3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

372
PETROLEOS MEXICANOS NORMAS DE CONSTRUCCION DE OBRAS PUBLICAS SISTEMAS DE TRANSPORTE DE PETROLEO POR TUBERIA NORMA 3.374.01 PRIMERA PARTE Reproducción 1 9 8 3

Transcript of 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Page 1: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

PETROLEOS MEXICANOS

NORMAS DE CONSTRUCCION DE OBRASPUBLICAS

SISTEMAS DE TRANSPORTEDE PETROLEO POR TUBERIA

NORMA 3.374.01

PRIMERA PARTE

Reproducción

1 9 8 3

Page 2: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Esta norma se elaboró atendiendo las recomendaciones de la Comisión TécnicoConsultiva de Contratos y Obras Públicas.

En la elaboración tomaron parte las Gerencias de Explotación, Marina, Ingeniería deProyecto, Construcción de Obras, Ventas y el Instituto Mexicano del Petróleo.

Agradeceremos a las personas e instituciones que hagan uso de esta norma, noscomuniquen por escrito las observaciones que estimen convenientes para tomarlas encuenta en próximas ediciones, dirigiendo su correspondencia a:

PETROLEOS MEXICANOS

Subdirección de Proyecto y Construcción de ObrasGerencia de Ingeniería de Proyecto

Departamento de Normasy Especificaciones

Page 3: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

I N D I C E

PRIMERA PARTEA DEFINICIONES ............................................................................................11

A.01 Definiciones .....................................................................................11A.02 Alcance ............................................................................................11A.03 Excepciones ....................................................................................11A.04 Constitución de los sistemas ...........................................................12A.05 Reglamento de trabajos petroleros..................................................12A.06 Diagrama .........................................................................................13

B REFERENCIAS ............................................................................................14

B.01 Bibliografía.......................................................................................14

C MATERIALES ..............................................................................................15

C.01 Definiciones .......................................................................................15

C.02 TABLA. ESPECIFICACIONES DE MATERIALES.............................17

C.03 TABLA. ESPECIFICACIONES DIMENSIONALES ............................23

C.04 Tubos.................................................................................................25C.04.a Fabricación .................................................................25C.04.b Tubos API...................................................................27C.04.c Inspección...................................................................28C.04.d Marcas ........................................................................32C.04.e Tolerancias dimensionales .........................................34C.04.f Rectitud y redondez de los tubos ...............................37C.04.g Extremos de los tubos ................................................37C.04.h Juntas y uniones. Figuras...........................................43C.04.i Datos de tubos API 5L y 5LX......................................49

C.05 Accesorios de acero forjado para soldar a tope. .............................70C.05.a Definiciones ................................................................70C.05.b Materiales ...................................................................70C.05.c Dimensiones ...............................................................70

Page 4: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

C.05.d Marcas ........................................................................70C.05.e Figuras y tablas ..........................................................70

C.06 Accesorios de extremos para soldar, forjados,alta prueba.......................................................................................80

C.06.a Definiciones ................................................................80C.06.b Clasificación presión temperatura ..............................80C.06.c Prueba hidrostática.....................................................80C.06.d Materiales ...................................................................81C.06.e Especificaciones dimensionales .................................82C.06.f Especificaciones de calidad........................................83C.06.g Marcas ........................................................................83C.06.h Figuras y tablas ..........................................................83

C.07 Bridas...............................................................................................98

C.07.a Definición....................................................................98C.07.b Clasificación de presión..............................................98C.07.c Clasificación presión temperatura ..............................98C.07.d Materiales .................................................................101C.07.e Especificaciones de dimensiones y de calidad.........102C.07.f Marcas ......................................................................109C.07.g Figuras y tablas. .......................................................110

C.08 Bridas de acero para tubos de 12 a 36 pulg dediámetro nominal ...........................................................................154

C.08.a Materiales .................................................................154C.08.b Tratamiento térmico..................................................155C.08.c Diseño de las bridas .................................................155C.08.d Marcas ......................................................................156C.08.e Limitación de códigos ...............................................157C.08.f Figuras y Tablas .......................................................157

C.09 Empaquetaduras ...........................................................................166

C.09.a Definiciones ..............................................................166C.09.b Materiales .................................................................166C.09.c Calidad......................................................................166C.09.d Dimensiones .............................................................166C.09.e Inspección.................................................................167C.09.f Figuras y tablas ........................................................167C.09.g Empaquetaduras no metálicas .................................174

Page 5: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

C.09.h Empaquetaduras metálicas ......................................177C.09.h.4 Empaquetaduras metálicas de camisa doble ...........177C.09.h.5 Empaquetaduras metálicas de

enrollamiento ............................................................179C.09.i Empaquetaduras metálicas de anillo........................184

C.10 Tornillería.......................................................................................189

C.11 Válvulas .........................................................................................190

C.11.a Definiciones ..............................................................190C.11.b Clasificación presión temperatura ............................190C.11.c Características varias ...............................................190C.11.d Materiales .................................................................191C.11.e Tipos de válvulas ......................................................193C.11.f Prueba hidrostática...................................................196C.11.g Marcas en válvulas ...................................................197C.11.h Figuras y tablas ........................................................198

C.12 Tapas conectores y articulaciones.................................................216

C.12.a Definición..................................................................216C.12.b Definiciones de presión para estos accesorios.........216C.12.c Clasificación de temperatura ....................................217C.12.d Dispositivos de seguridad.........................................217C.12.e Tapas........................................................................218C.12.f Materiales .................................................................218C.12.g Dimensiones .............................................................218C.12.h Diseños.....................................................................218C.12.i Marcas ......................................................................219

C.13 Boquillas con refuerzos en tuberías...............................................219

C.13.a Tipos.........................................................................219C.13.b Figuras......................................................................219

C.14 Expansión en tuberías ...................................................................224

Page 6: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

SEGUNDA PARTE

D REQUISITOS DE EJECUCION..................................................................227

D.01 Definición .......................................................................................227

D.02 Proyecto.........................................................................................227

D.03 Planos de proyecto ........................................................................229

D.04 Derecho de vía...............................................................................230

D.05 División de obra .............................................................................231

D.06 Línea regular y obras especiales ...................................................232

D.06.a Frente de trabajo ......................................................232D.06.b Línea regular.............................................................232D.06.c Obras especiales ......................................................232

D.07 Personal.........................................................................................233

D.08 Equipo............................................................................................234D.08.a Equipo necesario ......................................................234D.08.b Frente en la línea regular..........................................234D.08.c Frente en las obras especiales.................................235D.08.d Mantenimiento del equipo.........................................235

D.09 Calendario de obra ........................................................................236

D.10 Construcción..................................................................................237

D.10.a Definiciones ..............................................................237D.10.b Frente en la línea regular..........................................237D.10.b.1 Obras auxiliares de la línea regular ..........................237

CENTROS DE DISTRIBUCION DE MATERIALES DECONSTRUCCION .............................................................238

Page 7: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

–– Centros de distribución .......................................238Definición............................................................238Localización........................................................238Función...............................................................238Construcción ......................................................239Materiales peligrosos..........................................240

PLANTAS DE RECUBRIMIENTO ANTICORROSIVO 241

PATIOS DE SOLDADURA DE TUBOS........................243

CAMINOS DE ACCESO, CONSTRUCCION YMANTENIMIENTO....................................................243

D.10.b.2 Línea regular. Fases de obra....................................244D.10.b.2.I RETRAZO DEL DERECHO DE VIA . .......................244D.10.b.2.II APERTURA DEL DERECHO DE VIA.......................245D.10.b.2.III TERRACERIAS EN EL DERECHO

DE VIA......................................................................249D.10.b.2.IV CONSERVACION DEL DERECHO DE

VIA............................................................................251D.10.b.2.V EXCAVACION DE ZANJA........................................252D.10.b.2.VI TENDIDO DE TUBOS ..............................................258D.10.b.2.VII DOBLADO DE TUBOS.............................................261D.10.h.2.VIII ALINEADO Y SOLDADO..........................................263

VIIIA Limpieza de tubos ..............................................263VIIIB Alineado de tubos...............................................263VIIIC SOLDADURA*....................................................266VIIIC1 Calificación del procedimiento de sol-

dadura ................................................................267VIIIC2 Recalificación del procedimiento de

soldadura............................................................272VlllC3 Uniones de prueba soldadas a tope...................273VIIIC4 Prueba de uniones de prueba solda-

das a tope...........................................................273Clasificación de grupos de metales deaporte .................................................................274Prueba de rotura por tensión RT........................279Prueba de ranura y rotura RR ............................279Prueba de doblado de raíz DR y do-blado de cara DC ...............................................281Prueba de doblado lateral DL.............................282

*Ver soldado automático en D.10.b.2.lXD'

Page 8: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

VlIIc5 Prueba de uniones de prueba. Solda-dura de filete.......................................................283

VIIIc6 Pruebas de calificación de soldadores...............286Prueba de calificación simple.............................286Prueba de calificación múltiple...........................287Prueba de calificación por examenvisual ..................................................................289prueba de calificación por pruebasdestructivas ........................................................289Prueba de calificación por inspecciónradiográfica. Solamente en soldadurashechas a tope.....................................................294

VIIIc7 Producción de soldaduras..................................295Generalidades ....................................................295Alineamiento.......................................................295Biseles................................................................296Soldadura de posición........................................297Soldadura de rolado ...........................................297Equipo de soldar ................................................298Precalentado y relevado de esfuerzos ...............298

D.10.b.2.IX PRUEBA RADIOGRAFICA.......................................299Inspección y prueba de soldaduras deproducción ................................................................299

D.10.b.2.IXA ESTANDARES DE ACEPTABILIDAD PORPRUEBAS NO DESTRUCTIVAS..................................300

IXA1 Justificación del rechazo ....................................300IXA2 Falta de penetración adecuada y fu-

sión incompleta ..................................................300IXA3 Areas quemadas ................................................301IXA4 Inclusiones de escoria........................................302IXA5 Porosidad o cavidad de gas ...............................303IXA6 Grietas................................................................306IXA7 Acumulación de discontinuidades ......................306IXA8 Socavación.........................................................306IXA9 Defectos en el tubo ............................................306

IXB Reparación o remoción de defectos...................308

IXc Procedimiento radiográfico.................................308IXc1 Registros ............................................................309IXC2 Procedimiento radiográfico detallado .................309IXC3 Penetrómetros....................................................311IXC4 Producción de radiografías.................................314

Page 9: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

IXC5 Identificación de películas ..................................314IXC6 Calificación de radiografistas..............................314IXC7 Almacenamiento de películas ............................315IXC8 Densidad de películas ........................................315IXC9 Procesamiento de películas ...............................315

D.10.b.2.IXD SOLDADO AUTOMATICO .......................................316IXD1 Calificación del procedimiento............................316IXD2 Registros del procedimiento calificado ...............316IXD3 Especificaciones del procedimiento . .................316IXD4 Variables esenciales ..........................................318IXD5 Calificación de los operadores y equi-

po de soldar........................................................319IXD6 Registros de calificación de operadores.............319IXD7 Inspección y prueba de soldaduras de

producción..........................................................319IXD8 Estándares de aceptabilidad en prue-

bas no destructivas ............................................319IXD9 Reparación o remoción de defectos...................319IXD10 Procedimiento radiográfico.................................319IXE Cantidades de pruebas no destructivas

en tuberías para líquidos ....................................320D.10.b.2.X REPARACION DE SOLDADURAS ..........................320D.10.b.2.XI LIMPIEZA INTERIOR ...............................................322D.10.b.2.XII RECUBRIMIENTO ANTICORROSIVO. PRUEBAS..324

XIIA Control de corrosión ...........................................324XIIA1 Control de corrosión interna ...............................324XIIA2 Control de corrosión externa ..............................325XIIB Sistemas de control de corrosión ex-

terna ...................................................................325Cubiertas protectoras .........................................325Sistemas de protección catódica........................326

XIIC Recubrimiento anticorrosivo a basede alquitrán de hulla ...........................................328

XIIC1 Generalidades ....................................................328Fibra de vidrio.....................................................329

XIIC2 Pintura primaria ..................................................330XIIC3 Esmalte de alquitrán de hulla .............................331XIIC4 Fieltros de asbesto saturado de alqui-

trán de hulla........................................................334XIIC5 Encalado ............................................................335XIIC6 Papel kraft o de estraza .....................................336XIIC7 Aplicación del recubrimiento...............................336

Page 10: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

XIID Inspección eléctrica del recubrimien-to anticorrosivo. Prueba y equipo ......................342

XIIE Transporte y manejo de tubos esmal-tados...................................................................348

XIIF Complementos de la inspección ........................349D.10.b.2.XIII BAJADO Y TAPADO ..............................................349D.10.b.2.XIV EMPATES ..............................................................351D.10.b.2.XV MEDICION DE LA LONGITUD DE

TUBERIA ................................................................353D.10.b.2.XVI PRUEBA HIDROSTATICA .....................................354D.10.b.2.XVII SEÑALAMIENTO ...................................................356D.10.b.2.XVIII RESTAURACION DEL DERECHO

DE VIA....................................................................356D.10.b.2.XIX LIMPIEZA FINAL DEL DERECHO

DE VIA....................................................................358D.10.b.2.XX PREPARACION PARA PROTEC-

CION CATODICA ...................................................359D.10.c OBRAS ESPECIALES............................................359

E CRITERIOS DE MEDICION .......................................................................360

F CONCEPTOS DE TRABAJO.....................................................................362

F.04 Conceptos de trabajo de la Comisión de Precios Uni-tarios de Petróleos Mexicanos.......................................................364

Page 11: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

SISTEMAS DE TRANSPORTE DEPETROLEO POR TUBERIA

NORMA 3.374.01

A DEFINICIONES

A.01 La norma de "Sistemas de transporte de petróleo por tubería" prescribe unacantidad mínima de requisitos que deben ser cumplidos en los materiales y laejecución de obra, y que deben ser verificados a base de inspecciones para ladeterminación de aceptaciones o rechazos en ambos aspectos.

A.02 Alcance(Ver A.06.-Fig. 400.1.1.-ANSI B 31.4).

A.02.a Los sistemas de transporte de petróleo por tubería, transportan petróleo crudo,condensado, gasolina natural, líquidos del gas natural, gas licuado del petróleo yproductos líquidos del petróleo, entre: instalaciones de producción de campo,patios de tanques, plantas de proceso de gas natural, refinerías, estaciones,terminales y otros puntos de entrega y de recibo.

A.02.b Comprende también, tuberías primarias y auxiliares asociadas que conduzcanlíquidos. en terminales, en patios de tanques, en estaciones de bombeo, enestaciones reductoras de presión, y en estaciones de medición, incluso entrampas de diablos, en filtros, en derivaciones de prueba, en tanques dealmacenamiento fabricados con tubos y accesorios, y las tuberías deinterconexión de estas instalaciones.

A.03 Excepciones

Los sistemas de transportes de petróleo por tubería no abarcan las siguientesinstalaciones.

A.03.a Tuberías auxiliares que conducen agua, aire, vapor, aceite de lubricación, gas ycombustibles.

A.03.b Recipientes a presión, cambiadores de calor, bombas medidores y otros equiposque incluyan tubos y accesorios internos.

Page 12: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Petróleos Mexicanos12

A.03.c Tuberías diseñadas para presión interna.l a 1 kg./cm2 = 15 psig o menos, prescindiendo de la temperatura.

a más de 1 kg./cm2 = 15 psig si la temperatura de diseño está abajo de -200F, -290C o arriba de 2500F, 1210C.

A.03.d Tuberías de perforación (casing, tubing) o tubo usados en pozos, árboles denavidad, separadores gas aceite, tanques para petróleo crudo en producción,otras instalaciones de producción, y tuberías de interconexión entre todas estasinstalaciones.

A.03.e Tuberías en plantas de refinación, petroquímicas, de gasolina natural, deprocesamiento de gas y almacenamiento de productos.

A.03.f Tuberías de transporte y distribución de gas.

A.04 Constitución de los sistemas

A.04.a Se debe considerar que una tubería está constituida por: tubos, bridas,espárragos, empaquetaduras, válvulas, dispositivos de seguridad, accesorios ypartes a presión de componentes de tuberías; también se incluyen colgantes,soportes y accesorios para prevenir esfuerzos de partes sujetas a presióninterna. No están incluidas estructuras de apoyo de tuberías, armaduras,puentes, postes, cimentaciones, etc.

A.05 Reglamento de Trabajos Petroleros

De acuerdo con el "Reglamento de Trabajos Petroleros" las tuberías que seempleen para conducción de hidrocarburos contempladas en esta norma, seclasifican en las categorías siguientes: "Tuberías colectoras de aceite","Oleoductos", "Ramales de oleoductos" y "Tuberías de productos."

Page 13: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Sistemas de transporte de petróleo por tubería 13

A.06 [FIG. 400.1.1.-ANSI B 31.4 ]

DIAGRAMA QUE MUESTRA EL ALCANCE DE LA NORMA3.371.01

Diagrama de los sistemas de trans- Diagrama de los sistemas de trans-porte de petróleo crudo, condensa- transporte de productos líquidos del pe-do, gasolina natural, gas natural lí- tróleo, condensado, gasolina natural,quido, y gas licuado del petróleo. gas natural líquido y gas licuado del

petróleo.

Page 14: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Petróleos Mexicanos14

B REFERENCIAS

La elaboración de normas y especificaciones para la Industria PetroleraNacional de acuerdo con los lineamientos de la "Comisión Técnico Consultivade Contratos y Obras Públicas" está iniciándose y por tanto no es posible hacerlas "Referencias" como lo indica el instructivo.

Las normas elaboradas bajo estos lineamientos que se mencionan en el textode esta norma, son las siguientes:

2-101-01 Manual para diseño de Caminos.3.101.02 Desmonte.3.112.03 Recubrimiento continuo de concreto en tuberías de conducción.3.135.01 Instalación de sistemas para protección catódica3.312.01 Protección anticorrosiva a base de recubrimiento.

B.01 Bibliografía

API American Petroleum Institute*ANSI American National Standard Institute.ASTM American Society For Testing And Materials.MSS Manufactures Standardization Society of the Valve and Fittings

Industry.AWS American Welding Society.U.S. Department of Transportation Pipe Line Safety Standards.AWWA American Water Works Association.NACE: National Association of Corrosion Engineer.S.P.N. Reglamento de trabajos petroleros.P.M. Petróleos Mexicanos.

DV-1 Uso, almacenamiento y transporte de materiales y equipos queemiten radiaciones.DII.1 Reglamento para almacenamiento de explosivos.DII.1 Reglamento para el transporte de explosivos.AVIII-1.- Aplicación de los códigos para tuberías a presión,T.C.I. Tuberías de conducción.T-303.Requisitos generales para construcción de tuberías deconducción.

l NOTA: Se han usado las iniciales ANSI en todos los casos en que se mencionaeste "Code For Pressure Piping".

Page 15: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Sistemas de transporte de petróleo por tubería 15

C MATERIALES

Aplicación de normas de calidad, muestreo y pruebas de materiales en campo.Inspección de daños por transporte.

C.01 Definiciones

C.01.a Se tratarán con mayor amplitud las especificaciones de los materiales másimportantes.

C.01.b Las normas de calidad muestreo y pruebas de materiales de construcción quese apliquen en los centros de distribución a la recepción de los materiales,deben ser las que aquí se describen y pueden aplicarse una vez cuando menos,y después las veces que se juzgue necesario, para cada material diferente olotes diferentes de materiales iguales a fin de rechazar los que tengan defectosinconvenientes para usarse en obra.

C.01.c Los procedimientos para determinar la calidad de los materiales pueden seraplicadas en sus aspectos dimensionales y algunas especificacionescomplementarias, después de verificar las marcas de fábrica en los tubos,procediendo en seguida a la determinación estricta de los daños de transporte ymanejo, mediante la inspección visual. Ver. C.04.c.

C.01.d Las especificaciones aplicables en la recepción de materiales de obra, aquídescritas, están basadas fundamentalmente en especificaciones API. Lasespecificaciones ASTM y otras que se mencionan en esta norma deberánaplicarse en los mismos conceptos y con el mismo criterio descrito.

C.01.e El examen visual consiste en la percepción a la vista normal, de defectos ydaños en los materiales, pero en caso necesario se aplicará estrictamente laespecificación, parcial o totalmente, para aceptar o rechazar los materialessobre los que se haya tenido duda en la inspección visual.

C.01.f Los materiales usados en la construcción de los sistemas de transporte decrudo y productos del petróleo por tubería, deben ser productos fabricados bajolas especificaciones API, ASTM, ANSI y MSS. Ver C.02.-TABLA 423.1.-ANSI B31.4 y C.03.-TABLA 426.1.-ANSI B 31.4.

Page 16: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Petróleos Mexicanos16

Su aceptación o rechazo en la obra se hará bajo las bases de calidad y pruebas que estanorma fija. En los casos en que se hayan determinado las propiedades físicas y químicasde un material no clasificado y comparado con su correspondiente especificación ASTM oAPI, solamente Petróleos Mexicanos podrá aprobar su aplicación.

El objetivo de la cláusula C Materiales es la de seleccionar para la obra los materiales quecumplan las especificaciones de esta norma durante todo el tiempo que dure laconstrucción, lo cual debe lograrse a base de inspecciones a propósito, debiendo separarlos materiales infractores y marcarlos con la palabra "RECHAZADO" escrita en un lugarvisible del cuerpo del material y en forma indeleble, sin dañar el material.

Page 17: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Sistemas de transporte de petróleo por tubería 17

C.02 [ TABLA 423.1.-ANSI B 31.4 ]]

ESPECIFICACIONES DE MATERIALES

TUBOS

A S T M

A 53 ––– Especificaciones estándar para tubos de acero soldados, con costura y tubos sin costura.

A 106 ––– Especificaciones estándar para tubos de acero al carbono, sin costura, para servicio de alta temperatura.

A 134 ––– Especificaciones estándar para tubo de placas de acero,soldado por fusión de arco eléctrico. Tamaños 16pulgadas y mayores.

A 135 ––– Especificaciones estándar para tubo de acero, soldado porresistencia eléctrica.

A 139 ––– Especificaciones estándar para tubo de acero, concostura, soldado por fusión de arco eléctrico. Tamaños 4 pulgadas y mayores.

