espesor de pared del tubo, eldiseño de la junta, el metal de aporte, número de cordones ylas características de la corriente eléctrica o de la flama. Asícomo es mencionado en el código API STD-1104 oequivalente, además todos los registros de o losprocedimientos, deben ser iguales o semejantes a loseñalado en dicho código.

Número desoldadores.

Número de soldadores por junta.

Temperatura entrepasos.

Temperatura máxima entre el cordón anterior y elsubsecuente.


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CRITERIOS DE ACEPTACIÓN DE PRUEBAS POR INSPECCIÓNRADIOGRFICA

DEFECTOLINEA REGULAR E INTERCONEXIONES SUBMARINAS PARA SERVICIO

AMARGO Y NO AMARGO

CURVA DE EXPANSION , DUCTO ASCENDENTE , CUELLO DE GANSO ,TRAMPAS DE DIABLOS Y TUBERÍA DE PROCESO EN CUBIERTA DEPLATAFORMA EN AMBOS SERVICIOS

FALTA DE PENETRACIÓN (FP)

Sin desalineamiento.

• Longitud individual no mayor de 25,4 mm (1 pulg) • Longitud acumulada no mayor de 25.4 mm (1 pulg) en cualquierlongitudcontinua de 304,8 mm (12 pulg)• Longitud acumulada no mayor del 8 por ciento de la longitud de lasoldadura en cualquier soldadura menor de 304.8 mm (12 pulg) de longitud.

No se acepta

CON DESALINEAMIENTO.

• Longitud individual no mayor de 50,8 mm (2 pulg). • Longitud acumulada no mayor de 76,2 mm (3 pulg) en cualquier longitud desoldadura de 304,8 mm (12 pulg)Transversal.• Longitud individual no mayor de 50,8 mm (2 pulg) • Longitud acumulada no mayor de 50,8 mm (2 pulg) en cualquier longitudcontinúa de 304,8 mm (12 pulg)

FALTA DE FUSION (FF)

• Longitud individual no mayor de 25,4 mm (1 pulg) • Longitud acumulada no mayor de 25,4 mm (1 pulg) en cualquier longitud

continua de. 304,8 mm (12 pulg)• Longitud acumulada no mayor del 8 por ciento de la longitud total de lasoldadura en cualquier soldadura menor de 304,8 mm (12 pulg) de longitud.

No se acepta


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TRASLAPE EN FRÍO.

• Longitud individual no mayor de 50,8 mm (2 pulg) • Longitud acumulada no mayor de 50,8 mm (2 pulg) en cualquier longitudcontinúa de 304,8 mm (12 pulg)

• Longitud acumulada no mayor de 8 por ciento de la longitud total de lasoldadura.

CONCAVIDAD EN LA RAIZ (CR)

Aceptable cualquier longitud, si la densidad de la imagen radiográfica de laconcavidad no excede la del metal base más delgado adyacente. Para áreas queno cumplen lo anterior es aplicable el criterio de quemadura.

QUEMADURA (Q)

Para tubería con diámetro exterior mayor que o igual a 60,3 mm (2,375 pulg).

• La dimensión máxima no mayor de 6,35 mm (0,25 pulg) y densidad de laimagen de la quemada no exceda el espesor del material base más delgadoadyacente.

• La dimensión máxima no mayor al espesor de pared más delgado soldadoy la densidad de la imagen de la quemada no mayor al metal base más delgadoadyacente.

• La suma de las dimensiones máximas de quemadas separadas cuyadensidad de imagen no sea mayor del metal base más delgado adyacente mayorde 12,7 mm (0,50 pulg) en cualquier longitud continua de soldadura de 304,8 mm(12 pulg.)

No se acepta

INCLUSIONES DE ESCORIA (IE)Para tubería con diámetro exterior mayor que o igual a 60.3 mm (2.375”).

Alargadas (IEE).

• La longitud de una IEE no sea mayor de. 50,8 mm (2 pulg)

• La longitud acumulada de IEE no sea mayor de 50,8 mm (2 pulg) en 304,8mm (12 pulg) de longitud continua de soldadura.

• El ancho de un IEE no sea mayor de 1,588 mm (0,0625 pulg) Longitud individual

Ancho individual ≤ 2,5 mm (3/32 pulg) y ≤.33 t Longitud acumulada ≤ t en 12 tde longitud de la soldadura.


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Para tubería con diámetro exterior mayor que o igual a 60,3 mm (2,375 pulg).

Aisladas (IEA).

• La longitud acumulada de IEA no sea mayor de 12,7 mm (0,5”) en 304,8

mm (12 pulg) de longitud continua de soldadura.• El ancho de un IEA no sea mayor de 1.588 mm (0,0625 pulg)

• Menos de cuatro IEA con ancho máximo de 3,75 mm (0,125 pulg) esténpresentes en 304,8 mm (12 pulg) de longitud continua de soldadura.

• La longitud acumulada de IEE y IEA no sea mayor de 8 por ciento de lalongitud de la soldadura.

POROSIDAD (P)

Individual (PI).

• El tamaño de un poro no sea mayor de 3,175 mm (0.125 pulg)

• El tamaño de un poro no sea mayor del 25 por ciento del espesor de paredmás delgado de la junta.

• La distribución de la porosidad dispersa no sea mayor a lasconcentraciones indicadas en las figuras 1 y 2.

La dimensión máxima es 0,20 t o, 3,175 mm (0.125 pulg) la que sea menor.

Para tuberías de espesor menor a, 3,175 mm (0.125 pulg) el máximo númerode poros es de 12 en 152.4 mm (6 pulg) de soldadura.

Agrupada (PA).

La porosidad agrupada que ocurre en cualquier paso excepto el paso finaldebe cumplir con los criterios de PI.

• El diámetro de la PA no sea mayor de 12,7 mm (0,5 pulg)

• La longitud acumulada de la PA no sea mayor de 12,7 mm (0,5 pulg) encualquier longitud continua de soldadura de 304,8 mm ( 12 pulg)

• Un poro individual no sea mayor de 1,588 mm (0,0625 pulg) en unaagrupación.


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Túnel (PT).

• La longitud de una indicación individual PT no sea mayor de. 12,7 mm (0,5pulg)• La longitud acumulada no sea mayor de 50,8 mm (2 pulg) en 304,8 mm (12

pulg) de longitud continua de soldadura.• Indicaciones individuales, cada una mayor que 6,35 mm (0,25 pulg) delongitud, deben estar separadas por una distancia mínima de 50,8 mm (2pulg).

• La longitud acumulada de todas las indicaciones no sea mayor de 8 porciento de la longitud total de la soldadura.

GRIETA (G)

Las grietas deben ser consideradas un defecto cuando exista alguna de lascondiciones siguientes:

• La grieta de cualquier tamaño o ubicación en la soldadura que no sea unagrieta superficial de tipo cráter o bien una grieta de inicio.

• La grieta de tipo cráter superficial o de inicio con una longitud no mayor de3,969 mm (5/32 pulg)

NOTA: Grieta superficial tipo cráter o de inicio localizada en el punto determinación del cordón de soldadura resultado de contracciones del metal desoldadura durante la solidificación.

No se acepta

SOCAVADOS INTERNOS Y EXTERNOS (SE, SI)

• La longitud acumulada de indicaciones de socavados externos e internosen cualquier combinación no debe ser mayor de 50,8 mm (2 pulg) encualquier longitud continua de soldadura de 304,8 mm (12 pulg).

• La longitud acumulada de indicaciones de socavados externos e internosen cualquier combinación, no sea mayor de 1/6 de la longitud total de lasoldadura.

No se aceptaACUMULACION DE IMPERFECCIONES (AD)

Excluyendo falta de penetración debido a desalineamiento y socavados.