A 155 ––– Especificaciones estándar para tubo de acero, concostura, soldado por fusión eléctrica, para servicio de alta

presión.A 381 ––– Especificaciones estándar para tubo de acero, con

costura, soldado con arco metálico para usarse en sistemas de transporte de alta presión.

A 524 ––– Especificaciones estándar para tubo sin costura, de aceroal carbono, para tubería de proceso.

A 530 ––– Especificaciones estándar para requisitos generales paratubos especiales de acero al carbono y aleaciones deacero.

A P I S T D

5 L ––– Especificaciones para tubería de línea.5 LS ––– Especificaciones para tubería de acero, de línea,

soldadura en espiral.5 LX ––– Especificaciones para tubería de línea, de alta prueba.5 LU ––– Especificaciones para tubería de línea, de ultra alta

prueba, tratado con calor.

Page 18: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Petróleos Mexicanos18

ACCESORIOS VALVULAS Y BRIDAS

A N S I ––– Bridas y accesorios de bridas de acero, para tubería:B16.5

A S T M

A 105 ––– Especificaciones estándar para acero al carbono forjado,en componentes de tuberías.

A 126 ––– Especificaciones estándar para fundiciones de hierro grispara válvulas, bridas y accesorios de tuberías.

A 181 ––– Especificaciones estándar para bridas para tuberías, deacero forjado o rolado, accesorios forjados, válvulas ypartes para servicio general.

A 182 ––– Especificaciones estándar para bridas para tuberías, deacero de aleación forjadas o roladas, accesorios forjados,válvulas y partes para servicio de alta temperatura.

A 216 ––– Especificaciones estándar para fundiciones de acero alcarbono, apropiado para soldaduras por fusión paraservicio de alta temperatura.

A 217 ––– Especificaciones estándar para fundiciones de acero dealeación para partes sujetas a presión, apropiadas paraservicio de alta temperatura.

A 234 ––– Especificaciones estándar para accesorios para tuberías,de acero al carbono y aleaciones ferríticas de acero,forjadas, para temperaturas moderadas y elevadas.

A 350 ––– Especificaciones estándar para bridas, accesorios,válvulas y partes de válvulas, forjadas o roladas de aceroal carbono y aleaciones para servicio de baja temperatura.

A 445 ––– Especificaciones estándar para bridas, accesorios,válvulas y otros componentes de tubería, de fundicionesferríticas de hierro dúctil.

A 487 ––– Especificaciones estándar para fundiciones de acero debaja aleación propias para servicio a presión.

A P I S T D

6 A ––– Especificaciones para equipos para cabezales de pozo.

Page 19: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Sistemas de transporte de petróleo por tubería 19

6 D ––– Especificaciones para válvulas para tuberías de línea.

600 ––– Especificaciones para válvulas de acero, de compuerta.

602 ––– Especificaciones para válvulas de compuerta de acero al carbono, diseño compacto para servicio de refinerías.

603 ––– Especificaciones para válvulas de compuerta de 150 lb, depared delgada de alta resistencia a la corrosión, para uso de refinerías.

M S S STANDARD PRACTICE

SP - 55 ––– Normas de calidad para fundiciones de acero. Métodovisual.

SP - 75 ––– Especificaciones para accesorios soldables, forjados, dealta prueba.

TORNILLERIA

A S T M

A 193 ––– Especificaciones estándar de materiales para espárragos,de acero de aleación y de acero inoxidable para servicio de alta temperatura.

A 194 ––– Especificaciones estándar para tuercas de acero alcarbono y acero de aleación para espárragos; para servicio

de alta presión y alta temperatura.

A 307 ––– Especificaciones estándar para fileteado interno y externode sujetadores estándar de acero al carbono.

A 320 ––– Especificaciones estándar para materiales de acero dealeación en espárragos, para servicio de baja temperatura.

A 325 ––– Especificaciones estándar para espárragos de altaresistencia para uniones en acero estructural, incluyendotuercas apropiadas y rondanas planas endurecidas.

A 354 ––– Especificaciones estándar para tornillos y espárragos contuercas apropiadas, de acero de aleación, templados yrevenidos.

Page 20: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Petróleos Mexicanos20

A 449 ––– Especificaciones estándar para tornillos y espárragos deacero templado y revenido.

A 490 ––– Especificaciones estándar para tornillos de acero dealeación templado y revenido para uniones en aceroestructural.

MATERIALES ESTRUCTURALES

A S T M

A 6 ––– Especificaciones estándar para requisitos generales deproducción de placas de acero laminado, perfiles,tablaestacas de lámina y barras para uso estructural.

A 20 ––– Especificaciones estándar para requisitos generales deproducción de placas de acero para recipientes a presión.

A 29 ––– Especificaciones estándar para requisitos generales debarras de acero y acero de aleación laminadas en calientey acabadas en frío.

A 36 ––– Especificaciones estándar para acero estructural.A 225 ––– Especificaciones estándar para placas de acero de

aleación, manganeso y vanadio, para recipientes apresión.

A 242 –– Especificaciones estándar para acero estructural, altaresistencia, baja aleación.

A 283 ––– Especificaciones estándar para placas de acero al carbono, calidad estructural de baja e intermedia resistencia a la tracción.

A 285 ––– Especificaciones estándar para placas para recipientes apresión, de acero al carbono, de baja e intermedia

resistencia a la tracción.A 306 ––– Especificaciones estándar para barras de acero al carbono

sujetas a requisitos de propiedades mecánicas.A 440 ––– Especificaciones estándar para acero estructural de alta

resistencia.A 441 ––– Especificaciones estándar para acero estructural, alta

resistencia, baja aleación, manganeso y vanadio.

Page 21: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Sistemas de transporte de petróleo por tubería 21

A 442 ––– Especificaciones estándar para placas de acero al carbonopara recipientes a presión, con propiedades de transiciónperfeccionadas.

A 505 ––– Especificaciones estándar para requisitos generales deplacas y láminas en rollo, de acero baja aleación laminadoen caliente y laminado en frío.

A 506 ––– Especificaciones estándar para placa y lámina en rollo deacero de aleación, laminado en caliente y laminado en frío.

A 507 ––– Especificaciones estándar para placa y lámina en rollo deacero de aleación, calidad de estirado, laminación encaliente y laminación en frío.

A 514 ––– Especificaciones estándar para placa apropiada parasoldar, de acero de aleación, de alto límite de elasticidad,templado y revenido.

A 515 ––– Especificaciones para placas para recipientes a presión, de acero al carbono, para servicio de temperatura intermedia y alta.

A 516 ––– Especificaciones estándar para placas de acero al carbonopara recipientes a presión para servicio de temperaturamoderada y la más baja.

A 517 ––– Especificación estándar para placas de acero de aleaciónde alta resistencia templado y revenido.

A 573 ––– Especificaciones estándar para placas estructurales deacero al carbono de tenacidad mejorada.

A 575 ––– Especificaciones estándar para barras de acero al carbonolaminadas en caliente calidad comercial.

A 576 ––– Especificaciones estándar para barras de acero al carbonolaminadas en caliente calidad especial.

MISCELANEOS

M S S STANDARD PRACTICE

SP-58 ––– Normas de calidad de colgantes y soportes. ––Materiales y diseño.

Page 22: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Petróleos Mexicanos22

MATERIALES DE RELLENO EN SOLDADURAS

AWS A5.1 ––– Especificaciones para electrodos de acero suave,cubiertos, para usarse en soldadura de arco.

AWS A5.5 ––– Especificaciones para electrodos de acero de bajaaleación, cubiertos, para usarse en soldadura de arco.

AWS A5.2 ––– Especificaciones para varillas de hierro y acero para soldarcon gas.

AWS 5.17 ––– Especificaciones para electrodos de acero suave, desnudos, y fundentes para soldadura de arco sumergido.

AWS A5.18 ––– Especificaciones para electrodos de acero suave parausarse en soldadura de arco metálico con gas.

AWS A5.20 ––– Especificaciones para electrodos de acero suave parasoldadura de arco, de núcleo de fundente.

MATERIALES DE REVESTIMIENTOANTICORROSIVO

Ver la fracción "Recubrimiento Anticorrosivo".

Page 23: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Sistemas de transporte de petróleo por tubería 23

C.03 [[TABLA 426.1.-ANSI B 31.4]]

ESPECIFICACIONES DIMENSIONALES

TUBOS

ANSI B36.10 ––– Tubos de acero forjado.ANSI B36.19 ––– Tubos de acero inoxidable.API 5L ––– Especificaciones para tubería de línea.API 5LS ––– Especificaciones para tubería de línea, de acero,

soldado en espiral.API 5LX ––– Especificaciones para tubería de línea de alta prueba.API 5LU ––– Especificaciones para tubería de línea de ultra alta

prueba, tratada con calor.

ACCESORIOS, VALVULAS Y BRIDAS

ANSI B16.5 ––– Bridas de acero para tubos y accesorios bridados.ANSI B16.9 ––– Accesorios de acero para soldar a tope.ANSI B16.10 ––– Dimensiones entre cara y cara y entre extremo y

extremo de válvulas de hierro.ANSI B 16.20 ––– Empaquetaduras tipo anillo y acanaladuras en bridas de

acero para tuberías.ANSI B16.21 ––– Empaquetaduras no metálicas de bridas para tuberías.ANSI B16.25 ––– Extremos para soldar a tope, en tubos, válvulas, bridas

de extremo soldable y accesorios para tuberías.ANSI B16.28 ––– Codos radio corto y retornos de acero forjado con

extremos para soldar.API 6A ––– Especificaciones para equipos para cabezales de

pozos.API 6D ––– Especificaciones para válvulas para tubería de línea.API 600 ––- Especificaciones para válvulas de acero, de compuerta.API 602 ––- Especificaciones para válvulas de compuerta de acero

al carbono, diseño compacto para servicio de refinería.

Page 24: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Petróleos Mexicanos24

API 603 ––– Especificaciones para válvulas de compuerta deI50 lb, de pared delgada, resistente a lacorrosión para uso en refinerías.

M S S STANDARD PRACTICE

SP - 6 ––– Acabados de caras de contacto para extremos de bridasen válvulas de hierro y accesorios.

SP - 25 ––– Sistemas MSS, de normas de marcado para válvulas,accesorios, bridas y uniones.

SP - 44 ––– Bridas MSS, de acero para tuberías.SP - 61 ––– Pruebas hidrostáticas en válvulas de acero.SP - 66 ––– Capacidad presión temperatura para válvulas de acero

de extremos para soldar a tope.SP - 67 ––– Válvulas de mariposa.SP - 70 ––– Válvulas de compuerta, de hierro fundido, de extremos

de bridas y de rosca.SP - 71 ––– Válvulas de retención de hierro fundido, de extremos de

de brida y de rosca.SP - 75 ––– Especificaciones para accesorios forjados, soldables, de

alta prueba.SP - 78 ––– Válvulas macho de hierro fundido.

MISCELANEOS

ANSI BI.1 ––– Estándares unificados de filetes para rosca.ANSI B2.1 ––– Cuerdas o filetes de rosca en tubos.ANSI B2.2 ––– Cuerdas o filetes en sello para tubos.API 5 B ––– Encordados o fileteados, medición e inspección de

filetes en fundiciones, tubos y tubos de línea con rosca.MSS SP 69 ––– Colgantes y soportes para tuberías. Selección y

aplicación.

Page 25: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Sistemas de transporte de petróleo por tubería 25

C.04 Tubos

C.04.a Fabricación. Tubos. Descripción breve de los procedimientos generales demanufactura y características de identificación, que pueden verificarse.

C.04.a.1 Tubo sin costura longitudinal. (Seamless) Tubo fabricado por un proceso depenetración de mandril en un lingote caliente, cuyas características son:ausencia de costura longitudinal; entalladura longitudinal interior en espiralproducida por el mandril; plegamientos internos o externos en espiral;excentricidad de los diámetros interior y exterior.

C.04.a.2 Tubo de placa con costura longitudinal soldada instantáneamente porresistencia eléctrica en un proceso progresivo, bajo presión (Electric ResistenceWelded Pipe). El tubo es maquinado después para quitar los residuos de amboslados de la soldadura dejando una área afinada. No hay metal de aporte. Lascaracterísticas consisten de: un espesor de pared uniforme; superficies lisasinterior y exterior; una superficie uniforme y alargada interior y exteriormentesobre la cuña de la soldadura, o sea una soldadura recalcada.

En otro procedimiento se hace la soldadura por resistencia eléctrica mediantedos electrodos estacionarios por donde pasa el tubo dejando ciertasirregularidades en la soldadura. No hay metal de aporte. Las característicasque presenta el tubo consisten de un espesor de pared uniforme; superficieslisas interna y externa; ligero recalcado en la superficie interior de la soldadura;huellas de hierro candente por chisporroteo del electrodo a lo largo del exteriorde la soldadura. Cuando el tubo es nuevo, la zona de soldadura muestra uncolor azul metálico donde fue calentado. Un electrodo gastado puede causar untrayecto de cuña ligera en ambos lados de la soldadura. En la superficie interiorpuede marcarse una banda o bien una ranura.

C.04.a.3 Tubo de placa soldada por fusión eléctrica. (Electric Fusion Welded Pipe).Todos los variados procesos de fabricación están hechos con material de aportemanual o automático en la soldadura. Las características de identificación son:un espesor de pared uniforme; superficies lisas interna y externa; la fusiónorigina una prominencia convexa a lo largo de la soldadura.

Page 26: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Petróleos Mexicanos26

C.04.a.4 Tubo de placa con soldadura de traslape API Spec 5L (Lap Welded Pipe). Eltubo se hace por calentamiento de la tira de placa y el traslape se hace apresión de las orillas imprimiendo un repujado en la superficie exterior del tubo alo largo de la soldadura. No hay metal de aporte. Las características finales sonun repujado prominente en el exterior a lo largo de la soldadura; una ralladurainterna longitudinal en la soldadura; el límite de la soldadura a veces es visiblecomo una línea en una y otra superficie.

C.04.a 5 Tubo de placa soldado a tope (Sólo tubo API Spec 5L Grado A25) en 4 pulgdiámetro nominal, 41/2 pulg, diámetro exterior y menores, en dos métodosdiferentes (Butt Welded Pipe). En un método la placa pasa por horno continuo atemperatura de soldar 2450 OF, 1343 OC y luego por dados en forma deembudo que hacen suficiente presión para soldar. En ningún caso hay metal deaporte. En el otro método, después de pasar la placa por el horno, su extremoes soldado por resistencia eléctrica al siguiente enrollamiento. Lascaracterísticas de los tubos son semejantes porque no se distingue con claridadel método de fabricación: superficies lisas interior y exterior; una ralladuralongitudinal adyacente a la soldadura externa; una línea recta visible en lasoldadura interna y externamente.

Page 27: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Sistemas de transporte de petróleo por tubería 27

C.04.b Tubos API.

Los tubos surtidos bajo las especificaciones API deben ser hechos por uno delos procedimientos siguientes.

C.04.b. 1 Tubos sin costura longitudinal, acero forjado, manufacturado en caliente yacabado subsecuente en frío.

C.04.b.2 Soldadura eléctrica. Tubo soldado eléctricamente, se define como un tubo quetiene una costura longitudinal formada por: soldadura por centelleo (Flash)eléctrico; soldadura por resistencia eléctrica; soldadura por inducción eléctrica;sin metal de aporte.

C.04.b.3 Soldadura de arco sumergido aplicable sólo a aceros API grados A y B. Untubo soldado por arco sumergido se define como un tubo que tiene una costuralongitudinal formada por soldadura automática de arco sumergido. La definiciónde un tubo que tiene dos costuras longitudinales aproximadamente a 180° seaplica a tubos de 36 pulg, Diám. Nom. y mayores.

C.04.b.4 Soldadura a tope. Un tubo soldado a tope se define como un tubo que tieneuna costura longitudinal formada por presión mecánica para hacer la junta; loslados son calentados en horno a. la temperatura de soldado. Aplicable sólo agrado A25.

C.04.b.5 Expansión en frío. A excepción del soldado a tope, el tubo puede serexpandido en frío o sin expansión.

C.04.b.6 Las varias clases de material y grados deben ser hechos en horno de hogarabierto, horno eléctrico, por proceso oxígeno básico.

C.04.b.7 Tratamiento térmico. Los tubos pueden ser laminados normalizados,normalizados y templados, relevados de esfuerzos subcríticos, o de endurecidosubcritico por envejecimiento.

C.04.b.8 Dimensiones. Los tubos se fabrican de 1/8 pulg de diámetro nominal, a 48pulg, de diámetro nominal, extremos planos, y 1/8 pulg de diámetro nominal, a20 pulg de diámetro nominal, en coples y tubos extremos roscadosespecificaciones API Spec 5L. De 2 3/8 pulg de diámetro exterior a 48 pulg dediámetro exterior, extremos planos, especificación API Spec 5LX. De 4 1/2 pulgde diámetro exterior, a 48 pulg de diámetro exterior, soldadura en espiralextremos planos, API Spec 5LS grados A, B y X.

Page 28: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Petróleos Mexicanos28

C.04.c Inspección.

C.04.c.1 La inspección de tubos debe estar encaminada a comprobar el cumplimiento delas especificaciones, al grado que exigen las condiciones y los mediosapropiados en las obras, como son:• Verificación de cantidades.• Examen de marcas.• Examen de especificaciones de diseño.• Examen de empaques, en su caso.• Examen visual determinante de defectos de fábrica.• Examen visual determinante de daños de manejo.A continuación se darán las especificaciones que deben cumplirse, anotadas enel orden siguiente:• Examen visual en C.04.c.2.• Marcas en C.04.d.• Tolerancias dimensiones en C.04.e.• Rectitud y redondez en C.04.f.• Extremos de los tubos en C.04.g.• Juntas y uniones en C.04.h.• Datos de tubos en C.04.i.Estas especificaciones pertenecen a tubos API. Si es necesario aplicar otrasespecificaciones como ASTM o ANSI, deberá recurrirse a ellas.Las limitaciones de la inspección en obra, no impiden que pueda solicitarse unexamen más amplio del material, recurriendo a instituciones apropiadas.Tanto los defectos de fabricación corno los daños de manejo y transporte detubos pueden ser admisibles e inadmisibles, y estos últimos, reparables eirreparables.Los defectos y daños admisibles, son los que no infringen especificaciones,siendo éstas la base de inspección de unos y otros.

C.04.c.2 Examen visual.El examen visual de tubos comprende la percepción a la vista de defectos defabricación y daños de manejo de tubos; en caso de considerarlo necesario, seaplicará estrictamente la especificación parcial o total, para su aceptación orechazo como material de obra.

C.04.c.3 Los tubos o lotes de tubos defectuosos por fabricación, aunque seanlocalizados al hacer la inspección de fábrica, la de construcción o durante elservicio, deben ser sustituidos, parcial o totalmente, o bien reparados sin violarlas especificaciones establecidas.

Page 29: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Sistemas de transporte de petróleo por tubería 29

C.04.c.4 El desalineamiento del cordón de soldadura no es causa de rechazo si se haprovisto una penetración completa y una fusión completa, según lo indiquen losmétodos de examen no destructivo. Cuando se usa el proceso por resistenciaeléctrica en soldadura de puntos, la subsecuente soldadura de arco sumergidodebe eliminar toda evidencia del punteo.

C.04.c.5 Los tubos no deben tener abolladuras; en caso contrario, no deberán sermayores de 2 %, del diámetro interior en tubos de 14 pulgadas de diámetroexterior y menores; y 1/4, 0.250 pulg, 6.35 mm para tubos mayores de 14 pulgde diámetro exterior, medido como la profundidad entre el punto más bajo de laabolladura y la prolongación del contorno original del tubo. La longitud de laabolladura en cualquier dirección no debe exceder de la mitad del diámetro deltubo. Todas las abolladuras producidas en frío, más profundas del 2 %, o biende 1/4 de pulg, 6.35 mm, se considerarán reparables sólo por corte transversal,y eliminación del tramo abollado.

C.04.c.6 Recalcado en los lados de las placas. En tubos soldados por arco sumergido,con espesores de pared de 0.500 pulg, 12.7 mm, y menores, el recalcado radialde los lados de la placa en el cordón de soldadura debe ser no mayor de 1/16pulg, 1.59 mm. En tubos igualmente soldados pero con espesor mayor de 0.500pulg, 12.7 mm el recalcado radial no debe ser mayor de 0.125 t, ó 1/8 pulg,cualquiera que sea menor. Para tubo soldado por resistencia eléctrica elrecalcado radial de la orilla de la placa más el ajuste del centelleo debe ser nomayor de 1/16 pulg, 0.06 pulg, 1.59 mm.

C.04.c.7 La altura saliente del cordón de soldadura exterior no debe extenderse sobre laprolongación de la superficie original del tubo más de lo siguiente:

Espesor de pared del tubo

0.500 pulg, 12.7 mm y me-nor.Más de 0.500 pul, 12.7 mm.

Máxima altura del cordónde soldadura.

1/8 pulg, 3.18 mm.3/16 pulg, 4.76 mm.

C.04.c.8 El cordón de soldadura que se hizo más alto de lo permitido puede rebajarse alímites aceptados.

Page 30: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Petróleos Mexicanos30

C.04.c.9 La parte del cordón de soldadura interior de un tubo soldado por resistenciaeléctrica, no deberá extenderse sobre la prolongación de la superficie interior enmás de 1/16, 0.06 pulg, 1.59 mm.

C.04.c.10 La profundidad de la canaladura que resulta del desbasbatado del cordón desoldadura interior de un tubo soldado por resistencia eléctrica no debe sermayor de las cantidades siguientes:

Espesor de pared = t Máxima prof. de la canala-dura

0.150 pulg, 3.81 mm y menores0.151 pulg, 3.84 mm a 0.30 pulg, 7.64mm.0.301 pulg, 7.64 mm y mayores.

0.10 t

0.015 pulg, 0.38 mm.0.05 t

C.04.c.11 Zonas duras. La superficie de un tubo con soldadura longitudinal, en diámetrosmayores de 20 pulg diámetro exterior deberá examinarse visualmente paradescubrir irregularidades en la superficie curva del tubo. Cuando el examen nodescubre el daño mecánico como causa de una superficie irregular, estairregularidad puede ser atribuida a superficies duras, cuya dureza debe medirsea manera que, si se obtienen valores mayores de 35 Rockwell C (327 Brinell) ylas dimensiones del área endurecida, son mayores de 5 cm en cualquierdirección, los tubos deben considerarse con defectos inadmisibles eirreparables.

C.04.c.12 Todas las hendeduras, grietas o rajaduras que tengan una profundidad mayorde 12 1/2 % del espesor especificado del tubo, medido desde la superficieoriginal , las exudaciones y salidas de laminaciones, deben considerarsedefectos inadmisibles irreparables.

C.04.c.13 Cualquier tubo que tenga defectos de fábrica o daños de transporte, que seanreparables, se procurará eliminarlo de la obra.

C.04.c.14 Algunos tubos que tienen un defecto inadmisible deben ser tratados bajo algunade las disposiciones siguientes:

I. Los tubos con defectos pueden ser desbastados con lima, siempre que alser eliminado el defecto se conserve el espesor limitado porespecificación.

Page 31: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Sistemas de transporte de petróleo por tubería 31

II. Es necesario tener en cuenta que los tubos con defectos inadmisiblespueden ser reparados en fábrica.

III. El tubo puede ser cortado transversalmente para desechar el defecto,siempre que no se alteren los límites de longitud especificados para tubos.

IV. Los tubos deben ser rechazados por defectos irreparables.

C.04.c.15 La socavación que reduce el espesor del tubo, adyacente en ambos lados de lasoldadura longitudinal puede ser localizada y estimada su medida visualmente,siendo permisibles las socavaciones menores tanto en el interior como en elexterior del tubo.Denominación de las socavaciones menores

I. Profundidad máxima de 1/32 pulg, 0.79 mm con longitud máxima de lamitad de espesor de pared, pero, con no más de dos socavaciones comolas descritas, en 1 pie, 30 cm, de longitud de soldadura.

Il. Profundidad máxima de 1/64 pulg, 0.40 mm en cualquier longitud desoldadura.

C.04.c.16 Las socavaciones más largas que la mitad del espesor de pared y unaprofundidad de 1/64 a 1/32 pulg, 0.4 a 0.79 mm inclusive pero que no excedande l2 1/2%, del espesor de pared especificado, deben ser eliminadasdesbastando el borde.

C.04.c.17 Las socavaciones mayores de 1/32 pulg, 0.79 mm, deben ser consideradasdefectos inadmisibles irreparables.

C.04.c.18 Descripción de las reparaciones que se hacen en fábrica de los defectosinadmisibles en tubos, para facilitar el criterio de inspección en las fuentes deabastecimiento de materiales.

I. La reparación de defectos inadmisibles en tubos sin soldadura longitudinalson permisibles, pero no deberán repararse cuando: la profundidad deldefecto excede de 33 1/3 del espesor de pared especificado; cuando lalongitud de aquella porción del defecto en la cual la profundidad excededel 12 1/2%, es mayor que 25% del diámetro exterior especificado deltubo; o cuando se requiere más de una reparación en cualquier longitudequivalente a 10 veces el diámetro exterior especificado.

Page 32: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Petróleos Mexicanos32

II. Los tubos reparados deben ser probados hidrostáticamente en fábrica.III. La longitud mínima de soldadura longitudinal reparada aun para defectos

menores debe ser de 2 pulg, 50.8 mm y cada reparación individual debeestar separada 10 pies, 3 m, en tubos soldados por resistencia eléctrica opor inducción.

IV. Deberá verificarse la dimensión de los diámetros interior y exterior dondese ha efectuado una reparación de espesor completo.

V. Las reparaciones con soldadura deben ser uniformes en su contorno,superficies y altura que no pasará de 1/16 pulg, 1.59 mm.

C.04.d Marcas. Las especificaciones de fabricación API o ASTM para tubos mayoresde 1 1/2 pulg, de diámetro nominal, 1.900 pulg, de diámetro exterior deben estarpintadas con stencil y deben estar colocadas en la superficie de cada tubo.

C.04.d.1 La marca requerida en tubos de 1 1/2 pulg, de Diám. nominal, 1.900 pulg, dediámetro exterior y menores, debe estar estampada con matriz sobre unmarbete metálico fijo al atado o bien puede estar pintada sobre una fajilla, flejeo grapa usada para atar el paquete.Las marcas sobre coples deben estar estampadas con matriz.

C.04.d.2 Para tubos mayores de 1 1/2 pulg, de diámetro nominal, 1.900 pulg, de diámetroexterior, la marca debe estar colocada sobre la superficie exterior, principiandoaproximadamente a 12 pulg, 305 mm del extremo del tubo y en la secuenciaque se indica más adelante.

C.04.d.3 El monograma de especificaciones de fabricación deberá estar aplicado a losproductos fabricados bajo las especificaciones correspondientes.

C.04.d.4 Los tubos deben llevar marcado el diámetro nominal, diámetro exterior, elespesor de pared, la longitud y el peso unitario.

C.04.d.5 Llevarán marcados los siguientes símbolos cuyo significado se explica:

Page 33: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Sistemas de transporte de petróleo por tubería 33

Significado Signos

–– Grado A 25 A25Grado A AGrado B BGrado X 42 X42Grado X 46 X46Grado X 52 X52Grado X 56 X56Grado X 60 X60Grado X 65 X65

–– Tubo sin soldadura longitudinal STubo soldado en espiral SWTubo con soldadura eléctrica y de arcosumergido ETubo con soldadura longitudinal a tope F

–– Acero de horno eléctrico EAcero (Clase II) refosforizado RAlta resistencia, baja aleación MAcero hogar abierto a oxígeno básico,no se requiere marcaNormalizado o normalizado y templado HNEsfuerzo subcrítico suavizado HSEnvejecimiento subcrítico endurecido HATemplado y revenido HQ

C.04.d.6 Para tubos mayores de 1 1/2 pulg, de diámetro nominal, 1.900 pulg, diámetroexterior, la longitud en pies y décimos de pie, metros y centímetros, medidoshasta los extremos del tubo debe estar pintada con stencil comenzando a 2pies, 0.6 m del extremo. Para tubos de 1 1/2 pulg, de diámetro nominal, 1.900pulg, diámetro exterior, y menores, la longitud total en el atado, en pies ydécimos, metros y centímetros, debe estar marcada en un marbete, banda ograpa.

C.04.d.7 Todos los coples de 1 1/2 pulg, diámetro nominal, 1.900 pulg, diámetro exteriory mayores, deben estar identificados con la marca de especificaciones defabricación API o ASTM.

C.04.d.8 Las placas y los tubos de todos los grados, sin tratamiento térmicosubsecuente, y todos los tubos con espesor de pared de 5/32, 0.156 pulg ymenor, está prohibido marcarlos con troquel en frío. Pueden marcarse placas ytubos a temperaturas de 200°F, 93°C o más; o en frío, siempre que subsecuen-

Page 34: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Petróleos Mexicanos34

temente tengan un tratamiento térmico y sean hechas con dados de aristasromas o redondeadas, a 1 pulg, 2.5 cm de la soldadura, excepto paraespecificación A25.

C.04.d.9 Cualquier tubo roscado conforme al API Spec 5B estará identificado porestampado o con stencil adyacente a la rosca, con las letras API LP.

C.04.d.10 Los tubos no deben llevar pintura de fábrica, para protección exterior.

C04.e Tolerancias dimensionales

C.04.e.1 Tolerancias en diámetros exteriores medidos en el cuerpo de tubos API Spec 5Ly 5LS:1.9 pulg Tolerancia + 0,016 pulg––0.031 pulg2 3/8 pulg, a 4 pulg ± 1.00 %4 1/2 pulg, a 18 pulg ± 0.750 %20 pulg, y mayor ± 1.00 %

C.04.e.2 Tolerancias del diámetro exterior medido en el cuerpo de tubos API Spec 5LX:Menos de 20 pulg, de diámetro exterior ± 0.75%Más de 20 pulg de diámetro exterior

Sin expansión ± 1.00 %Expandido en frío + 0.75 %

- 0.25%

C.04.e.3 Longitud de los tubos.

I. Los tubos deben ser surtidos en longitud y tolerancias según la tablaC.04.e.3.-TABLA 6.4.1API Spec 5L y 5LX.

II. Cuando los tubos son de extremos de rosca, la longitud debe medirsehasta la cara extrema del cople.

III. Los tubos formados con dos tramos unidos por cople o soldadura, para darla longitud estándar, pueden ser surtidos en 5% de la cantidad ordenadapero ninguno de los tramos que forman el tubo tendrá menos de 22 pies,6.70 m con copie o bien 14 pies, 4.47 m con junta soldada.Las especificaciones por longitud, deben ser aplicadas a una vagonada olote de 40 000 lb.

C.04.e.4 Tolerancias de espesor de pared de tubos API Spec 5L y 5LS:• 2.5 pulg, diámetro nominal, 2.875 pulg, de diámetro exterior y menores sin

costura y con costura longitudinal +20 %, a ––12.5%.

Page 35: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Sistemas de transporte de petróleo por tubería 35

C.04.e.3 [[ TABLA 6.4.-API SPEC 5L y 5LX]]

LONGITUDES DE TUBOS Y TOLERANCIAS

Longitud cortaen embarque

completo

longitud corta en95 % del embarque

completo

Longitud corta en90 % del embarque

completo

Promedio mínimode longitud en em-barque completo

Pies Metros Pies Metros Pies Metros Pies Metros

l Tubo con rosca y cople de

Un tramo

Doble tramo

l Extremos planos

Un solo tramo

De doble tramo

En exceso de

16

22

9

14

4.88

6.70

2.74

4.27

18 5.48

26.3 8.00

35

17.5

35.0

10.67

5.33

10.67

20 pies, 6.1 m de largo promedio

40 % promedio 75 % promedio

Page 36: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Petróleos Mexicanos36

• 3 pulg, diámetro nominal, 3.5 pulg, diámetro exterior sin costura y con costuralongitudinal +18% a –12.5 %.

• 3.5 pulg, diámetro nominal, 4 pulg de diámetro y mayores sin costura +15% a –12.5%.

• 3.5 pulg, diámetro nominal a 18 pulg de diámetro exterior inclusive, con costuralongitudinal +15% a 12.5 %.

• 20 pulg de diámetro exterior y mayores, con costura longitudinal +17% a –10 %.

C.04.e.5 Tolerancia de espesor de pared de tubos API Spec 5LX:• 18 pulg de diámetro exterior y menores +15 % a –12.5 %.• 20 pulg de diámetro exterior y mayores.

Sin costura +17.5 % a -10.0%.Con costura +19.5% a -8.0%.

C.04.e.6 Tolerancias de diámetros en extremos de tubos.

I. Para tubos con extremos lisos de 10 3/4 pulg, diámetro exterior, 10 pulgdiámetro nominal y menores, no deberán ser más de 1/64 pulg, 0.4 mm,más pequeños que el diámetro exterior especificado, medido a unadistancia de 4 pulg, 10 cm, del extremo del tubo y deberán permitir el paso,por el extremo del tubo hasta una distancia de 4 pulg, 10 cm, de unmedidor de anillo que tenga un calibre o agujero, de 1 1/16 pulg, 1.6 mm,más grande que el diámetro especificado del tubo.

II. Para tubo con extremos lisos de 12 3/4 pulg, diámetro exterior, 12 pulgdiámetro nominal a 20 pulg, diámetro exterior inclusive, no deberán sermás de 1/32 pulg, 0.8 mm, más pequeños que el diámetro exteriorespecificado, medidos a una distancia de 4 pulg, 10 cm, del extremo deltubo, y deberán permitir el paso por el extremo del tubo, hasta unadistancia de 4 pulg, 10 cm, de un medidor de anillo que tenga un calibre oagujero de 3/32 pulg, 2.4 mm más grande que el diámetro exteriorespecificado del tubo.

III. Para tubos con extremos lisos de 22 pulg exterior y mayores, los diámetrosdeben ser no más de 1/32 pulg, 0.8 mm más pequeños y no más 3/32pulg, 2.4mm más grandes que el diámetro exterior especificado, medidosdiametralmente a una distancia de 4 pulg, 10 cm del extremo del tubo.

Page 37: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Sistemas de transporte de petróleo por tubería 37

C.04.f Rectitud y redondez de los tubos.

C.04.f Rectitud. Los tubos menores de 41/2 pulg diámetro exterior, 4 pulg diámetronominal, deben ser rectos, de manera que no sea perceptible a la vista normalninguna desviación longitudinal. En tubos de 4 1/2 pulg, diámetro exterior, 4pulg, diámetro nominal y mayores no debe ser perceptible a la vista normalninguna desviación longitudinal excepto la soldadura transversal donde seacepta una tolerancia en la desviación, menor de 0.2 del 1% de la longitud.

C.04.f.2 Redondez. Para tubos de 22 pulg, diámetro exterior y mayores y a una distanciade 4 pulg, 10 cm, del extremo del tubo, el diámetro exterior máximo no debe sermayor de 1% más grande que el tabulado y el diámetro exterior mínimo no debeser más de 1% menor que el tabulado.

C.04.g Extremos de los tubos.

Extremos con cuerdas o rosca y extremos lisos.

C.04.g.1 Los tubos API pueden ser surtidos con extremos lisos o extremos con rosca ylos tubos extra reforzados deben ser surtidos con los extremos lisos, exceptocuando se pidan con rosca y cople; en ambos casos los cantos de los extremosdel tubo interior y exteriormente deben estar libres de rebabas, cortaduras,salientes o cualquier otro defecto.

C.04.g.2 En los sistemas de transporte de petróleo por tubería no deberán usarse tuboscon cuerdas, que sean de 2 pulg, diámetro nominal, 2 3/8 pulg, diámetro exteriory mayores diámetros.

C.04.g.3 Extremos con cuerda. Tubos API Spec 5L.

I. Uno de los extremos de un tramo de tubo debe estar provisto con uncople y su protector de la cuerda del cople, y el otro con un protector dela cuerda.

II. El cople puede estar enroscado con herramienta de mano o bien confuerza mecánica, debiendo aceptarse según indique el proyecto.

III. Un compuesto de calidad API, debe ser aplicado para cubrir lassuperficies completas del encordado del cople y del tubo, antes de hacerla junta, debiendo finalmente quedar cubiertas por el compuesto, las

Page 38: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Petróleos Mexicanos38

superficies expuestas de los encordados o fileteados.

IV. Los protectores deben ser hechos de metal, de fibra o de plástico, nodeben dañar los encordados, no deben tener componentes queproduzcan corrosión o provoquen adherencias en las cuerdas, y debenser apropiados para su servicio de temperatura de –50º a 150ºF, –46ºCa 66ºC; deben cubrir todo el encordado y ajustar herméticamente paraque no penetre agua ni polvo durante el transporte o almacenamientoque se puede considerar de un año; deben ser de tal diseño, yresistencia mecánica, que protejan las cuerdas, de daños causados pormanejo, transporte y almacenamiento.

V. Una junta apropiadamente hecha y usando el mismo compuesto de lacalidad señalada al enroscar, debe ser hermética a cualquier presión,repetida a sostenida durante 5 minutos, dentro de la clasificación depresión especificada.

Vl. Las roscas para tuberías deben cumplir las especificaciones API Spec5B y deben ser controladas en fábrica y medidas de acuerdo con lapráctica de los requisitos de medición y tolerancias del mismo API Spec5B. Ver C.04.g.5.-FIG. y C.04.g.6.-TABLA.

VII. Los coples para tubo APl deben ser sin costura Iongitudinal soldada ydeben ser de un material cuando menos igual en propiedades físicas alde los tubos; deben estar libres de protuberancias, de hoyos, marcas deescorias o de cualquier otro defecto dañoso que pueda perjudicar laeficiencia del cople o rompa la continuidad del encordado.

Page 39: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Sistemas de transporte de petróleo por tubería 39

C.04.g.4 [[TABLA 8.1.-API 5L]]

DIMENSIONES, PESO Y TOLERANCIA DE COPLES PARATUBOS PESO ESTANDAR O EXTRA REFORZADO

Diámetronominal

Diámetroexterior

del cople

W

Largo

Nt

Diámetrode entrada

Q

Ancho de lacara trans-versal ex-

tremab

Peso

Pulg Pulg Pulg Pulg Pulg lb

1/8 1/4 3/8 1/2 3/4 1 1 1/4 1 1/2 2 2 1/2 3 3 1/2 4 5 6 8101214161820

0.563 0.719 0.875 1.063 1.313 1.576 2.054 2.200 2.875 3.375 4.000 4.625 5.200 6.296 7.390 9.62511.75014.00015.00017.00019.00021.000

1 1/161 5/81 5/82 1/82 1/82 5/82 3/42 3/42 7/84 1/84 1/43 3/84 1/24 5/84 7/85 1/45 3/46 1/86 3/46 3/47 1/87 5/8

0.468 0.603 0.738 0.903 1.113 1.378 1.723 1.963 2.469 2.969 3.594 4.094 4.594 5.657 6.719 8.71910.84412.84414.09416.09418.09420.094

1/321/321/321/161/163/323/323/321/83/163/163/161/41/41/41/43/83/83/83/83/83/8

0.04 0.09 0.13 0.24 0.34 0.54 1.03 0.90 1.86 3.27 4.09 5.92 7.59 9.9812.9223.1831.5549.2745.8355.8366.5379.37

Tolerancia para el diámetro exterior ± 1 %

Page 40: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Petróleos Mexicanos40

C.04.g.5 [[ FIG. 2.1.-API 5B]]

DIMENSIONES BASICAS DEL FILETEADO OENCORDADO EN TUBERIA DE LINEA

1. Plano central transversal del cople2. Plano del extremo del tubo apretado con fuerza mecánica3. Plano del extremo del tubo apretado con fuerza manual4. Plano del encordado apretado con fuerza manual5. Plano de la longitud de la cuerda efectiva6. Plano del desvanecimientoD. Diámetro exterior del tubo- El ángulo del cono del desvanecimiento se aplica a la raíz del encordado incompleto producido

por múltiples o simples puntos de la herramientas.- El ajuste básico del apretado con fuerza mecánica se logra haciendo coincidir el plano

extremo del cople con el plano del desvanecimiento.Ver C.04.g.6.-TABLA 2.1.-API 5B

Page 41: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Sistemas de transporte de petróleo por tubería 41C.04.g.6 [ TABLA 2.1.-API 5B ]

DIMENSIONES DEL ENCORDADO O FILETEADO EN TUBOS

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12Diámetronominal

Diámetromayor

D4

Numero dehilo porpulgada

Longitud:Extremo del

tubo apretadoa mano, al

planode enroscado

L1

Longitudefectiva delencordado

L2

Longitud total:Extremo del

tubo apretadoa mano, alplano de

desvanecimientoL4

Diámetroen

el plano delenroscado

E1

Extremo deltubo apretado

con fuerzamecánica alcentro del

copleJ

Longitud:extremo del

cople alplano del

encordado

M

Diámetrode la

entradadel cople.

Q

Profundidadde la entrada

del cople

q

Número dehilos que

quedan fueradespués de

apretar amano

A 1/8 1/4 3/8 1/2 3/4

1 1 1/4 1 1/2 2

2 1/2 3 3 1/2 4 5 6

81012

14D16D18D20D

0.405 0.540 0.675 0.840 1.050

1.315 1.660 1.900 2.375

2.875 3.500 4.000 4.500 5.563 6.625

8.62510.75012.750

14.00016.00018.00020.000

2718181414

11 1/211 1/211 1/211 1/2

8 8 8 8 8 8

8 8 8

8 8 8 8

0.1615 0.2278

0.2400.3200.339

0.4000.4200.4200.436

0.6820.7660.8210.8440.9370.958

1.0631.2101.360

1.5621.8122.0002.125

0.26390.40180.40780.53370.5457

0.68280.70680.72350.7565

1.13751.20001.25001.30001.40631.5125

1.71251.92502.1250

2.25002.45002.65002.8500

0.39240.59460.60060.78150.7935

0.98451.00851.02521.0582

1.57121.63371.68371.73371.84001.9462

2.14622.35872.5587

2.68372.88373.08373.2837

0.37360 0.49163 0.62701 0.77843 0.98887

1.23863 1.58338 1.82234 2.29627

2.76216 3.38850 3.88881 4.38712 5.44929 6.50597

8.5000310.6209412.61781

13.8726315.8757517.8750019.87031

0.13890.21790.21190.28100.2690

0.32800.36650.34980.3793

0.49130.49130.50380.51630.47250.4913

0.47880.51630.5038

0.50380.49130.47880.5288

0.11980.20010.19380.24730.2403

0.32350.32750.34420.3611

0.63920.61770.61270.63970.65300.7382

0.83320.89870.9487

0.87170.82170.83370.9087

0.4680.6030.7380.9031.113

1.3781.7231.9632.469

2.9693.5944.0944.5945.6576.719

8.71910.84412.844

14.09416.09418.09420.094

0.05240.12060.11470.15820.1516

0.22410.22790.24390.2379

0.49150.47100.46620.49200.50470.5861

0.67680.73940.7872

0.71360.66580.67730.7490

33333

3333

222222

222

2222

Incluyendo ahusamiento extremo de 0.0625 pulg por pulg.Ver C.04.g.5.-FIG. 2.1..API 5B

Page 42: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Petróleos Mexicanos42

C.04.g.7 Extremos lisos.

I. Los tubos de extremos lisos, API Spec 5L y 5LX, que no sean los dobleextra reforzados, que tengan 2 3/8 pulg, diámetro exterior, 2 pulg, diámetronominal y mayores deben ser surtidos con los extremos biselados a unángulo de 30 grados, con tolerancia de más cinco, y menos cero grados,medidos sobre la prolongación de un diámetro; y con una raíz con cara de1/16 pulg ± 1/32 pulg o sea 1.59 ± 0.79 mm.

II. Para tubos APl Spec 5L y 5LX sin costura longitudinal donde fue necesariohacer maquinado interno para mantener la tolerancia en la cara de la raíz,el ángulo interno en la superficie de la pared adelgazada medido con baseen el eje longitudinal al tubo, no debe ser mayor que el siguiente.