• La longitud acumulada no sea mayor a 50,8 mm (2 pulg) en cualquier


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longitud continua de soldadura de. 304,8 mm (12 pulg)

• La longitud acumulada de indicaciones no sea mayor de 8 por ciento de lalongitud total de la soldadura.

El origen de estos defectos pueden deberse a múltiples causas y varias deestas causas manifestarse en forma conjunta. Las causas más comunes son:

La velocidad de avance al efectuar el cordón. Mal empleo de la técnica de soldadura (Habilidad del soldador si es técnica

manual). Mala soldabilidad de los materiales a unir. Incorrecta elección del gas de protección. Aparición de elevados gradientes térmicos en la zona soldada. Mala preparación de la superficie que contendrá el cordón, etc.

Entre los defectos más comúnmente encontrados en los cordones de soldaduratenemos:

1 Porosidad:

Se usa para describir los huecos globulares, libre de todo materialsólido, que se encuentran con frecuencia en los cordones de soldadura. Enrealidad, los huecos son una forma de inclusión que resulta de las reaccionesquímicas que tienen lugar durante la aplicación de la soldadura. Difieren de lasinclusiones de escoria en que contienen gases y no materia sólida.

Los gases que forman los huecos se derivan de los gases liberados por elenfriamiento del metal de la soldadura, como consecuencia de la reducción desolubilidad al descender la temperatura y de las reacciones químicas que tienenlugar dentro de la propia soldadura.

Ejemplo de porosidad en soldadura.


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2 Inclusiones de escoria:

Son los óxidos no metálicos que se encuentran a veces en forma deinclusiones alargadas y globulares en los cordones de soldadura. Durante laformación del cordón y la subsiguiente solidificación del metal de la soldadura,tienen lugar varias reacciones químicas entre los materiales (fundente), o con laescoria producida. Algunos de los productos de dichas reacciones soncompuestos no metálicos, solubles solo en cierto grado en el metal fundido.Debido a su menor densidad, tienden a buscar la superficie exterior del metalfundido, salvo que encuentren restricciones para ello.

Ejemplo de inclusión de escorias.

3 Falta de fusión:

Es el agrietamiento del metal de la soldadura. Tiene más probabilidadesde ocurrir en la primera capa de soldadura que en cualquier otra parte, y de norepararse continuará pasando a las demás capas al ir siendo depositadas. Estatendencia de continuar hacia las demás capas sucesivas se reduceconsiderablemente, o se elimina, con metal de soldadura austenítico. Cuando seencuentra el problema de agrietamiento de la primera capa de metal de lasoldadura, pueden lograrse mejoras aplicando uno o más de las siguientesmodificaciones:

Modificar la manipulación del electrodo o las condiciones eléctricas, lo quecambiará el contorno o la composición del cordón.

Disminuir la rapidez de avance, para aumentar el espesor del cordón,

aportando con ello más metal de soldadura para resistir los esfuerzos que seestán generando.

Auxiliarse con precalentamiento, para modificar la intensidad del sistema deesfuerzos que está imponiendo.


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Ejemplo de inclusión falta de fusión

4 Fisuras:

El agrietamiento de las juntas soldadas. Ocurre por la presencia deesfuerzos en varias direcciones, localizados, que en algún punto rebasan la

resistencia máxima del metal. Cuando se abren grietas durante la soldadura ocomo resultado de ésta, generalmente solo es aparente una ligera deformación dela pieza de trabajo.

Después que se ha enfriado una junta soldada, hay más probabilidades deque ocurra cuando el material es duro o frágil. Un material dúctil soportaconcentraciones de esfuerzo que pudieran ocasionar falla en un material duro ofrágil.

Ejemplo de fisuras

5 Penetración incompleta:

Esta expresión se usa para describir la situación en que el metaldepositado y el metal base no se funden en forma integral en la raíz de lasoldadura. Puede ser ocasionada porque la cara de la raíz de la soldadura deranura no alcance la temperatura de fusió

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