Espesor de pared Angulo máximo delespecificado adelgazamiento

Menos de 0.418 pulg. 7 grados.0.418 pulg a 0.555 pulg. 9 1/2 grados.0.555 pulg a 0.666 pulg. 11 grados.Arriba de 0.666 pulg. 14 grados.

III. Para remover rebabas internas en la soldadura de tubos de 4 1/2 pulg,diámetro exterior, 4 pulg, diámetro nominal, el adelgazamiento internomedido sobre el eje longitudinal del tubo, no debe ser mayor de 7 grados.

IV. Los tubos API Spec 5L doble extra reforzado de extremos lisos de 2 3/8pulg, diámetro exterior, y los diámetros mayores deben ser surtidos con losextremos cortados a escuadra, o bien biselados si así se especifica.

V. Para tubos API Spec 5L y 5LX de 10 3/4 pulg, diámetro exterior, 10 pulg,diámetro nominal y mayores, deben ser cortados a escuadra con toleranciade 1/6 pulg, 0.06 pulg, 1.59 mm.

VI. El acabado de los extremos de tubos API Spec 5L menores de 2 3/8 pulg,diámetro exterior, 2 pulg, diámetro nominal debe especificarse en elpedido.

Page 43: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Sistemas de transporte de petróleo por tubería 43

VII. Los dos extremos de tubos API Spec 5L y 5LX, soldados por arcosumergido deben tener removido el refuerzo de la soldadura interior, a unadistancia de 4 pulg, 10 cm, del exterior del tubo.

VIII. Los tubos pedidos para uniones con coples especiales, deben estar libresde defectos a una distancia de 20 cm del extremo.

IX. Para tubos con extremos acampanados, ver el API SPEC 5L-73.

C.04.h Juntas y uniones. Figuras.

Page 44: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Petróleos Mexicanos44

C.04.h.1 [[ FIG. 434.8.6.(a)-B.-ANSI B 31.4]]DISEÑOS ACEPTADOS DE UNIONES SOLDADAS A TOPE PARA ESPESORES

DE PARED DIFERENTE

(e) (f) (g)

* No hay mínimo cuando los materiales por unir tienen límite elástico igual. ** El espesor de pared máximo “tD” para propósitos de diseño no debe ser mayor de 1.5 t.*** Ver notas explicatorias en páginas siguientes.

Page 45: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Sistemas de transporte de petróleo por tubería 45

Notas explicatorias de C.04.h.1.-FIG. 434.8.6(a)-B.-NASI B 31.4

––– Cuando son desiguales los límites elásticos mínimos especificados de lostubos por unir, el metal de aporte de la soldadura debe tener propiedadesmecánicas, cuando menos, iguales al metal del tubo que tenga más altaresistencia.

–– La transición entre los extremos de espesores desiguales puede seracompañada por ahusamientos o soldadura como se indica, o por mediode niples de transición hechos en taller, no menores en longitud, de lamitad del diámetro del tubo.

––- Muescas o ranuras afiladas a un lado de la soldadura donde se juntansuperficies oblicuas, deben ser anuladas.

––– Para juntas de tubos de espesor desigual e igual límite elástico mínimoespecificado, se aplican estas reglas excepto donde no se tiene el límitede ángulo mínimo del ahusamiento.

––– Diámetros internos desiguales.

––– Si el espesor de pared nominal de los extremos de los tubos a unir, novaría más de 3/32, 0.09 pulg, 2.4 mm no se requiere tratamiento especialpara proveer penetración completa y la ligazón se consuma con lasoldadura. Ver (a).

––– Donde el desplazamiento nominal interno es mayor de 3/32, 0.09 pulg,2.4 mm y no hay acceso al interior del tubo para poder soldar, latransición debe hacerse por medio de un corte inclinado en el extremointerior del tubo más grueso, con una inclinación no mayor de 30º y nomenor de 14º. Ver (b).

––– Para esfuerzos tangenciales mayores de 20 % del límite elástico mínimoespecificado del tubo donde la diferencia de espesor nominal interno esmás de 3/32, 0.09 pulg. 2.4 mm pero sin exceder de la mitad del espesorde pared del tubo más delgado y hay acceso al interior del tubo parasoldar, la transición puede hacerse con una soldadura en forma abusada.Ver (c).

Page 46: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Petróleos Mexicanos46

––– Donde la diferencia de espesor nominal interno es más de la mitad delespesor de pared del tubo más delgado y hay acceso al interior del tubopara soldar, la transición puede hacerse con un corte inclinado en elextremo interior del tubo más grueso (ver b) o bien por combinación, desoldadura ahusada de un medio del espesor de pared del tubo másdelgado en la diferencia de espesores y un corte inclinado. (Ver d.)

––– Diámetros externos desiguales.

––– Donde la diferencia de espesores es externa y no excede de la mitad delespesor de pared del tubo más delgado la transición puede soldarse (Vere), previendo que el ángulo de inclinación exterior de la soldadura y lasuperficie del tubo no exceda de 30º y en ambos lados biselados seproduzca una fusión apropiada.

––– Donde hay una diferencia de espesores de más de la mitad del espesorde pared del tubo más delgado, la porción de espesor restante de ladiferencia de espesores, menos la mitad del espesor de pared del tubomás delgado, deberá ser cortado con una inclinación no mayor de 30º nimenor de 14º. Ver (1.)

––– Diámetro interno, y diámetro externo desiguales.

––– Donde ambos diámetros, interno y externo son desiguales, la junta debeser una combinación de la solución (a) a (f) para obtener la junta (g).Deberá obtenerse un alineamiento apropiado.

Page 47: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Sistemas de transporte de petróleo por tubería 47

C.04.h.2 [ FIG. 434.8.6(A)·A.-ANSI B 3.14 ]

JUNTAS ACEPTADAS PARA SOLDAR A TOPE ENESPESORES DE PARED IGUALES.

a). Perfil normal del extremo biselado del tubo.b). Perfil normal del extremo biselado del tubo para soldar accesorios a tope.

Perfil opcional de tubos de 78 pulg y más delgados.

c). Sugerencia para extremos de tubos y de accesorios de más de 78 pulg de espesor de

pared.d)., e)., F) Combinaciones aceptadas de biselado de extremos de tubos para soldar.

Page 48: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Petróleos Mexicanos48

C.04.h.3 [ FIG. 434.8.6(b)·ANSI B 31.4 ]

DETALLES DE UNION RECOMENDABLESPARA BRIDAS

1) Brida de solapa 5) Soldadura de filete2) Brida de cuello soldable 6) Soldadura de filete3) Brida deslizable 7)Brida de embutir y soldar4) Brida deslizable 8) Brida de embutir y soldar

Page 49: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Sistemas de transporte de petróleo por tubería 49

C.04.i DATOS DE TUBOS API: 5L y 5LX

Page 50: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Petróleos Mexicanos50

Page 51: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Sistemas de transporte de petróleo por tubería 51

C.04.i.1 [TABLA 6.1-API 5L]]

TUBERIA DE LINEA PESO ESTANDAR CON ROSCADIMENSIONES, PESO Y PRESION DE PRUEBA

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10Peso

nominal Peso Calculado Presión de prueba lb pulg2 min.

Diámetronominal

Pulg

Diámetroexterior

DPulg

conencordado

y coplelb por pie

Espesorde pared

tPulg

Diámetrointerior

dPulg

Extremosplanos

ωµe

lb por pie

conencordado

y copleeπlb

GradoA25

GradoA

GradoB

1/8 0.405 0.23 0.068 0.269 0.24 0.20 700 700 700 1/6 0.540 0.43 0.088 0.364 0.42 0.20 700 700 700 2/5 0.675 0.57 0.091 0.493 0.57 0.00 700 700 700 1/2 0.840 0.86 0.109 0.622 0.85 0.20 700 700 700 3/4 1.050 1.14 0.113 0.824 1.13 0.20 700 700 700

1 1.315 1.70 0.133 1.049 1.68 0.20 700 700 700 1 1/4 1.660 2.30 0.140 1.380 2.27 0.60 1000 1000 1100 1 1/2 1.900 2.75 0.145 1.610 2.72 0.40 1000 1000 1100 2 2.375 3.75 0.154 2.067 3.65 1.20 1000 1000 1100 2 1/2 2.875 5.90 0.203 2.469 5.79 1.80 1000 1000 1100

3 3.500 7.70 0.216 3.068 7.58 1.80 1000 1000 1100 3 1/2 4.000 9.25 0.226 3.548 9.11 3.20 1200 1200 1300 4 4.500 11.00 0.237 4.026 10.79 4.40 1200 1200 1300 5 5.563 15.00 0.258 5.047 14.62 5.60 ........ 1200 1300 6 6.625 19.45 0.280 6.065 18.97 7.20 ........ 1200 1300

8 8.625 25.55 0.277 8.071 24.70 14.80 ........ 1160 1350 8 8.625 29.35 0.322 7.981 28.55 14.00 ........ 1340 157010 10.750 32.75 0.279 10.192 31.20 20.00 ........ 930 109010 10.750 35.75 0.307 10.136 34.24 19.20 ........ 1030 120010 10750 41.85 0.365 10.020 40.48 17.40 ........ 1220 1430

12 12.750 45.45 0.330 12.090 43.77 32.60 ........ 930 109012 12.750 51.15 0.375 12.000 49.56 30.80 ........ 1060 124014D 14.000 57.00 0.375 13.250 54.57 24.60 ........ 960 112016D 16.000 65.30 0.375 15.250 62.58 30.00 ........ 840 98018D 18.000 73.00 0.375 17.250 70.59 35.60 ........ 750 88020D 20.000 81.00 0.375 19.250 78.60 42.00 ........ 680 790

C.04.i.2 [[ FIG. 6.1.-API 5L]]TUBOS Y COPLE ENROSCADOS

Page 52: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Petróleos Mexicanos52

C.04.i.3 [TABLA 6.2.-API 5L]TUBERIA DE LINEA EXTREMOS PLANOS, DIMENSIONES,

PESO Y PRESION DE PRUEBA

1 2 3 4 5 6 7 8 9TAMAÑO PRESION DE PRUEBA LB / PULG2 MIN

Diámetronominal

Pulg

Desig-nación

Diámetroexterior

Dpulg

Pesoextremosplanos

ωpe

lb por pie

Espesorde pared

tpulg

Diámetro

interiord

pulg

Grado A

STD ALT

Grado B

ALTSTD

Grado A25

1/8 Std 0.405 0.24 0.068 0.269 700 ........ 700 ........ 700 1/8 XS 0.405 0.31 0.095 0.215 850 ........ 850 ........ 850

1/4 Std 0.540 0.42 0.088 0.364 700 ........ 700 ........ 700 1/4 XS 0.540 0.54 0.119 0.302 850 ........ 850 ........ 850

2/8 Std 0.675 0.57 0.091 0.493 700 ........ 700 ........ 700 2/8 XS 0.675 0.74 0.126 0.423 850 ......... 850 ........ 850

1/2 Std 0.840 0.85 0.109 0.622 700 ........ 700 ........ 700 1/2 XS 0.840 1.09 0.147 0.546 850 ........ 850 ........ 850 1/2 XXS 0.840 1.71 0.294 0.252 1000 ......... 1000 ........ 1000

2/4 Std 1.050 1.13 0.113 0.824 700 ........ 700 ........ 700 2/4 XS 1.050 1.47 0.154 0.742 850 ........ 850 ........ 850 2/4 XXS 1.050 2.44 0.308 0.434 1000 ........ 1000 ........ 1000

1 Std 1.315 1.68 0.133 1.049 700 ........ 700 ........ 7001 XS 1.315 2.17 0.179 0.957 850 ........ 850 ........ 8501 XXS 1.315 3.66 0.358 0.599 1000 ........ 1000 ....... 1000

1 1/4 Std 1.660 2.27 0.140 1.380 1200 ........ 1300 ........ 10001 1/4 XS 1.660 3.00 0.191 1.278 1800 ........ 1900 ........ 13001 1/4 XXS 1.660 5.21 0.382 0.896 2200 ........ 2300 ........ 1400

1 1/2 Std 1.900 2.72 0.145 1.610 1200 ........ 1300 ........ 10001 1/2 XS 1.900 3.63 0.200 1.500 1800 ........ 1900 ........ 13001 1/2 XXS 1.900 6.41 0.400 1.100 2200 ........ 2300 ........ 1400

*2 3/8 2.03 0.083 2.209 1260 ........ 1470 ........ 600 2 3/8 2.64 0.109 2.157 ........ ........ ........ ........ 800 2 3/8 3.00 0.125 2.125 ........ ......... ........ ........ 1000 2 3/8 3.36 0.141 2.093 ........ ........ ........ ........ 1000

2 Std 2 3/8 3.65 0.154 2.067 2330 ........ 2500 ......... 1000 2 3/8 4.05 0.172 2.031 2500 ........ 2500 ........ 1100 2 3/8 4.39 0.188 1.999 2500 ........ 2500 ........ 1200

2 XS 2 3/8 5.02 0.218 1.939 2500 ........ 2500 ........ 1300 2 3/8 5.67 0.250 1.875 2500 ........ 2500 ........ 1400 2 3/8 6.28 0.281 1.813 2500 ........ 2500 ........ 1400

2 XXS 2 3/8 9.03 0.436 1.503 2500 ........ 2500 ........ 1400

*2 7/8 2.47 0.083 2.709 1040 ........ 1210 ........ 600 2 7/8 3.22 0.109 2.657 ........ ........ ........ ........ 800 2 7/8 3.67 0.125 2.625 ........ ........ ........ ........ 1000 2 7/8 4.12 0.141 2.593 ........ ........ ........ ........ 1000 2 7/8 4.53 0.156 2.563 1950 ........ 2280 ........ 1000 2 7/8 4.97 0.172 2.531 2150 ........ 2500 ........ 1000 2 7/8 5.40 0.188 2.489 2350 ........ 2500 ........ 1000

2 1/2 Std 2 7/8 5.79 0.203 2.469 2500 ........ 2500 ........ 1000 2 7/8 6.13 0.216 2.443 2500 ........ 2500 ........ 1100 2 7/8 7.01 0.250 2.375 2500 ........ 2500 ........ 1200

2 1/2 XS 2 7/8 7.66 0.276 2.323 2500 ........ 2500 ........ 13002 1/2 XXS 2 7/8 13.69 0.552 1.771 2500 ........ 2500 ........ 1400

*3 1/2 3.03 0.083 3.334 850 ........ 1000 ........ 600*3 1/2 3.95 0.109 3.282 ……. ........ …….. ........ 800*3 1/2 4.51 0.125 3.250 1290 ........ 1500 ........ 1000*3 1/2 5.06 0.141 3.218 ……. ........ ........ ........ 1000*3 1/2 5.57 0.156 3.188 1600 ........ 1870 ........ 1000 3 1/2 6.11 0.172 3.156 1770 ……. 2060 ……. 1000

Page 53: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Sistemas de transporte de petróleo por tubería 53

Continúa C.04.i.3

1 2 3 4 5 6 7 8 9TAMAÑO PRESION DE PRUEBA LB / PULG2 MIN

Diámetronominal

Pulg

Desig-nación

Diámetroexterior

Dpulg

Pesoextremosplanos

ωµe

lb por pie

Espesorde pared

tpulg

Diámetro

interiord

pulg

Grado A

STD ALT

Grado B

ALTSTD

Grado A25

3 1/2 6.65 0.188 3.124 1930 ........ 2260 ........ 10003 Std 3 1/2 7.58 0.216 3.068 2220 ........ 2500 ........ 1000

3 1/2 8.68 0.250 3.000 2500 ........ 2500 ........ ........ 3 1/2 9.66 0.281 2.938 2500 ......... 2500 ........ ........

3 XS 3 1/2 10.25 0.300 2.900 2500 ........ 2500 ........ 13003 XXS 3 1/2 18.58 0.600 2.300 2500 ........ 2500 ........ ........

*4 3.47 0.083 3.834 750 ........ 870 ........ ........*4 4.53 0.109 3.782 980 ........ 1140 ........ 600*4 5.17 0.125 3.750 1120 ........ 1310 ....... ........*4 5.81 0.141 3.718 1270 ........ 1480 ........ 800*4 6.40 0.156 3.688 1400 ........ 1640 ........ ........*4 7.03 0.172 3.656 1550 ........ 1810 ........ 1000*4 7.65 0.188 3.624 1690 ........ 1970 ........ 1200*4 9.11 0.226 3.548 2030 ........ 2370 ........ ........

3 1/2 Std 4 9.11 0.226 3.548 ........ ........ ........ ........ 1200*4 10.01 0.250 3.500 2250 ....... 2620 ........ ........*4 11.16 0.281 3.438 2530 ........ 2800 ......... ........

3 1/2 XS 4 12.50 0.318 3.364 2800 ........ 2800 ........ 1700

*4 1/2 3.92 0.083 4.334 660 ........ 770 ........ ........*4 1/2 5.11 0.109 4.282 870 ........ 1020 ........ ........*4 1/2 5.84 0.125 4.250 1000 ........ 1170 ........ 800*4 1/2 6.56 0.141 4.218 1130 ........ 1320 ......... ........*4 1/2 7.24 0.156 4.188 1250 ........ 1460 ........ 1000 4 1/2 7.95 0.172 4.156 1380 ........ 1610 ........ ........ 4 1/2 8.66 0.188 4.124 1500 ........ 1750 ........ 1200 4 1/2 9.32 0.203 4.094 1620 ........ 1890 ........ ........ 4 1/2 10.01 0.219 4.062 1750 ........ 2040 ........ 1200

4 Std 4 1/2 10.79 0.237 4.026 1900 ........ 2210 ........ 1200 4 1/2 11.35 0.250 4.000 2000 ........ 2330 ........ ......... 4 1/2 12.66 0.281 3.938 2250 ........ 2620 ........ ........ 4 1/2 13.96 0.312 3.876 2500 ........ 2800 ......... ........

4 XS 4 1/2 14.98 0.337 3.826 2700 ........ 2800 ........ 1700 4 1/2 19.00 0.438 3.624 2800 ......... 2800 ........ ........ 4 1/2 22.51 0.531 3.438 2800 ........ 2800 ........ ........

4 XXS 4 1/2 27.54 0.674 3.152 2800 ........ 2800 ........ ........

*5 9/16τ 4.86 0.083 5.397 540 ........ 630 ........ ........*5 9/16 7.26 0.125 5.312 810 ........ 940 ....... ........*5 9/16 9.01 0.156 5.251 1010 ........ 1180 ........ ........*5 9/16 10.79 0.188 5.187 1220 ........ 1420 ........ ........*5 9/16 12.50 0.219 5.125 1420 ........ 1650 ........ .......*5 9/16 14.62 0.258 5.047 1670 ........ 1950 ....... ........*5 9/16 15.85 0.281 5.001 1820 ....... 2120 ........ .......*5 9/16 17.50 0.312 4.939 2020 ........ 2360 ........ ........*5 9/16 19.17 0.344 4.875 2230 ........ 2600 ........ ........

5 XS 5 9/16 20.78 0.375 4.813 2430 ........ 2800 ........ ........*5 9/16 27.04 0.500 4.563 2800 ........ 2800 ........ ........*5 9/16 32.96 0.625 4.313 2800 ........ 2800 ........ ........

5 XXS 5 9/16 38.55 0.750 4.063 2800 ........ 2800 ....... .......

*6 5/8 5.80 0.083 6.459 450 560 530 660 ........*6 5/8 7.59 0.109 6.407 590 740 690 860 ........*6 5/8 8.68 0.125 6.375 680 850 790 990 .......*6 5/8 9.76 0.141 6.343 770 960 890 1120 ........*6 5/8 10.78 0.156 6.313 850 1060 990 1240 ........

Page 54: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Petróleos Mexicanos54

Continúa C.04.i.3

1 2 3 4 5 6 7 8 9TAMAÑO PRESION DE PRUEBA LB / PULG2 MIN

Diámetronominal

Pulg

Desig-nación

Diámetroexterior

Dpulg

Pesoextremosplanos

ωµe

lb por pie

Espesorde pared

tpulg

Diámetrointerior

dpulg

Grado A

STD ALT

Grado B

ALTSTD

Grado A25

6 5/8 11.85 0.172 6.281 930 1170 1090 1360 ........ 6 5/8 12.92 0.188 6.249 1020 1280 1190 1490 ........ 6 5/8 13.92 0.203 6.219 1100 1380 1290 1610 ........ 6 5/8 14.98 0.219 6.187 1190 1490 1390 1740 ........ 6 5/8 17.02 0.250 6.125 1360 1700 1580 1980 ........ 6 5/8 18.97 0.280 6.065 1520 1900 1780 2220 ........ 6 5/8 21.04 0.312 6.001 1700 2120 1980 2470 ........ 6 5/8 23.08 0.344 5.937 1870 2340 2180 2730 ........ 6 5/8 25.03 0.375 5.875 2040 2550 2380 2800 ........

6 XS 6 5/8 28.57 0.432 5.761 2350 2800 2740 2800 ........ 6 5/8 32.71 0.500 5.625 2720 2800 2800 2800 ........ 6 5/8 36.39 0.562 5.501 2800 2800 2800 2800 ........ 6 5/8 40.05 0.625 5.375 2800 2800 2800 2800 ........ 6 5/8 45.35 0.719 5.187 2800 2800 2800 2800 ........

6 XXS 6 5/8 53.16 0.864 4.897 2800 2800 2800 2800 ........

* 8 5/8 11.35 0.125 8.375 520 650 610 760 ........ * 8 5/8 14.11 0.156 8.313 650 810 760 950 ........ 8 5/8 16.94 0.188 8.249 780 980 920 1140 ........ 8 5/8 19.66 0.219 8.187 910 1140 1070 1330 ........ 8 5/8 22.36 0.250 8.125 1040 1300 1220 1520 ........ 8 5/8 24.70 0.277 8.071 1160 1450 1350 1690 ........ 8 5/8 27.70 0.312 8.001 1300 1630 1520 1900 ........ 8 5/8 28.55 0.322 7.981 1340 1680 1570 1960 ........ 8 5/8 30.42 0.344 7.937 1440 1790 1680 2090 ........ 8 5/8 33.04 0.375 7.875 1570 1960 1830 2280 ........ 8 5/8 38.30 0.438 7.749 1830 2290 2130 2670 ........

8 XS 8 5/8 43.39 0.500 7.625 2090 2610 2430 2800 ........ 8 5/8 48.40 0.562 7.501 2350 2800 2740 2800 ........ 8 5/8 53.40 0.625 7.375 2610 2800 2800 2800 ........ 8 5/8 60.71 0.719 7.187 2800 2800 2800 2800 ........

8 XXS 8 5/8 72.42 0.875 6.875 2800 2800 2800 2800 ........

*10 3/4 17.65 0.156 10.438 520 650 610 760 ........*10 3/4 21.21 0.188 10.374 630 790 730 920 ........ 10 3/4 24.63 0.219 10.312 730 920 860 1070 ........ 10 3/4 28.04 0.250 10.250 840 1050 980 1220 ........ 10 3/4 31.20 0.279 10.192 930 1170 1090 1360 ........ 10 3/4 34.24 0.304 10.136 1030 1290 1200 1500 ........ 10 3/4 38.23 0.344 10.062 1150 1440 1340 1680 ........ 10 3/4 40.48 0.365 10.020 1220 1530 1430 1780 ........ 10 3/4 48.24 0.438 9.874 1470 1830 1710 2140 ........

10 XS 10 3/4 54.74 0.500 9.750 1670 2090 1950 2440 ........ 10 3/4 61.15 0.562 9.626 1880 2350 2200 2740 ........ 10 3/4 67.58 0.625 9.500 2090 2620 2440 2800 ........ 10 3/4 77.03 0.719 9.312 2410 2800 2800 2800 ........ 10 3/4 86.18 0.812 9.126 2720 2800 2800 2800 ........

*12 3/4 23.11 0.172 12.406 490 610 570 710 ........*12 3/4 25.22 0.188 12.374 530 660 620 770 ........*12 3/4 29.31 0.219 12.312 620 770 720 900 ........ 12 3/4 33.38 0.250 12.250 710 880 820 1030 ........ 12 3/4 37.42 0.281 12.188 790 990 930 1160 ........ 12 3/4 41.45 0.312 12.126 880 1100 1030 1280 ........ 12 3/4 43.77 0.330 12.090 930 1160 1090 1360 ........ 12 3/4 45.58 0.344 12.062 970 1210 1130 1420 ........ 12 3/4 49.56 0.375 12.000 1060 1320 1240 1540 ........ 12 3/4 57.59 0.438 11.874 1240 1550 1440 1800 ........

Page 55: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Sistemas de transporte de petróleo por tubería 55

Continúa C.04.i.3

1 2 3 4 5 6 7 8 9TAMAÑO PRESION DE PRUEBA LB / PULG2 MIN

Diámetronominal

Pulg

Desig-nación

Diámetroexterior

Dpulg

Pesoextremosplanos

ωµe

lb por pie

Espesorde pared

tpulg

Diámetrointerior

dpulg

Grado A

STD ALT

Grado B

ALTSTD

Grado A25

12 XS 12 3/4 65.42 0.500 11.750 1410 1760 1650 2060 ........ 12 3/4 73.15 0.562 11.626 1590 1980 1850 2310 ........ 12 3/4 80.93 0.625 11.500 1760 2210 2060 2570 ........ 12 3/4 88.63 0.688 11.374 1940 2430 2270 2800 ........ 12 3/4 96.12 0.750 11.250 2120 2650 2470 2800 ........ 12 3/4 103.53 0.812 11.126 2290 2800 2670 2800 ........ 12 3/4 110.87 0.875 11.000 2470 2800 2800 2800 ........

*14 27.73 0.188 13.624 480 600 560 700 ........*14 29.91 0.203 13.594 520 650 610 760 ........*14 36.71 0.250 13.500 640 800 750 940 ........*14 41.17 0.281 13.438 720 900 840 1050 ........ 14 45.61 0.312 13.376 800 1000 940 1170 ........ 14 50.17 0.344 13.312 880 1110 1030 1290 ........ 14 54.57 0.375 13.250 960 1210 1120 1410 ........ 14 63.44 0.438 13.124 1130 1410 1310 1640 ........ 14 72.09 0.500 13.000 1290 1610 1500 1880 ........ 14 80.66 0.562 12.876 1450 1810 1690 2110 ........ 14 89.28 0.625 12.750 1610 2010 1880 2340 ........ 14 97.81 0.688 12.624 1770 2210 2060 2580 ........ 14 106.13 0.750 12.500 1930 2410 2250 2800 ........ 14 114.37 0.812 12.376 2090 2610 2440 2800 ........ 14 122.65 0.875 12.250 2250 2800 2620 2800 ........ 14 130.85 0.938 12.124 2410 2800 2800 2800 ........

*16 31.75 0.188 15.624 420 530 490 620 ........*16 34.25 0.203 15.594 460 570 530 670 ........*16 36.91 0.219 15.562 490 620 570 720 ........*16 42.05 0.250 15.500 560 700 660 820 ........*16 47.17 0.281 15.438 630 790 740 920 ........ 16 52.27 0.312 15.376 700 880 820 1020 ........ 16 57.52 0.344 15.312 770 970 900 1130 ........ 16 62.58 0.375 15.250 840 1050 980 1230 ........ 16 72.80 0.438 15.124 990 1230 1150 1440 ........ 16 82.77 0.500 15.000 1120 1410 1310 1640 ........ 16 92.66 0.562 14.876 1260 1580 1480 1840 ........ 16 102.63 0.625 14.750 1410 1760 1640 2050 ........ 16 112.51 0.688 14.624 1550 1940 1810 2260 ........ 16 122.15 0.750 14.500 1690 2110 1970 2460 ........ 16 131.71 0.812 14.376 1830 2280 2130 2660 ........ 16 141.34 0.875 14.250 1970 2460 2300 2800 ........ 16 150.89 0.938 14.124 2110 2640 2460 2800 ........ 16 160.20 1.000 14.000 2250 2800 2620 2800 ........ 16 169.43 1.062 13.876 2390 2800 2790 2800 ........ 16 178.72 1.125 13.750 2530 2800 2800 2800 ........

*18 35.76 0.188 17.624 380 470 440 550 ........*18 41.59 0.219 17.562 440 550 510 640 ........*18 47.39 0.250 17.500 500 620 580 730 ........*18 53.18 0.281 17.438 560 700 660 820 ........ 18 58.94 0.312 17.376 620 780 730 910 ........ 18 64.87 0.344 17.312 690 860 800 1000 ........ 18 70.59 0.375 17.250 750 940 880 1090 ........ 18 82.15 0.438 17.124 880 1100 1020 1280 ........ 18 93.45 0.500 17.000 1000 1250 1170 1460 ........ 18 104.67 0.562 16.876 1120 1400 1310 1640 ........ 18 115.98 0.625 16.750 1250 1560 1460 1820 ........

Page 56: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Petróleos Mexicanos56

Continúa C.04.i.3

1 2 3 4 5 6 7 8 9TAMAÑO PRESION DE PRUEBA LB / PULG2 MIN

Diámetronominal

Pulg

Desig-nación

Diámetroexterior

Dpulg

Pesoextremosplanos

ωµe

lb por pie

Espesorde pared

tpulg

Diámetrointerior

dpulg

Grado A

STD ALT

Grado B

ALTSTD

Grado A25

18 127.21 0.688 16.624 1380 1720 1610 2010 ........ 18 138.17 0.750 16.500 1500 1880 1750 2190 ........ 18 149.06 0.812 16.376 1620 2030 1890 2370 ........ 18 160.03 0.875 16.250 1750 2190 2040 2550 ........ 18 170.92 0.938 16.124 1830 2340 2190 2740 ........ 18 181.56 1.000 16.000 2000 2500 2330 2800 ........ 18 192.11 1.062 15.876 2120 2660 2480 2800 ........ 18 202.75 1.125 15.750 2250 2800 2620 2800 ........ 18 213.14 1.187 15.626 2370 2800 2770 2800 ........ 18 223.61 1.250 15.500 2500 2800 2800 2800 ........

*20 46.27 0.219 19.562 390 490 460 570 ........*20 52.73 0.250 19.500 450 560 520 660 ........*20 59.18 0.281 19.438 510 630 590 740 ........ 20 65.60 0.312 19.376 560 700 660 820 ........ 20 72.21 0.344 19.312 620 770 720 900 ........ 20 78.60 0.375 19.250 680 840 790 980 ........ 20 91.51 0.438 19.124 790 990 920 1150 ........ 20 104.13 0.500 19.000 900 1120 1050 1310 ........ 20 116.67 0.562 18.876 1010 1260 1180 1480 ........ 20 129.33 0.625 18.750 1120 1410 1310 1640 ........ 20 141.90 0.688 18.624 1240 1550 1440 1810 ........ 20 154.19 0.750 18.500 1350 1690 1580 1970 ........ 20 166.40 0.812 18.376 1460 1830 1710 2130 ........ 20 178.72 0.875 18.250 1580 1970 1840 2300 ........ 20 190.96 0.938 18.124 1690 2110 1970 2460 ........ 20 202.92 1.000 18.000 1800 2250 2100 2620 ........ 20 214.80 1.062 17.876 1910 2390 2230 2750 ........ 20 226.78 1.125 17.750 2020 2530 2360 2750 ........ 20 238.50 1.187 17.626 2140 2670 2490 2750 ........ 20 250.31 1.250 17.500 2250 2750 2620 2750 ........ 20 261.86 1.312 17.376 2360 2750 2750 2750 ........ 20 273.51 1.375 17.250 2480 2750 2750 2750 ........

*22 50.94 0.219 21.562 360 450 420 520 ........*22 58.07 0.250 21.500 410 510 480 600 ........*22 65.18 0.281 21.438 460 570 540 670 ........ 22 72.27 0.312 21.376 510 640 600 740 ........ 22 79.56 0.344 21.312 560 7010 660 820 ........ 22 86.61 0.375 21.250 610 770 720 890 ........ 22 100.86 0.438 21.124 720 900 840 1050 ........ 22 114.81 0.500 21.000 820 1020 950 1190 ........ 22 128.67 0.562 20.876 920 1150 1070 1340 ........ 22 142.68 0.625 20.750 1020 1280 1190 1490 ........ 22 156.60 0.688 20.624 1130 1410 1310 1640 ........ 22 170.21 0.750 20.500 1230 1530 1430 1790 ........ 22 183.75 0.812 20.376 1330 1660 1550 1940 ........ 22 197.41 0.875 20.250 1430 1790 1670 2090 ........ 22 211.00 0.938 20.124 1530 1920 1790 2240 ........ 22 224.28 1.000 20.000 1640 2050 1910 2390 ........ 22 237.48 1.062 19.876 1740 2170 2030 2500 ........ 22 250.81 1.125 19.750 1840 2300 2150 2500 ........ 22 263.85 1.187 19.626 1740 2430 2270 2500 ........ 22 277.01 1.250 19.500 2050 2500 2390 2500 ........ 22 289.88 1.312 19.376 2150 2500 2500 2500 ........ 22 302.88 1.375 19.250 2250 2500 2500 2500 ........ 22 315.58 1.437 19.126 2350 2500 2500 2500 ........ 22 328.41 1.500 19.000 2450 2500 2500 2500 ........

Page 57: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Sistemas de transporte de petróleo por tubería 57

Continúa C.04.i.3

1 2 3 4 5 6 7 8 9TAMAÑO PRESION DE PRUEBA LB / PULG2 MIN

Diámetronominal

Pulg

Desig-nación

Diámetroexterior

Dpulg

Pesoextremosplanos

ωµe

lb por pie

Espesorde pared

tpulg

Diámetrointerior

dpulg

Grado A

STD ALT

Grado B

ALTSTD

Grado A25

*24 68.41 0.250 23.500 380 470 440 550 ........*24 71.18 0.281 23.438 420 530 490 610 ........ 24 78.93 0.312 23.376 470 580 550 680 ........ 24 86.91 0.344 23.312 520 640 600 750 ........ 24 84.62 0.375 23.250 560 700 660 820 ........ 24 110.22 0.438 23.124 660 820 770 960 ........ 24 125.49 0.500 23.000 750 940 880 1090 ........ 24 140.68 0.562 22.876 840 1050 980 1230 ........ 24 156.03 0.625 22.750 940 1170 1090 1370 ........ 24 171.29 0.688 22.624 1030 1290 1200 1500 ........ 24 186.23 0.750 22.500 1120 1410 1310 1640 ........ 24 201.09 0.812 22.376 1220 1520 1420 1780 ........ 24 216.10 0.875 22.250 1310 1640 1530 1910 ........ 24 231.03 0.938 22.124 1410 1760 1640 2050 ........ 24 245.64 1.000 22.000 1500 1880 1750 2190 ........ 24 260.17 1.062 21.876 1590 1990 1860 2300 ........ 24 274.84 1.125 21.750 1690 2110 1970 2300 ........ 24 289.20 1.187 21.626 1780 2230 2080 2300 ........ 24 303.71 1.250 21.500 1880 2300 2190 2300 ........ 24 317.91 1.312 21.376 1970 2300 2300 2300 ........ 24 332.25 1.375 21.250 2060 2300 2300 2300 ........ 24 346.28 1.437 21.126 2160 2300 2300 2300 ........ 24 360.45 1.500 21.000 2250 2300 2300 2300 ........ 24 374.31 1.562 20.876 2300 2300 2300 2300 ........

*26 68.75 0.250 25.500 350 430 400 500 ........*26 77.18 0.281 25.438 390 490 450 570 ........ 26 85.60 0.312 25.376 430 540 500 630 ........ 26 94.26 0.344 25.312 480 600 560 690 ........ 26 102.63 0.375 25.250 520 650 610 760 ........ 26 119.57 0.438 25.124 610 760 710 880 ........ 26 136.17 0.500 25.000 690 870 810 1010 ........ 26 152.68 0.562 24.876 780 970 910 1130 ........ 26 169.38 0.625 24.750 870 1080 1010 1260 ........ 26 185.99 0.688 24.624 950 1190 1110 1390 ........ 26 202.25 0.750 24.500 1040 1300 1210 1510 ........ 26 218.43 0.812 24.376 1120 1410 1310 1640 ........ 26 234.79 0.875 24.250 1210 1510 1410 1770 ........ 26 251.07 0.938 21.124 1300 1620 1520 1890 ........ 26 267.00 1.000 24.000 1380 1730 1620 2000 ........

28 74.09 0.250 27.500 320 400 370 470 ........ 28 88.19 0.281 27.438 360 450 420 530 ........ 28 92.26 0.312 27.376 400 500 470 580 ........ 28 110.64 0.375 27.250 480 600 560 700 ........ 28 128.93 0.438 27.124 560 700 660 820 ........ 28 146.85 0.500 27.000 640 800 750 940 ........ 28 164.69 0.562 26.876 720 900 840 1050 ........ 28 182.73 0.625 26.750 800 1000 940 1170 ........ 28 200.68 0.688 26.624 880 1110 1030 1290 ........ 28 218.27 0.750 26.500 960 1210 1120 1410 ........ 28 235.78 0.812 26.376 1040 1300 1220 1520 ........ 28 253.48 0.875 26.250 1120 1410 1310 1640 ........ 28 271.10 0.938 26.124 1210 1510 1410 1760 ........ 28 288.36 1.000 26.000 1290 1610 1500 1880 ........

30 79.43 0.250 29.500 300 370 350 440 ........ 30 89.19 0.281 29.438 340 420 390 490 ........

Page 58: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Petróleos Mexicanos58

Continúa C.04.i.3

1 2 3 4 5 6 7 8 9TAMAÑO PRESION DE PRUEBA LB / PULG2 MIN

Diámetronominal

Pulg

Desig-nación

Diámetroexterior

Dpulg

Pesoextremosplanos

ωµe

lb por pie

Espesorde pared

tpulg

Diámetrointerior

dpulg

Grado A

STD ALT

Grado B

ALTSTD

Grado A25

30 98.93 0.312 29.376 370 470 440 550 ........30 118.65 0.375 29.250 450 560 520 660 ........30 138.29 0.438 29.124 530 660 610 770 ........30 157.53 0.500 29.000 600 750 700 880 ........30 176.69 0.562 28.876 670 840 790 980 ........30 196.08 0.625 28.750 750 940 880 1090 ........30 215.38 0.688 28.624 830 1030 960 1200 ........30 234.29 0.750 28.500 900 1120 1050 1310 ........30 253.12 0.812 28.376 970 1220 1140 1420 ........30 272.17 0.875 28.250 1050 1310 1220 1530 ........30 291.14 0.938 28.124 1130 1410 1310 1640 ........30 309.72 1.000 28.000 1200 1500 1400 1750 ........

32 84.77 0.250 31.500 280 350 330 410 ........32 95.19 0.281 31.438 320 400 370 460 ........32 105.59 0.312 31.376 350 440 410 510 ........32 126.66 0.375 31.250 420 530 490 620 ........32 147.64 0.438 31.124 490 620 570 720 ........32 168.21 0.500 31.000 560 700 660 820 ........32 188.70 0.562 30.876 630 790 740 920 ........32 209.43 0.625 30.750 700 880 820 1030 ........32 230.08 0.688 30.624 770 970 900 1130 ........32 250.31 0.750 30.500 840 1050 980 1230 ........32 270.47 0.812 30.376 910 1140 1070 1330 ........32 290.86 0.875 30.250 980 1230 1150 1440 ........32 311.17 0.938 30.124 1060 1320 1230 1540 ........32 331.08 1.000 30.000 1120 1410 1310 1640 ........

34 90.11 0.250 33.500 260 330 310 390 ........34 101.19 0.281 33.438 300 370 350 430 ........34 112.25 0.312 33.376 330 410 390 480 ........34 134.67 0.375 33.250 400 500 460 580 ........34 157.00 0.438 33.124 460 580 540 680 ........34 178.89 0.500 33.000 530 660 620 770 ........34 200.70 0.562 32.876 600 740 690 870 ........34 222.78 0.625 32.750 660 830 770 970 ........34 244.77 0.688 32.624 730 910 850 1060 ........34 266.33 0.750 32.500 790 990 930 1160 ........34 287.81 0.812 32.376 860 1070 1000 1250 ........34 309.55 0.875 32.250 930 1160 1080 1350 ........34 331.21 0.938 32.124 990 1240 1160 1450 ........34 352.44 1.000 32.000 1060 1320 1240 1540 ........

36 95.45 0.250 35.500 250 310 290 360 ........36 107.20 0.281 35.438 250 310 290 360 ........36 118.92 0.312 35.376 310 390 360 450 ........36 142.68 0.375 35.250 380 470 440 550 ........36 166.35 0.438 35.124 440 550 510 640 ........36 189.57 0.500 35.000 500 620 580 730 ........36 212.70 0.562 34.876 560 700 660 820 ........36 236.13 0.625 34.750 620 780 730 910 ........36 259.47 0.688 34.624 690 860 800 1000 ........36 282.35 0.750 34.500 750 940 880 1090 ........36 305.16 0.812 34.376 810 1020 950 1180 ........36 328.24 0.875 34.250 880 1090 1020 1280 ........36 351.25 0.938 34.124 940 1170 1090 1370 ........36 373.80 1.000 34.000 1000 1250 1170 1460 ........

Page 59: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Sistemas de transporte de petróleo por tubería 59

Continúa C.04.i.3

1 2 3 4 5 6 7 8 9TAMAÑO PRESION DE PRUEBA LB / PULG2 MIN

Diámetronominal

Pulg

Desig-nación

Diámetroexterior

Dpulg

Pesoextremosplanos

ωµe

lb por pie

Espesorde pared

tpulg

Diámetrointerior

dpulg

Grado A

STD ALT

Grado B

ALTSTD

Grado A25

38 125.58 0.312 37.376 300 370 340 430 ........38 138.35 0.344 37.312 330 410 380 480 ........38 150.69 0.375 37.250 360 440 410 520 ........38 163.01 0.406 37.188 380 480 450 560 ........38 175.71 0.438 37.124 410 520 480 610 ........38 187.99 0.469 37.062 440 560 520 650 ........38 200.25 0.500 37.000 470 590 550 690 ........38 224.71 0.562 36.876 530 670 620 780 ........38 249.48 0.625 36.750 590 740 690 860 ........38 274.16 0.688 36.624 650 810 760 950 ........38 298.37 0.750 36.500 710 890 830 1040 ........38 322.50 0.812 36.376 770 960 900 1120 ........38 346.93 0.875 36.250 830 1040 970 1210 ........38 371.28 0.938 36.124 890 1110 1040 1300 ........38 395.16 1.000 36.000 950 1180 1110 1380 ........

40 132.25 0.312 39.376 280 350 330 410 ........40 145.69 0.344 39.312 310 390 360 450 ........40 158.70 0.375 39.250 340 420 390 490 ........40 171.68 0.406 39.188 370 460 430 530 ........40 185.06 0.438 39.124 390 490 460 570 ........40 198.01 0.469 39.062 420 530 490 620 ........40 210.93 0.500 39.000 450 560 520 660 ........40 236.71 0.562 38.876 510 630 590 740 ........40 262.93 0.625 38.750 560 700 660 820 ........40 288.86 0.688 39.624 620 770 720 900 ........40 314.39 0.750 38.500 680 840 790 980 ........40 339.84 0.812 38.376 730 910 850 1070 ........40 365.62 0.875 38.250 790 980 920 1150 ........40 391.32 0.938 38.124 840 1060 980 1230 ........40 416.52 1.000 38.000 900 1120 1050 1310 ........

42 153.04 0.344 41.312 290 370 340 430 ........42 166.71 0.375 41.250 320 400 380 470 ........42 180.35 0.406 41.188 350 430 420 510 ........42 194.42 0.438 41.124 380 470 440 550 ........42 208.03 0.469 41.062 400 500 470 590 ........42 221.61 0.500 41.000 430 540 500 620 ........42 248.72 0.562 40.876 480 600 560 700 ........42 276.18 0.625 40.750 540 670 620 780 ........42 303.55 0.688 40.624 590 740 690 860 ........42 330.41 0.750 40.500 640 800 750 940 ........42 357.19 0.812 40.376 700 870 810 1020 ........42 384.31 0.875 40.250 750 940 880 1990 ........42 384.31 0.875 40.250 750 940 880 1090 ........42 411.35 0.938 40.124 800 1000 940 1170 ........42 437.88 1.000 40.000 860 1070 1000 1250 ........

44 160.39 0.344 43.312 280 350 330 410 ........44 174.72 0.375 43.250 310 380 360 450 ........44 189.03 0.406 43.178 330 420 390 480 ........44 203.78 0.438 43.124 360 450 420 520 ........44 218.04 0.469 43.062 380 480 450 560 ........44 232.29 0.500 43.000 410 510 480 600 ........44 260.72 0.562 42.876 460 570 540 670 ........44 289.53 0.625 42.750 510 640 600 750 ........44 318.25 0.688 42.624 560 700 660 820 ........44 346.43 0.750 42.500 610 770 720 890 ........

Page 60: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Petróleos Mexicanos60

Continúa C.04.i.3

1 2 3 4 5 6 7 8 9TAMAÑO PRESION DE PRUEBA LB / PULG2 MIN

Diámetronominal

Pulg

Desig-nación

Diámetroexterior

Dpulg

Pesoextremosplanos

ωµe

lb por pie

Espesorde pared

tpulg

Diámetrointerior

dpulg

Grado A

STD ALT

Grado B

ALTSTD

Grado A25

44 374.53 0.812 42.376 660 830 780 970 ........44 403.00 0.875 42.250 720 890 840 1040 ........44 431.39 0.938 42.124 770 960 900 1120 ........44 459.24 1.000 42.000 820 1020 950 1190 ........

46 167.74 0.344 45.312 270 340 310 390 ........46 182.73 0.375 45.250 290 370 340 430 ........46 197.70 0.406 45.188 320 400 370 460 ........46 213.13 0.438 45.124 340 430 400 500 ........46 228.06 0.469 45.062 370 460 430 540 ........46 242.97 0.500 45.000 390 490 460 570 ........46 272.73 0.562 44.876 440 550 510 640 ........46 302.88 0.625 44.750 490 610 570 710 ........46 332.95 0.688 44.624 540 670 630 790 ........46 362.45 0.750 44.500 590 730 680 860 ........46 391.88 0.812 44.376 640 790 740 930 ........46 421.69 0.875 44.250 680 860 800 1000 ........46 451.42 0.938 44.124 730 920 860 1070 ........46 480.60 1.000 44.000 780 980 910 1140 ........

48 175.08 0.344 47.312 260 320 300 380 ........48 190.74 0.375 47.250 280 350 330 410 ........48 206.37 0.406 47.188 300 380 360 440 ........48 222.49 0.438 47.124 330 410 380 480 ........48 238.08 0.469 47.062 350 440 410 510 ........48 253.65 0.500 47.000 380 470 440 550 ........48 284.73 0.562 46.876 420 530 490 610 ........48 316.23 0.625 46.750 470 590 550 680 ........48 347.64 0.688 46.624 520 640 600 750 ........48 378.47 0.750 46.500 560 700 660 820 ........48 409.22 0.812 46.376 610 760 710 890 ........48 440.38 0.875 46.250 660 820 770 960 ........48 471.46 0.938 46.124 700 880 820 1030 ........48 501.96 1.000 46.000 750 940 880 1090 ........

Page 61: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Sistemas de transporte de petróleo por tubería 61

C.04.i.4 [TABLA 6.1.-API 5LX]

TUBERIA DE LINEA ALTA PRUEBA, DIMENSIONESPESO Y PRESION DE PRUEBA

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10Tamañodiámetroexterior

Peso Espesorde pared

Diámetrointerior Presión de prueba, alternada lb / pulg2 Min

Dpulg

ωµe

lb por piet

pulgd

pulgGradox 42

Gradox 46

Gradox 52

Gradox 56

Gradox 60

Gradox 65

*2 3/8 2.03 0.083 2.209 1760 1930 2180 2350 2520 2730*2 3/8 2.64 0.109 2.157 2310 2530 2860 3000 3000 3000*2 3/8 3.00 0.125 2.125 2650 2910 3000 3000 3000 3000*2 3/8 3.36 0.141 2.093 2990 3000 3000 3000 3000 3000 2 3/8 3.65 0.154 2.067 3000 3000 3000 3000 3000 3000 2 3/8 4.05 0.172 2.031 3000 3000 3000 3000 3000 3000 2 3/8 4.39 0.188 1.999 3000 3000 3000 3000 3000 3000 2 3/8 5.02 0.218 1.939 3000 3000 3000 3000 3000 3000 2 3/8 5.67 0.250 1.875 3000 3000 3000 3000 3000 3000 2 3/8 6.28 0.281 1.813 3000 3000 3000 3000 3000 3000 2 3/8 9.03 0.436 1.503 3000 3000 3000 3000 3000 3000

*2 7/8 2.47 0.083 2.709 1460 1590 1800 1940 2080 2250*2 7/8 3.22 0.109 2.627 1910 2090 2370 2550 2730 2960*2 7/8 3.67 0.125 2.625 2190 2400 2710 2920 3000 3000*2 7/8 4.12 0.141 2.593 2470 2710 3000 3000 3000 3000 2 7/8 4.53 0.156 2.563 2730 3000 3000 3000 3000 3000 2 7/8 4.97 0.172 2.531 3000 3000 3000 3000 3000 3000 2 7/8 5.40 0.188 2.499 3000 3000 3000 3000 3000 3000 2 7/8 5.79 0.203 2.469 3000 3000 3000 3000 3000 3000 2 7/8 6.13 0.216 2.443 3000 3000 3000 3000 3000 3000 2 7/8 7.01 0.250 2.375 3000 3000 3000 3000 3000 3000 2 7/8 7.66 0.276 2.323 3000 3000 3000 3000 3000 3000 2 7/8 13.69 0.552 1.771 3000 3000 3000 3000 3000 3000

*3 1/2 3.03 0.083 3.334 1200 1310 1480 1590 1710 1850*3 1/2 3.95 0.109 3.282 1570 1720 1940 2090 2240 2430*3 1/2 4.51 0.125 3.250 1800 1970 2230 2400 2570 2790*3 1/2 5.06 0.141 3.218 2030 2220 2510 2710 2900 3000*3 1/2 5.57 0.156 3.188 2250 2460 2780 3000 3000 3000 3 1/2 6.11 0.172 3.156 2480 2710 3000 3000 3000 3000 3 1/2 6.65 0.188 3.124 2710 2970 3000 3000 3000 3000 3 1/2 7.58 0.216 3.068 3000 3000 3000 3000 3000 3000 3 1/2 8.68 0.250 3.000 3000 3000 3000 3000 3000 3000 3 1/2 9.66 0.281 2.938 3000 3000 3000 3000 3000 3000 3 1/2 10.25 0.300 2.900 3000 3000 3000 3000 3000 3000 3 1/2 18.58 0.600 2.300 3000 3000 3000 3000 3000 3000

*4 3.47 0.083 3.834 1050 1150 1290 1390 1490 1620*4 4.53 0.109 3.782 1370 1500 1700 1830 1960 2130*4 5.17 0.125 3.750 1580 1720 1950 2100 2250 2440*4 5.81 0.141 3.178 1780 1950 2200 2370 2540 2750*4 6.40 0.156 3.688 1970 2150 2430 2620 2810 3000 4 7.03 0.172 3.656 2170 2370 2680 2890 3000 3000 4 7.65 0.188 3.624 2370 2590 2930 3000 3000 3000 4 9.11 0.226 3.548 2850 3000 3000 3000 3000 3000 4 10.01 0.250 3.500 3000 3000 3000 3000 3000 3000 4 11.16 0.281 3.438 3000 3000 3000 3000 3000 3000 4 12.50 0.318 3.364 3000 3000 3000 3000 3000 3000

Page 62: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Petróleos Mexicanos62

Continúa C.04.i.4

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10Tamañodiámetroexterior

Peso Espesorde pared

Diámetrointerior Presión de prueba, alternada lb / pulg2 Min

Dpulg

ωµe

lb por piet

pulgd

pulgGradox 42

Gradox 46

Gradox 52

Gradox 56

Gradox 60

Gradox 65

*4 1/2 3.92 0.083 4.334 930 1020 1150 1240 1330 1440*4 1/2 5.84 0.125 4.250 1400 1530 1730 1870 2000 2170*4 1/2 6.56 0.141 4.218 1580 1730 1960 2110 2260 2440*4 1/2 7.24 0.156 4.188 1750 1910 2160 2330 2500 2700 4 1/2 7.95 0.172 4.156 1930 2110 2390 2570 2750 2980 4 1/2 8.66 0.188 4.124 2110 2310 2610 2810 3000 3000 4 1/2 9.32 0.203 4.094 2270 2490 2810 3000 3000 3000 4 1/2 10.01 0.219 4.062 2450 2690 3000 3000 3000 3000 4 1/2 10.79 0.237 4.026 2650 2910 3000 3000 3000 3000 4 1/2 11.35 0.250 4.000 2800 3000 3000 3000 3000 3000 4 1/2 12.66 0.281 3.938 3000 3000 3000 3000 3000 3000 4 1/2 13.96 0.312 3.876 3000 3000 3000 3000 3000 3000 4 1/2 14.98 0.337 3.826 3000 3000 3000 3000 3000 3000 4 1/2 19.00 0.438 3.624 3000 3000 3000 3000 3000 3000 4 1/2 22.51 0.531 3.438 3000 3000 3000 3000 3000 3000 4 1/2 27.54 0.674 3.152 3000 3000 3000 3000 3000 3000

*6 5/8 5.80 0.083 6.459 790 860 980 1050 1130 1220*6 5/8 7.59 0.109 6.407 1040 1140 1280 1380 1480 1600*6 5/8 8.68 0.125 6.375 1190 1300 1470 1580 1700 1840*6 5/8 9.76 0.141 6.343 1340 1470 1660 1790 1920 2080*6 5/8 10.78 0.156 6.313 1480 1620 1840 1980 2120 2300 6 5/8 11.85 0.172 6.281 1640 1790 2030 2180 2340 2530 6 5/8 12.92 0.188 6.249 1790 1960 2210 2380 2550 2770 6 5/8 13.92 0.203 6.219 1930 2110 2390 2570 2760 2990 6 5/8 14.98 0.219 6.187 2080 2280 2580 2780 2980 3000 6 5/8 17.02 0.250 6.125 2380 2600 2940 3000 3000 3000 6 5/8 18.97 0.280 6.065 2660 2920 3000 3000 3000 3000 6 5/8 21.04 0.312 6.001 2970 3000 3000 3000 3000 3000 6 5/8 23.08 0.344 5.937 3000 3000 3000 3000 3000 3000 6 5/8 25.03 0.375 5.875 3000 3000 3000 3000 3000 3000 6 5/8 28.57 0.432 5.761 3000 3000 3000 3000 3000 3000 6 5/8 32.71 0.500 5.625 3000 3000 3000 3000 3000 3000 6 5/8 36.39 0.562 5.501 3000 3000 3000 3000 3000 3000 6 5/8 40.05 0.625 5.375 3000 3000 3000 3000 3000 3000 6 5/8 45.35 0.719 5.187 3000 3000 3000 3000 3000 3000

*8 5/8 11.35 0.125 8.375 910 1000 1130 1220 1300 1410*8 5/8 14.11 0.156 8.313 1140 1250 1410 1520 1630 1760 8 5/8 16.94 0.188 8.249 1370 1500 1700 1830 1960 2130 8 5/8 18.26 0.203 8.219 1480 1620 1840 2000 2120 2290 8 5/8 19.66 0.219 8.187 1600 1750 1980 2130 2290 2480 8 5/8 22.36 0.250 8.125 1830 2000 2260 2430 2610 2830 8 5/8 24.70 0.277 8.071 2020 2220 2510 2700 2890 3000 8 5/8 27.70 0.312 8.001 2280 2500 2820 3000 3000 3000 8 5/8 28.55 0.322 7.981 2350 2580 2910 3000 3000 3000 8 5/8 30.42 0.344 7.937 2510 2750 3000 3000 3000 3000 8 5/8 33.04 0.375 7.875 2740 3000 3000 3000 3000 3000 8 5/8 38.30 0.438 7.749 3000 3000 3000 3000 3000 3000 8 5/8 43.39 0.500 7.620 3000 3000 3000 3000 3000 3000 8 5/8 48.40 0.562 7.501 3000 3000 3000 3000 3000 3000 8 5/8 53.40 0.625 7.375 3000 3000 3000 3000 3000 3000 8 5/8 60.71 0.719 7.187 3000 3000 3000 3000 3000 3000

*10 3/4 17.65 0.153 10.438 1040 1130 1280 1380 1480 1600*10 3/4 21.21 0.188 10.374 1250 1370 1550 1660 1780 1930*10 3/4 22.87 0.203 10.344 1350 1480 1670 1800 1930 2090 10 3/4 24.63 0.219 10.312 1450 1590 1800 1940 2080 2250 10 3/4 28.04 0.250 10.250 1660 1820 2060 2210 2370 2570 10 3/4 31.20 0.279 10.192 1850 2030 2290 2470 2650 2870 10 3/4 34.24 0.307 10.136 2040 2230 2520 2720 2910 3000 10 3/4 38.23 0.344 10.062 2280 2500 2830 3000 3000 3000 10 3/4 40.48 0.365 10.020 2420 2660 3000 3000 3000 3000 10 3/4 48.24 0.438 9.874 2910 3000 3000 3000 3000 3000 10 3/4 54.74 0.500 9.750 3000 3000 3000 3000 3000 3000 10 3/4 61.15 0.562 9.626 3000 3000 3000 3000 3000 3000 10 3/4 67.58 0.625 9.500 3000 3000 3000 3000 3000 3000 10 3/4 77.03 0.719 9.312 3000 3000 3000 3000 3000 3000

Page 63: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Sistemas de transporte de petróleo por tubería 63

Continúa C.04.i.4

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10Tamañodiámetroexterior

Peso Espesorde pared

Diámetrointerior Presión de prueba, alternada lb / pulg2 Min

Dpulg

ωµe

lb por piet

pulgd

pulgGradox 42

Gradox 46

Gradox 52

Gradox 56

Gradox 60

Gradox 65

*12 3/4 23.11 0.172 12.406 960 1050 1190 1280 1380 1490*12 3/4 25.22 0.188 12.374 1050 1150 1300 1400 1500 1630*12 3/4 27.20 0.203 12.344 1140 1250 1410 1520 1620 1760*12 3/4 29.31 0.219 12.312 1230 1340 1520 1640 1750 1900 12 3/4 33.38 0.250 12.250 1400 1530 1730 1870 2000 2170 12 3/4 37.42 0.281 12.188 1570 1720 1950 2100 2250 2440 12 3/4 41.45 0.312 12.126 1750 1910 2160 2330 2500 2700 12 3/4 43.77 0.330 12.090 1850 2020 2290 2460 2640 2860 12 3/4 45.58 0.344 12.062 1930 2110 2390 2570 2750 2980 12 3/4 49.56 0.375 12.000 2100 2300 2600 2800 3000 3000 12 3/4 53.52 0.406 11.938 2270 2490 2810 3000 3000 3000 12 3/4 57.59 0.438 11.874 2450 2690 3000 3000 3000 3000 12 3/4 65.42 0.500 11.750 2800 3000 3000 3000 3000 3000 12 3/4 73.15 0.562 11.626 3000 3000 3000 3000 3000 3000 12 3/4 80.93 0.625 11.500 3000 3000 3000 3000 3000 3000 12 3/4 88.63 0.688 11.374 3000 3000 3000 3000 3000 3000 12 3/4 96.12 0.750 11.250 3000 3000 3000 3000 3000 3000 12 3/4 103.53 0.812 11.126 3000 3000 3000 3000 3000 3000 12 3/4 110.97 0.875 11.000 3000 3000 3000 3000 3000 3000

*14 27.73 0.188 13.624 960 1050 1190 1280 1370 1480*14 30.93 0.210 13.580 1070 1170 1330 1430 1530 1660*14 32.23 0.219 13.562 1120 1220 1380 1490 1600 1730*14 36.71 0.250 13.500 1280 1400 1580 1700 1820 1970*14 41.17 0.281 13.438 1430 1570 1770 1910 2050 2220 14 45.61 0.312 13.376 1590 1740 1970 2120 2270 2460 14 50.17 0.344 13.312 1750 1920 2170 2340 2510 2720 14 54.57 0.375 13.250 1910 2090 2370 2550 2730 2960 14 58.94 0.406 13.188 2070 2270 2560 2760 2960 3000 14 63.44 0.438 13.124 2230 2450 2770 2980 3000 3000 14 67.78 0.469 13.062 2390 2620 2960 3000 3000 3000 14 72.09 0.500 13.000 2550 2790 3000 3000 3000 3000 14 80.66 0.562 12.876 2870 3000 3000 3000 3000 3000 14 89.28 0.625 12.750 3000 3000 3000 3000 3000 3000 14 97.81 0.688 12.624 3000 3000 3000 3000 3000 3000 14 106.13 0.750 12.500 3000 3000 3000 3000 3000 3000 14 114.37 0.812 12.376 3000 3000 3000 3000 3000 3000 14 122.65 0.875 12.250 3000 3000 3000 3000 3000 3000 14 130.85 0.938 12.124 3000 3000 3000 3000 3000 3000

*16 31.75 0.188 15.624 840 920 1040 1120 1200 1300*16 34.25 0.203 15.594 910 990 1120 1210 1290 1400*16 36.91 0.219 15.562 980 1070 1210 1290 1400 1510*16 42.05 0.250 15.500 1120 1220 1380 1490 1590 1730*16 47.17 0.281 15.438 1250 1370 1550 1670 1790 1940 16 52.27 0.312 15.376 1390 1520 1720 1860 1990 2150 16 57.52 0.344 15.312 1540 1680 1900 2050 2190 2380 16 62.58 0.375 15.250 1670 1830 2070 2230 2390 2590 16 67.62 0.406 15.188 1810 1980 2240 2420 2590 2800 16 72.80 0.438 15.124 1950 2140 2420 2610 2790 3000 16 77.79 0.469 15.062 2090 2290 2590 2790 2990 3000 16 82.77 0.500 15.000 2230 2440 2760 2980 3000 3000 16 92.66 0.562 14.876 2510 2750 3000 3000 3000 3000 16 102.63 0.625 14.750 2790 3000 3000 3000 3000 3000 16 112.51 0.688 14.624 3000 3000 3000 3000 3000 3000 16 122.15 0.750 14.500 3000 3000 3000 3000 3000 3000 16 131.71 0.812 14.376 3000 3000 3000 3000 3000 3000 16 141.34 0.875 14.250 3000 3000 3000 3000 3000 3000 16 150.89 0.938 14.124 3000 3000 3000 3000 3000 3000 16 160.20 1.000 14.000 3000 3000 3000 3000 3000 3000 16 169.43 1.062 13.876 3000 3000 3000 3000 3000 3000 16 178.72 1.125 13.760 3000 3000 3000 3000 3000 3000

Page 64: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Petróleos Mexicanos64

Continúa C.04.i.4

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10Tamañodiámetroexterior

Peso Espesorde pared

Diámetrointerior Presión de prueba, alternada lb / pulg2 Min.

Dpulg

ωpe

lb por piet

pulgd

pulgGradox 42

Gradox 46

Gradox 52

Gradox 56

Gradox 60

Gradox 65

*18 35.76 0.188 17.624 750 820 920 990 1070 1150*18 41.59 0.219 17.562 870 950 1080 1160 1240 1340*18 47.39 0.250 17.500 990 1090 1230 1320 1420 1530*18 53.18 0.281 17.438 1110 1220 1380 1490 1590 1730 18 58.94 0.312 17.376 1240 1360 1530 1650 1770 1920 18 64.87 0.344 17.312 1360 1490 1690 1820 1950 2110 18 70.59 0.375 17.250 1490 1630 1840 1980 2120 2300 18 76.29 0.406 17.188 1610 1760 1990 2150 2300 2490 18 82.15 0.438 17.124 1740 1900 2150 2320 2480 2690 18 87.81 0.469 17.062 1860 2040 2300 2480 2660 2880 18 93.45 0.500 17.000 1980 2170 2460 2640 2830 3000 19 104.67 0.562 16.876 2230 2440 2760 2970 3000 3000 18 115.98 0.625 16.750 2480 2720 3000 3000 3000 3000 18 127.21 0.688 16.624 2730 2990 3000 3000 3000 3000 18 138.17 0.750 16.500 2980 3000 3000 3000 3000 3000 18 149.06 0.812 16.376 3000 3000 3000 3000 3000 3000 18 160.03 0.875 16.250 3000 3000 3000 3000 3000 3000 18 170.92 0.938 16.124 3000 3000 3000 3000 3000 3000 18 181.56 1.000 16.000 3000 3000 3000 3000 3000 3000 18 192.11 1.062 15.876 3000 3000 3000 3000 3000 3000 18 202.75 1.125 15.750 3000 3000 3000 3000 3000 3000 18 213.14 1.187 15.626 3000 3000 3000 3000 3000 3000 18 223.61 1.250 15.500 3000 3000 3000 3000 3000 3000

*20 46.27 0.219 19.562 830 910 1020 1100 1180 1280*20 52.73 0.250 19.500 940 1040 1170 1260 1350 1460*20 59.18 0.281 19.438 1060 1160 1320 1420 1520 1640 20 65.60 0.312 19.376 1180 1290 1460 1570 1680 1830 20 72.21 0.344 19.312 1300 1420 1610 1730 1860 2010 20 78.60 0.375 19.250 1420 1550 1760 1890 2020 2190 20 84.96 0.406 19.188 1530 1680 1900 2050 2190 2380 20 91.51 0.438 19.124 1660 1810 2050 2210 2370 2560 20 97.83 0.469 19.062 1770 1940 2190 2360 2530 2740 20 104.13 0.500 19.000 1890 2070 2340 2520 2700 2750 20 116.67 0.562 18.876 2120 2330 2630 2750 2750 2750 20 129.33 0.625 18.750 2360 2590 2750 2750 2750 2750 20 141.90 0.688 18.624 2600 2750 2750 2750 2750 2750 20 154.19 0.750 18.500 2750 2750 2750 2750 2750 2750 20 166.40 0.812 18.376 2750 2750 2750 2750 2750 2750 20 178.72 0.875 18.250 2750 2750 2750 2750 2750 2750 20 190.96 0.938 18.124 2750 2750 2750 2750 2750 2750 20 202.92 1.000 18.000 2750 2750 2750 2750 2750 2750 20 214.80 1.062 17.876 2750 2750 2750 2750 2750 2750 20 226.78 1.125 17.750 2750 2750 2750 2750 2750 2750 20 238.50 1.187 17.626 2750 2750 2750 2750 2750 2750 20 250.31 1.250 17.500 2750 2750 2750 2750 2750 2750 20 261.86 1.312 17.376 2750 2750 2750 2750 2750 2750 20 273.51 1.375 17.250 2750 2750 2750 2750 2750 2750

*22 50.94 0.219 21.562 750 820 930 1000 1080 1160*22 58.07 0.250 21.500 860 940 1060 1150 1230 1330*22 65.18 0.281 21.438 970 1060 1200 1290 1380 1490 22 72.27 0.312 21.376 1070 1170 1330 1430 1530 1660 22 79.56 0.344 21.312 1180 1290 1460 1580 1690 1830 22 86.61 0.375 21.250 1290 1410 1600 1720 1840 1990 22 93.63 0.406 21.188 1400 1530 1730 1860 1990 2160 22 100.86 0.438 21.124 1510 1650 1860 2010 2150 2330 22 107.85 0.469 21.062 1610 1770 2000 2150 2300 2490 22 114.81 0.500 21.000 1720 1880 2130 2290 2450 2500 22 128.67 0.562 20.876 1930 2120 2390 2500 2500 2500 22 142.68 0.625 20.750 2150 2350 2500 2500 2500 2500 22 156.60 0.688 20.624 2360 2500 2500 2500 2500 2500 22 170.21 0.750 20.500 2500 2500 2500 2500 2500 2500 22 183.75 0.812 20.376 2500 2500 2500 2500 2500 2500

Page 65: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Sistemas de transporte de petróleo por tubería 65

Continúa C.04.i.4

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10Tamaño,diámetroexterior

Peso Espesorde pared

Diámetrointerior Presión de prueba, alternada lb / pulg2 Min.

Dpulg

ωpe

lb por piet

pulgd

pulgGradox 42

Gradox 46

Gradox 52

Gradox 56

Gradox 60

Gradox 65

22 197.41 0.875 20.250 2500 2500 2500 2500 2500 2500 22 211.00 0.938 20.124 2500 2500 2500 2500 2500 2500 22 224.28 1.000 20.000 2500 2500 2500 2500 2500 2500 22 237.48 1.062 19.876 2500 2500 2500 2500 2500 2500 22 250.81 1.125 19.750 2500 2500 2500 2500 2500 2500 22 263.85 1.187 19.626 2500 2500 2500 2500 2500 2500 22 277.01 1.250 19.500 2500 2500 2500 2500 2500 2500 22 289.88 1.312 19.376 2500 2500 2500 2500 2500 2500 22 302.88 1.375 19.250 2500 2500 2500 2500 2500 2500 22 315.58 1.437 19.126 2500 2500 2500 2500 2500 2500 22 328.41 1.500 19.000 2500 2500 2500 2500 2500 2500

*24 68.41 0.250 23.500 790 860 980 1050 1120 1220*24 71.18 0.281 23.438 890 970 1100 1180 1260 1370 24 78.98 0.312 23.376 980 1080 1220 1310 1400 1520 24 86.91 0.344 23.312 1080 1190 1340 1440 1550 1680 24 94.62 0.375 23.250 1180 1290 1460 1580 1690 1830 24 102.31 0.406 23.188 1280 1400 1580 1710 1830 1960 24 110.22 0.438 23.124 1380 1510 1710 1840 1970 2140 24 117.86 0.469 23.062 1480 1620 1830 1970 2110 2290 24 125.49 0.500 23.000 1580 1720 1950 2100 2250 2300 24 140.68 0.562 22.876 1770 1940 2190 2300 2300 2300 24 156.03 0.625 22.750 1970 2160 2300 2300 2300 2300 24 171.29 0.688 22.624 2170 2300 2300 2300 2300 2300 24 186.23 0.750 22.500 2300 2300 2300 2300 2300 2300 24 201.09 0.812 22.376 2300 2300 2300 2300 2300 2300 24 216.10 0.875 22.250 2300 2300 2300 2300 2300 2300 24 231.03 0.938 22.124 2300 2300 2300 2300 2300 2300 24 245.64 1.000 22.000 2300 2300 2300 2300 2300 2300 24 260.17 1.062 21.876 2300 2300 2300 2300 2300 2300 24 274.84 1.125 21.750 2300 2300 2300 2300 2300 2300 24 289.20 1.187 21.626 2300 2300 2300 2300 2300 2300 24 303.71 1.250 21.500 2300 2300 2300 2300 2300 2300 24 317.91 1.312 21.376 2300 2300 2300 2300 2300 2300 24 332.25 1.375 21.250 2300 2300 2300 2300 2300 2300 24 346.28 1.437 21.126 2300 2300 2300 2300 2300 2300 24 360.45 1.500 21.000 2300 2300 2300 2300 2300 2300 24 374.31 1.562 20.876 2300 2300 2300 2300 2300 2300

*26 68.75 0.250 25.500 730 800 900 970 1040 1120*26 77.18 0.281 25.438 820 890 1010 1090 1170 1200 26 85.60 0.312 25.376 910 990 1120 1210 1300 1400 26 94.26 0.344 25.312 1000 1100 1240 1330 1430 1550 26 102.63 0.375 25.250 1000 1190 1350 1450 1560 1600 26 110.98 0.406 25.183 1180 1290 1460 1570 1690 1830 26 119.57 0.438 25.124 1270 1290 1580 1700 1820 1970 26 127.88 0.469 25.062 1360 1490 1000 1820 1950 2000 26 136.17 0.500 25.000 1450 1500 1800 1940 2000 2000 26 152.68 0.562 24.876 1630 1790 2000 2000 2000 2000 26 169.38 0.625 24.750 1820 1990 2000 2000 2000 2000 26 185.99 0.688 24.624 2000 2000 2000 2000 2000 2000 26 202.25 0.750 24.500 2000 2000 2000 2000 2000 2000 26 218.43 0.812 24.376 2000 2000 2000 2000 2000 2000 26 234.79 0.875 24.250 2000 2000 2000 2000 2000 2000 26 251.07 0.938 24.124 2000 2000 2000 2000 2000 2000 26 267.00 1.000 24.000 2000 2000 2000 2000 2000 2000

Page 66: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Petróleos Mexicanos66

Continúa C.04.i.4

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10Tamaño,diámetroexterior

Peso Espesorde pared

Diámetrointerior Presión de prueba, alternada lb / pulg2 Min.

Dpulg

ωpe

lb por piet

pulgd

pulgGradox 42

Gradox 46

Gradox 52

Gradox 56

Gradox 60

Gradox 65

*28 74.09 0.250 27.500 680 740 840 900 960 1040*28 83.19 0.281 27.438 760 830 940 1010 1080 1170 28 92.26 0.312 27.376 840 920 1040 1120 1200 1300 28 101.61 0.344 27.312 930 1020 1150 1240 1330 1440 28 110.64 0.375 27.250 1010 1110 1250 1350 1450 1570 28 119.65 0.406 27.188 1100 1200 1360 1460 1570 1700 28 128.93 0.438 27.124 1180 1300 1460 1580 1690 1830 28 137.90 0.469 27.062 1270 1390 1570 1690 1810 1960 28 146.85 0.500 27.000 1350 1480 1670 1800 1930 2090 28 164.69 0.562 26.876 1520 1660 1880 2020 2170 2350 28 182.73 0.625 26.750 1690 1850 2090 2250 2410 2610 28 200.68 0.688 26.624 1860 2030 2300 2480 2650 2870 28 218.27 0.750 26.500 2020 2220 2510 2700 2890 3000 28 235.78 0.812 26.376 2190 2400 2710 2920 3000 3000 28 253.48 0.875 26.250 2360 2590 2920 3000 3000 3000 28 271.10 0.938 26.124 2530 2770 3000 3000 3000 3000 28 288.36 1.000 26.000 2700 2960 3000 3000 3000 3000

*30 79.43 0.250 29.500 630 690 780 840 900 980*30 89.19 0.281 29.438 710 780 880 940 1010 1100 30 98.93 0.312 29.376 790 860 970 1050 1120 1220 30 108.95 0.344 29.312 870 950 1070 1160 1240 1340 30 118.65 0.375 29.250 940 1040 1170 1260 1350 1460 30 128.32 0.406 29.188 1020 1120 1270 1360 1460 1580 30 138.29 0.438 29.124 1100 1210 1370 1470 1580 1710 30 147.92 0.469 29.062 1180 1290 1460 1580 1690 1830 30 157.53 0.500 29.000 1260 1380 1560 1680 1800 1950 30 176.69 0.562 28.876 1420 1550 1750 1890 2020 2190 30 196.08 0.625 28.750 1580 1720 1950 2100 2250 2440 30 215.38 0.688 28.624 1730 1900 2150 2310 2480 2680 30 234.29 0.750 28.500 1890 2070 2340 2520 2700 2920 30 253.12 0.812 28.376 2050 2240 2530 2730 2920 3000 30 272.17 0.875 28.250 2200 2420 2730 2940 3000 3000 30 291.14 0.938 28.124 2360 2590 2930 3000 3000 3000 30 309.72 1.000 28.000 2520 2760 3000 3000 3000 3000

*32 84.77 0.250 31.500 590 650 730 790 840 910*32 95.19 0.281 31.433 660 730 820 890 950 1030 32 105.59 0.312 31.376 740 810 910 980 1050 1140 32 116.30 0.344 32.312 810 890 1010 1080 1160 1260 32 126.66 0.375 31.250 890 970 1100 1180 1270 1270 32 136.99 0.406 31.188 960 1050 1190 1280 1370 1480 32 147.64 0.438 31.124 1030 1130 1280 1380 1490 1600 32 157.94 0.469 31.062 1110 1210 1370 1480 1580 1710 32 168.21 0.500 31.000 1180 1290 1460 1580 1690 1830 32 188.70 0.562 30.876 1330 1450 1640 1770 1900 2050 32 209.43 0.625 30.750 1480 1620 1830 1970 2110 2290 32 230.08 0.688 30.624 1630 1780 2010 2170 2320 2520 32 250.31 0.750 30.500 1770 1940 2190 2360 2530 2740 32 270.47 0.812 30.376 1920 2100 2380 2560 2740 2970 32 290.86 0.875 30.250 2070 2260 2560 2760 2950 3000 32 311.17 0.938 30.124 2220 2430 2740 2950 3000 3000 32 331.08 1.000 30.000 2360 2590 2920 3000 3000 3000

*34 90.11 0.250 33.500 560 610 690 740 790 880*34 101.19 0.281 33.438 620 680 770 830 890 970 34 112.25 0.312 33.376 690 760 860 920 990 1070 34 123.65 0.344 33.312 760 840 950 1020 1090 1180 34 134.67 0.375 33.250 830 910 1030 1110 1190 1290

Page 67: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Sistemas de transporte de petróleo por tubería 67

Continúa C.04.i.4

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10Tamaño,diámetroexterior

Peso Espesorde pared

Diámetrointerior Presión de prueba, alternada lb / pulg2 Min.

Dpulg

ωpe

lb por piet

pulgd

pulgGradox 42

Gradox 46

Gradox 52

Gradox 56

Gradox 60

Gradox 65

34 145.67 0.406 33.188 900 990 1120 1200 1290 1400 34 157.00 0.438 33.124 970 1070 1210 1300 1390 1510 34 167.95 0.469 33.062 1040 1140 1290 1390 1490 1610 34 178.89 0.500 33.000 1110 1220 1380 1480 1590 1720 34 200.70 0.562 32.876 1250 1370 1550 1670 1790 1930 34 222.78 0.625 32.750 1390 1520 1720 1850 1990 2150 34 244.77 0.688 32.624 1530 1680 1890 2040 2190 2370 34 266.33 0.750 32.500 1670 1830 2060 2220 2330 2580 34 287.81 0.812 32.376 1810 1980 2240 2410 2580 2790 34 309.55 0.875 32.250 1950 2130 2410 2590 2780 3000 34 331.21 0.938 32.124 2090 2280 2580 2780 2980 3000 34 352.44 1.000 32.000 2220 2440 2750 2960 3000 3000

*36 95.45 0.250 35.500 520 580 650 700 750 810*36 107.20 0.281 35.438 590 650 780 790 840 910 36 118.92 0.312 35.376 660 720 810 870 940 1010 36 131.00 0.344 35.312 720 790 890 960 1030 1120 36 142.68 0.375 35.250 790 860 980 1050 1120 1220 36 154.34 0.406 35.188 850 930 1060 1140 1220 1320 36 166.35 0.438 35.124 920 1010 1140 1230 1310 1420 36 177.97 0.469 35.062 980 1080 1220 1310 1410 1520 36 189.57 0.500 35.000 1050 1150 1300 1400 1500 1620 36 212.70 0.562 34.876 1180 1290 1460 1570 1690 1830 36 236.13 0.625 34.750 1310 1440 1620 1750 1880 2030 36 259.47 0.688 34.624 1440 1580 1790 1930 2060 2240 36 282.35 0.750 34.500 1580 1720 1950 2100 2250 2440 36 305.16 0.812 34.376 1710 1870 2110 2270 2440 2640 36 328.24 0.875 34.250 1840 2010 2280 2450 2620 2840 36 351.25 0.938 34.124 1970 2160 2440 2630 2810 3000 36 373.80 1.000 34.000 2100 2300 2600 2800 3000 3000

38 125.58 0.312 37.376 620 680 770 830 890 980 38 138.35 0.344 37.312 680 750 850 910 980 1060 38 150.69 0.375 37.250 750 820 920 990 1070 1150 38 163.01 0.406 37.188 810 880 1000 1080 1150 1250 38 175.71 0.438 37.124 870 950 1080 1160 1240 1350 38 187.99 0.469 37.062 930 1020 1160 1240 1330 1440 38 200.25 0.500 37.000 990 1090 1230 1330 1420 1540 38 224.71 0.562 36.876 1120 1220 1380 1490 1600 1730 38 249.48 0.625 36.750 1240 1360 1540 1560 1780 1920 38 274.16 0.688 36.624 1370 1500 1690 1830 1960 2120 38 298.37 0.750 36.500 1490 1630 1850 1990 2130 2310 38 322.50 0.812 36.376 1620 1770 2000 2150 2310 2500 38 346.93 0.875 36.250 1740 1910 2160 2320 2490 2690 38 371.28 0.938 36.124 1870 2040 2310 2490 2670 2890 38 395.16 1.000 36.000 1990 2180 2460 2650 2840 3000

40 132.25 0.312 39.376 590 650 730 790 840 910 40 145.69 0.344 39.312 650 710 800 870 930 1010 40 158.70 0.375 39.250 710 780 880 940 1010 1100 40 171.68 0.406 39.188 770 840 950 1020 1100 1190 40 185.06 0.438 39.124 830 910 1020 1100 1180 1280 40 198.01 0.469 39.062 890 970 1100 1180 1270 1370 40 210.93 0.500 39.000 940 1040 1170 1260 1350 1480 40 236.71 0.562 38.876 1060 1160 1320 1420 1520 1640 40 262.83 0.625 38.750 1180 1290 1460 1580 1690 1830 40 288.86 0.688 38.624 1300 1420 1610 1730 1860 2010 40 314.39 0.750 38.500 1420 1550 1760 1890 2020 2190 40 339.84 0.812 38.376 1530 1680 1900 2050 2190 2380 40 365.62 0.875 38.250 1650 1810 2050 2200 2360 2560 40 391.32 0.938 38.124 1770 1940 2190 2360 2530 2740 40 416.52 1.000 38.000 1890 2070 2340 2520 2700 2920

Page 68: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Petróleos Mexicanos68

Continúa C.04.i.4

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10Tamaño,diámetroexterior

Peso Espesorde pared

Diámetrointerior Presión de prueba, alternada lb / pulg2 Min.

Dpulg

ωpe

lb por piet

pulgd

pulgGradox 42

Gradox 46

Gradox 52

Gradox 56

Gradox 60

Gradox 65

42 153.04 0.344 41.312 620 680 770 830 880 96042 166.71 0.375 41.250 680 740 840 900 960 104042 180.35 0.406 41.188 730 800 900 970 1040 113042 194.42 0.438 41.124 790 860 980 1050 1130 122042 208.03 0.469 41.062 840 920 1050 1130 1210 131042 221.61 0.500 41.000 900 990 1110 1200 1290 139042 248.72 0.562 40.876 1010 1110 1250 1350 1450 157042 276.18 0.625 40.750 1120 1230 1390 1500 1610 174042 303.55 0.688 40.624 1240 1360 1530 1650 1770 192042 330.41 0.750 40.500 1350 1480 1670 1800 1930 209042 357.19 0.812 40.376 1460 1600 1810 1950 2090 226042 384.31 0.875 40.250 1580 1720 1950 2100 2250 244042 411.35 0.938 40.124 1690 1850 2090 2250 2410 261042 437.88 1.000 40.000 1800 1970 2230 2400 2570 2790

44 160.39 0.344 43.312 590 650 730 790 840 91044 174.72 0.375 43.250 640 710 800 860 920 100044 189.03 0.406 43.188 700 760 860 930 1000 108044 203.78 0.438 43.124 750 820 930 1000 1080 116044 218.04 0.469 43.062 810 880 1000 1070 1150 125044 232.29 0.500 43.000 860 940 1060 1150 1230 133044 260.72 0.562 42.876 970 1060 1200 1290 1380 149044 289.53 0.625 42.750 1070 1180 1330 1430 1530 166044 318.25 0.688 42.624 1180 1290 1460 1580 1690 183044 366.43 0.750 42.500 1290 1410 1600 1720 1840 199044 374.53 0.812 42.376 1400 1530 1730 1860 1990 216044 403.00 0.875 42.250 1500 1650 1860 2000 2150 233044 431.39 0.938 42.124 1610 1770 2000 2150 2300 249044 459.24 1.000 42.000 1720 1880 2130 2290 2450 2660

46 167.74 0.344 42.312 570 620 700 750 810 87046 182.73 0.375 45.250 620 680 760 820 880 95046 197.70 0.406 45.188 670 730 830 890 950 103046 213.13 0.438 45.124 720 790 890 960 1030 111046 228.06 0.469 45.062 770 840 950 1030 1100 119046 242.97 0.500 45.000 820 900 1020 1100 1170 127046 272.73 0.562 44.876 920 1010 1140 1230 1320 143046 302.88 0.625 44.750 1030 1120 1270 1370 1470 159046 332.95 0.688 44.624 1130 1240 1400 1510 1620 175046 362.45 0.750 44.500 1230 1350 1530 1640 1760 191046 391.88 0.812 44.376 1330 1460 1650 1780 1910 207046 421.69 0.875 44.250 1440 1580 1780 1920 2050 223046 451.42 0.938 44.124 1540 1690 1910 2060 2200 239046 480.60 1.000 44.000 1640 1800 2030 2190 2350 2540

48 175.08 0.344 47.312 540 590 670 720 770 84048 190.74 0.375 47.250 590 650 730 790 840 91048 206.37 0.406 47.188 640 700 790 850 910 99048 222.49 0.438 47.124 690 760 850 920 990 107048 238.08 0.469 47.062 740 810 910 980 1060 114048 253.65 0.500 47.000 790 860 980 1050 1120 122048 284.73 0.562 46.876 890 970 1100 1180 1260 137048 316.23 0.625 46.750 980 1080 1220 1310 1410 152048 347.64 0.688 46.624 1080 1190 1340 1440 1550 168048 378.47 0.750 46.500 1180 1290 1460 1580 1690 183048 409.22 0.812 46.376 1280 1400 1580 1710 1830 198048 440.38 0.875 46.250 1380 1510 1710 1840 1970 213048 471.46 0.938 46.124 1480 1620 1830 1970 2110 229048 501.96 1.000 46.000 1580 1720 1950 2100 2250 2440

Page 69: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Sistemas de transporte de petróleo por tubería 69

C.04.i.5 [ TABLA 6.1.a.-API 5LX]PRESION DE PRUEBA ALTERNADA

1 2 3 4 5 6 7 8 9Tamaño,Diámetroexterior Peso

Espesorde pared Presión de prueba, alternada lb / pulg2 Min.

Dpulg

ωpe

lb por piet

pulgGradox 42

Gradox 46

Gradox 52

Gradox 56

Gradox 60

Gradox 65

*2 3/8 2.03 0.083 2200 2410 2730 2940 3000 3000*2 3/8 2.64 0.109 2890 3000 3000 3000 3000 3000*2 3/8 3.00 0.125 3000 3000 3000 3000 3000 3000*2 3/8 3.36 0.141 3000 3000 3000 3000 3000 3000 2 3/8 3.65 0.154 3000 3000 3000 3000 3000 3000 2 3/8 4.05 0.172 3000 3000 3000 3000 3000 3000 2 3/8 4.39 0.188 3000 3000 3000 3000 3000 3000 2 3/8 5.02 0.218 3000 3000 3000 3000 3000 3000 2 3/8 5.67 0.250 3000 3000 3000 3000 3000 3000 2 3/8 6.28 0.281 3000 3000 3000 3000 3000 3000 2 3/8 9.03 0.436 3000 3000 3000 3000 3000 3000

*2 7/8 2.47 0.083 1820 1990 2250 2430 2600 2810*2 7/8 3.22 0.109 2390 2620 2960 3000 3000 3000*2 7/8 3.67 0.125 2740 3000 3000 3000 3000 3000*2 7/8 4.12 0.141 3000 3000 3000 3000 3000 3000 2 7/8 4.53 0.156 3000 3000 3000 3000 3000 3000 2 7/8 4.97 0.172 3000 3000 3000 3000 3000 3000 2 7/8 5.40 0.188 3000 3000 3000 3000 3000 3000 2 7/8 5.79 0.203 3000 3000 3000 3000 3000 3000 2 7/8 6.13 0.216 3000 3000 3000 3000 3000 3000 2 7/8 7.01 0.250 3000 3000 3000 3000 3000 3000 2 7/8 7.66 0.276 3000 3000 3000 3000 3000 3000 2 7/8 13.69 0.552 3000 3000 3000 3000 3000 3000

*3 1/2 3.03 0.083 1490 1640 1850 1990 2130 2310*3 1/2 3.95 0.109 1960 2150 2430 2620 2800 3000*3 1/2 4.51 0.125 2250 2460 2790 3000 3000 3000*3 1/2 5.06 0.141 2540 2780 3000 3000 3000 3000*3 1/2 5.57 0.156 2810 3000 3000 3000 3000 3000 3 1/2 6.11 0.172 3000 3000 3000 3000 3000 3000 3 1/2 6.65 0.188 3000 3000 3000 3000 3000 3000 3 1/2 7.58 0.216 3000 3000 3000 3000 3000 3000 3 1/2 8.68 0.250 3000 3000 3000 3000 3000 3000 3 1/2 9.66 0.281 3000 3000 3000 3000 3000 3000 3 1/2 10.25 0.300 3000 3000 3000 3000 3000 3000 3 1/2 18.58 0.600 3000 3000 3000 3000 3000 3000

*4 3.47 0.083 1310 1430 1620 1740 1870 2020*4 4.53 0.109 1720 1880 2130 2290 2450 2660*4 5.17 0.125 1970 2160 2440 2620 2810 3000*4 5.81 0.141 2220 2430 2750 2960 3000 3000*4 6.40 0.156 2460 2690 3000 3000 3000 3000 4 7.03 0.172 2710 2970 3000 3000 3000 3000 4 7.65 0.188 2960 3000 3000 3000 3000 3000 4 9.11 0.226 3000 3000 3000 3000 3000 3000 4 10.01 0.250 3000 3000 3000 3000 3000 3000 4 11.16 0.281 3000 3000 3000 3000 3000 3000 4 12.50 0.318 3000 3000 3000 3000 3000 3000

*4 1/2 3.92 0.083 1160 1270 1440 1550 1660 1800*4 1/2 5.84 0.125 1750 1920 2170 2330 2500 2710*4 1/2 6.56 0.141 1970 2160 2440 2630 2820 3000*4 1/2 7.24 0.156 2180 2390 2700 2910 3000 3000 4 1/2 7.95 0.172 2410 2640 2980 3000 3000 3000 4 1/2 8.66 0.188 2630 2880 3000 3000 3000 3000 4 1/2 9.32 0.203 2840 3000 3000 3000 3000 3000 4 1/2 10.01 0.219 3000 3000 3000 3000 3000 3000 4 1/2 10.79 0.237 3000 3000 3000 3000 3000 3000 4 1/2 11.35 0.250 3000 3000 3000 3000 3000 3000 4 1/2 12.66 0.281 3000 3000 3000 3000 3000 3000 4 1/2 13.96 0.312 3000 3000 3000 3000 3000 3000 4 1/2 14.98 0.337 3000 3000 3000 3000 3000 3000 4 1/2 19.00 0.438 3000 3000 3000 3000 3000 3000 4 1/2 22.51 0.531 3000 3000 3000 3000 3000 3000 4 1/2 27.54 0.674 3000 3000 3000 3000 3000 3000*Estos tamaños se consideran peso ligero especial. Los otros pesos se consideran peso regular.

Page 70: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Petróleos Mexicanos70

C.05 Accesorios de acero forjado para soldar a tope

C.05.a Definiciones.

C.05.a.1 Incluye las dimensiones, tolerancias para forjas de acero al carbono y acero dealeación en accesorios de tuberías para soldar a tope, como son: codos, tes,cruces, tubos para juntas de solapa, tapas y reducciones, debiendo cumplirademás todas las especificaciones ANSI B 16.9 las que pueden ser aplicadasen caso necesario.

C.05.a.2 No incluye accesorios soldables de acero inoxidable resistentes a la corrosión.Ver MSS SP 43.

C.05.b Materiales.

C.05.b.1 Los materiales para la fabricación de accesorios de acero forjado deben estarde acuerdo con:ASTM A 234 conexiones soldables de acero al carbono y aleaciones ferríticasde acero, forjadas de fábrica.

C.05.b.2 Los accesorios para tubería deben ser diseñados para una clasificación depresión, la cual puede ser calculada como para tubo recto sin costura.

C.05.c Dimensiones.

C.05.c.1 Las dimensiones de los extremos biselados para soldar a tope, de losaccesorios para tuberías, deben cumplir con C.05.e.1.-FIG. 1.-ANSI B 16.9. Entablas subsecuentes se encuentran las dimensiones de todos los accesoriossoldables.

C.05.d Marcas.

C.05.d.1 Cada accesorio de tubería debe tener una marca permanente con los siguientesdatos:Nombre de fábrica.Material. Utilizar los símbolos del grado de la especificación del material.Número de cédula o espesor nominal de pared.Dimensión del diámetro o diámetros si es reducción.

C.05.d.2 Deberá verificarse que las marcas no sean lo suficientemente profundas comopara causar grietas y no deben reducir el espesor de pared abajo del mínimopermitido.

C.05.e Figuras y Tablas.

Page 71: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Sistemas de transporte de petróleo por tubería 71

C.05.e.1 [[ FIG. 1.-ANSI B 16.9]]

BISELES EN ACCESORIOS SOLDABLES PARA TUBERIAS

(a) (b)

(a) Bisel plano(b) Bisel compuesto

Espesor nominalde pared. Preparación del extremo

Menor que X*Corte a escuadra oligero bisel

X* a 7/8 inclinaciónBisel plano como se mues-tra en el dibujo (a)

Mayor de 7/8Bisel plano como se mues-tra en el dibujo (b)

*X = 3/16 pulg. para acero al carbono, aleaciones férricas de acero ode hierro forjado, 1/8 de pulgada, para aleaciones austeníticas de acero.

RAD

37 ½° ± 2 1/2°

cara de la raíz

1/16 ± 1/32

10° ± 1°

3/4

t>7/8

37 1/2° ± 2 1/2°

t=7/8 MAX

1/16 ± 1/32

cara de la raíz

Page 72: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Petróleos Mexicanos72

C.05.e.1 [[ TABLA 1.-ANSI B 16.9 ]]

TOLERANCIAS

Todos los accesorios

Codosde90º45º

y Tes

Reduccionesy extremosdel tubo de

junta desolapa

Retorno 180° Cachucha Tubo para la bridajunta de solapa

Diámetronominaldel tubo

Diámetro exteriordel bisel

Diámetrointerior enel extremo

Espesorde pared

Centro alextremo

DimensionesA, B, C, M

Longitud

F. H

Centro acentro

DimensiónO

Lomo ala cara

DimensiónK

Alineamientode los

extremos

U

Longitud

E

Diámetroexterior dela solapa

G

Espesor de laSolapa

T

Radioentre

solapay tubo

R

Diámetroexteriordel barril

1/2 to 2 1/2

3 to 3 1/2

4

+1/16- 1/32

± 1/16

± 1/16

± 1/32

± 1/16

± 1/16

± 1/16

± 1/16

± 1/16

± 1/16

± 1/16

± 1/16

± 1/4

± 1/4

± 1/4

± 1/4

± 1/4

± 1/4

± 1/32

± 1/32

± 1/32

± 1/3

± 1/8

± 1/8

+0-1/32

+0-1/32

+0-1/32

+1/16-0

+1/16-0

+1/16-0

+0-1/32

+0-1/32

+0-1/16

ll

5 to 8

10 to 18

20 to 24

+3/32- 1/16

+3/32- 1/8

+1/4- 3/16

± 1/16

± 1/8

± 1/16

± 1/16

± 3/32

± 3/32

± 1/16

± 3/32

± 3/32

± 1/4

± 2/8

± 2/8

± 1/4

± 1/4

± 1/4

± 1/32

± 1/16

± 1/16

± 1/4

± 1/4

± 1/4

+0-1/32

+0-1/16

+0-1/16

+1/16-0

+1/16-0

+1/16-0

+0-1/16

+0-1/16

+0-1/16

DiámetroAngulosidad total

nominaldel tubo Del ángulo

QDel plano

P

1/2 to 4 1/32 1/16

5 to 8

10 to 12

14 to 16

1/16

3/32

3/32

1/8

3/16

1/4

18

20 to 241/8

1/8

1/4

3/8

* No menos de 87.5 % del espesor de pared** Ver C.05.e.7.- TABLA 7, para dimensiones y límites. Dimensiones en pulgadas.

QQ

P

Page 73: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Sistemas de transporte de petróleo por tubería 73

C.05.e.2 [[ TABLA 2.-ANSI B 16.9 ]]

DIMENSIONES DE CODOS RADIO LARGO

Diámetro DiámetroCentro a extremo

nominaldel tubo

exteriordel bisel Codo

de 90ºA

Codode 45º

B

1/2 3/4 1 1 1/4 1 1/2

2 2 1/2 3 3 1/2 4

5 6 81012

141618202224

0.8401.0501.3151.6601.900

2.3752.8753.5004.0004.500

5.5636.6258.62510.75012.750

14.00016.00018.00020.00022.00024.000

1 1/2 1 1/8 1 1/2 1 7/8 2 1/4

3 3 3/4 4 1/2 5 1/4 6

7 1/2 9121518

212427303336

5/8 7/16 7/8 1 1 1/8

1 3/8 1 3/4 2 2 1/4 2 1/2

3 1/8 3 3/4 5 6 1/4 7 1/2

8 3/41011 1/412 1/213 1/215

Dimensiones en pulgadas

A

B

A

B

Page 74: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Petróleos Mexicanos74

C.05.e.3 [[ TABLA 3.-ANSI B 16.9 ]]

DIMENSIONES DE CODOS REDUCCION RADIO LARGO

TamañoDiámetro exterior

del bisel Centro TamañoDiámetro exterior

del bisel Centronominal Extremo

grandeExtremo

chicoa centro

Anominal Extremo

grandeExtremo

chicoa centro

A

2 X 1 1/22 X 1 1/42 X 1

2 1/2 X 22 1/2 X 1 1/22 1/2 X 1 1/4

3 X 2 1/23 X 23 X 1 1/2

3 1/2 X 33 1/2 X 2 1/23 1/2 X 2

4 X 3 1/24 X 34 X 2 1/24 X 2

5 X 45 X 3 1/25 X 35 X 2 1/2

6 X 56 X 46 X 3 1/26 X 3

8 X 68 X 58 X 4

2.3752.3752.375

2.8752.8752.875

3.5003.5003.500

4.0004.0004.000

4.5004.5004.5004.500

5.5635.5635.5635.563

6.6256.6256.6256.625

8.6258.6258.625

1.9001.6601.315

2.3751.9001.660

2.8752.3751.900

3.5002.8752.375

4.0003.5002.8752.375

4.5004.0003.5002.875

5.5634.5004.0003.500

6.6255.5634.500

333

3 1/43 1/43 1/4

4 1/24 1/24 1/2

5 1/45 1/45 1/4

6666

7 1/27 1/27 1/27 1/2

9999

121212

10 X 810 X 610 X 5

12 X 1012 X 812 X 6

14 X 1214 X 1014 X 8

16 X 1416 X 1216 X 10

18 X 1618 X 1418 X 1218 X 10

20 X 1820 X 1620 X 1420 X 1220 X 10

24 X 2224 X 2024 X 1824 X 1624 X 1424 X 12

10.75010.75010.750

12.75012.75012.750

14.00014.00014.000

16.00016.00016.000

18.00018.00018.00018.000

20.00020.00020.00020.00020.000

24.00024.00024.00024.00024.00024.000

8.625 6.625 5.563

10.750 8.625 6.625

12.75010.750 8.625

14.00012.75010.750

16.00014.00012.75010.750

18.00016.00014.00012.75010.750

22.00020.00018.00016.00014.00012.750

151515

181818

212121

242424

27272727

3030303030

363636363636

Dimensiones en pulgadas

A

A

Page 75: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Sistemas de transporte de petróleo por tubería 75

C.05.e.4 [[ TABLA 4.-ANSI B 16.9 ]]

DIMENSIONES DE RETORNOS RADIO LARGO

Diámetronominaldel tubo

Diámetroexteriordel bisel

Centroa centro

O

Lomo ala cara

K

1/2 3/4 1 1 1/4 1 1/2

2 2 1/2 3 3 1/2 4

5 6 81012

141618202224

0.8401.0501.3151.6601.900

2.3752.8753.5004.0004.500

5.5636.6258.625

10.75012.750

14.00016.00018.00020.00022.00024.000

3 2 1/2 3 3 3/4 4 1/2

6 7 1/2 910 1/212

1518243036

424854606672

1 7/81 11/162 3/162 3/43 1/4

4 3/165 3/166 1/47 1/48 1/4

10 5/1612 5/1616 5/1620 3/824 3/8

283236404448

U

A

K

A

OU

Page 76: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Petróleos Mexicanos76

C.05.e.5 [[ TABLA 5.-ANSI B 16.9 ]]

DIMENSIONES DE TES RECTAS Y CRUCES

Diámetro DiámetroCentro a extremo

nominaldel tubo

exteriordel bisel C M

1/2 3/4 1 1 1/4 1 1/2

2 2 1/2 3 3 1/2 4

5 6 81012

141618202224

0.8401.0501.3151.6601.900

2.3752.8753.5004.0004.500

5.5636.6258.625

10.75012.750

14.00016.00018.00020.00022.00024.000

11 1/81 1/21 7/82 1/4

2 1/2 33 3/83 3/44 1/8

4 7/85 5/8 78 1/2

10

11 1213 1/2 1516 1/2 17

11 1/81 1/21 7/82 1/4

2 1/2 33 3/83 3/44 1/8

4 7/85 5/8 78 1/2

10

11 1213 1/2 1516 1/2 17

Page 77: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Sistemas de transporte de petróleo por tubería 77

C.05.e.6 [[ TABLA 6.-ANSI B 16.9 ]]

DIMENSIONES DE TES REDUCCIONESY CRUCES REDUCCIONES

Diámetro nominalDiámetro exterior

del biselCentro al extremo

Diámetro nominalDiámetro exterior

del biselCentro al extremo

del tuboEn el curso

principalEn la

derivación

En elcurso

principalC

En laderivación

M*

del tubo En el cursoprincipal

En laderivación

En elcurso

principalC

En laderivación

M*

1/2 x 1/2 x 1/4 1/2 x 1/2 x 1/8 1/4 x 1/4 x 1/8 1/4 x 1/4 x 1/21 x 1 x 3/41 x 1 x 1/2

1 1/4 x 1 1/4 x 11 1/4 x 1 1/4 x 3/4

1 1/4 x 1 1/4 x 1/2

1 1/2 x 1 1/2 x 1 1/41 1/2 x 1 1/2 x 11 1/2 x 1 1/2 x 3/41 1/2 x 1 1/2 x 1/2

2 x 2 x 1 1/22 x 2 x 1 1/42 x 2 x 12 x 2 x 3/4

2 1/2 x 2 1/2 x 22 1/2 x 2 1/2 x 1 1/22 1/2 x 2 1/2 x 1 1/42 1/2 x 2 1/2 x 1

3 x 3 x 2 1/23 x 3 x 23 x 3 x 1 1/23 x 3 x 1 1/4

3 1/2 x 3 1/2 x 33 1/2 x 3 1/2 x 2 1/23 1/2 x 3 1/2 x 23 1/2 x 3 1/2 x 1 1/2

4 x 4 x 3 1/24 x 4 x 34 x 4 x 2 1/24 x 4 x 24 x 4 x 1 1/2

5 x 5 x 45 x 5 x 3 1/25 x 5 x 35 x 5 x 2 1/25 x 5 x 2

6 x 6 x 56 x 6 x 46 x 6 x 3 1/26 x 6 x 36 x 6 x 2 1/2

0.8400.8401.0501.0501.3151.315

1.6601.6601.660

1.9001.9001.9001.900

2.3752.3752.3752.375

2.8752.8752.8752.875

3.5003.5003.5003.500

4.0004.0004.0004.000

4.5004.5004.5004.5004.500

5.5635.5635.5635.5635.563

6.6256.6256.6256.6256.625

0.5400.6750.6750.8401.0500.840

1.3151.0500.840

1.6601.3151.0500.840

1.9001.6601.3151.050

2.3751.9001.6601.315

2.8752.3751.9001.660

3.5002.8752.3751.900

4.0003.5002.8752.3751.900

4.5004.0003.5002.8752.375

5.5634.5004.0003.5002.875

111 1/81 1/81 1/21 1/2

1 7/81 7/81 7/8

2 1/42 1/42 1/42 1/4

2 1/22 1/22 1/22 1/2

3333

3 1/83 1/83 1/83 1/8

3 3/43 3/43 3/43 3/4

4 1/24 1/24 1/24 1/24 1/2

4 7/84 7/84 7/84 7/84 7/8

5 5/85 5/85 5/85 5/85 5/8

111 1/81 1/81 1/21 1/2

1 7/81 7/81 7/8

2 1/42 1/42 1/42 1/4

2 3/82 1/421 3/4

2 3/42 3/82 1/22 1/4

3 1/432 7/82 3/4

3 5/83 1/23 1/43 1/8

43 7/83 3/43 1/23 2/8

4 5/84 1/24 3/84 1/44 1/8

5 3/85 1/854 7/84 3/4

8 x 8 x 6 8 x 8 x 5 8 x 8 x 4 8 x 8 x 3 1/2

10 x 10 x 810 x 10 x 610 x 10 x 510 x 10 x 4

12 x 12 x 1012 x 12 x 812 x 12 x 612 x 12 x 5

14 x 14 x 1214 x 14 x 1014 x 14 x 814 x 14 x 6

16 x 16 x 1416 x 16 x 1216 x 16 x 1016 x 16 x 816 x 16 x 6

18 x 18 x 1618 x 18 x 1418 x 18 x 1218 x 18 x 1018 x 18 x 8

20 x 20 x 1820 x 20 x 1620 x 20 x 1420 x 20 x 1220 x 20 x 1020 x 20 x 8

22 x 22 x 2022 x 22 x 1822 x 22 x 1622 x 22 x 1422 x 22 x 1222 x 22 x 10

24 x 24 x 2224 x 24 x 2024 x 24 x 1824 x 24 x 1624 x 24 x 1424 x 24 x 1224 x 24 x 10

8.6258.6258.6258.625

10.75010.75010.75010.750

12.75012.75012.75012.750

14.00014.00014.00014.000

16.00016.00016.00016.00016.000

18.00018.00018.00018.00018.000

20.00020.00020.00020.00020.00020.000

22.00022.00022.00022.00022.00022.000

24.00024.00024.00024.00024.00024.00024.000

6.6255.5634.5004.000

8.6256.6255.5634.500

10.7508.6256.6255.563

12.75010.7508.6256.625

14.00012.75010.7508.6256.625

16.00014.00012.75010.7508.625

18.00016.00014.00012.75010.7508.625

20.00018.00016.00014.00012.75010.750

22.00020.00018.00016.00014.00012.75010.750

7 7 7 7

8 1/2 8 1/2 8 1/2 8 1/2

10101010

11111111

1212121212

13 1/213 1/213 1/213 1/213 1/2

151515151515

16 1/216 1/216 1/216 1/216 1/216 1/2

17171717171717

6 5/8 6 3/8 6 1/8 6

8 7 5/8 7 1/2 7 1/4

9 1/2 9 8 5/8 8 1/2

10 3/810 1/2 9 1/4 9 1/2

1211 3/811 1/210 1/410 1/8

131312 5/812 1/811 3/4

14 1/2141413 3/813 1/812 3/4

1615 1/2151514 5/814 1/8

171716 ½161615 5/815 1/8

Dimensiones en pulgadas*M No es obligatoria

Page 78: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Petróleos Mexicanos78

C.05.e.7 [[ TABLA 7.-ANSI B 16.9 ]]DIMENSIONES DE LOS TUBOSPARA LAS JUNTAS DE BRIDA

TIPO SOLAPA

C.05.e.8 [[ TABLA 8.-ANSI B 16.9 ]]DIMENSIONES DE LAS

CACHUCHAS

Diámetronominaldel tubo

Diámetroexteriordel bisel

LongitudRadioentre

solapa ytubo

Diámetroexterior dela solapa

Diámetro exteriordel barril

Diámetronominaldel tubo

Diámetroexterior del bisel Longitud

Espesor depared

límite parala longitud E

Longitud

F R G máx. mín. E E 1/2 3/4 1 1 1/4 1 1/2

2 2 1/2 3 3 1/2 4

5 6 81012

141618202224

0.8401.0501.3151.6601.900

2.3752.8753.5004.0004.500

5.5636.6258.62510.75012.750

14.00016.00018.00020.00022.00024.000

3 3 4 4 4

6 6 6 6 6

8 8 81010

121212121212

1/21/31/83/161/4

5/163/161/82/87/16

7/161/21/21/21/2

1/21/21/21/21/21/2

1 2/8 1 11/24 2 2 1/2 2 1/8

3 6/8 4 1/8 5 5 1/2 6 3/16

7 3/16 8 1/2 10 1/8 12 3/4 15

16 1/4 18 1/2 21 23 25 1/4 27 1/4

.896 1.106 1.376 1.716 1.966

2.456 2.966 3.596 4.096 4.593

5.683 6.743 8.743 10.913 12.913

14.170 16.180 18.190 20.240 22.240 24.240

.809 1.019 1.284 1.629 1.869

2.344 2.844 3.469 3.969 4.469

5.532 6.594 8.594 10.719 12.719

13.969 15.969 17.969 19.969 21.969 23.969

1/2 1/4 1 1 1/4 1 1/2

2 2 1/2 3 3 1/2 4

5 6 81012

141618202224

0.8401.0501.3151.6601.900

2.3752.8753.5004.0004.500

5.5636.6258.62510.75012.750

14.00016.00018.00020.00022.00024.000

1 1 1 1/2 1 1/2 1 1/2

1 1/2 1 1/2 2 2 1/2 2 1/2

3 3 1/2 4 5 6

6 1/2 7 8 9 10 10 1/2

0.1470.1540.1790.1910.200

0.2180.2760.3000.3180.337

0.3750.4320.5000.5000.500

0.5000.5000.5000.5000.5000.500

1 1 1 1/2 1 1/2 1 1/2

1 3/4 2 2 1/2 3 3

3 1/2 4 5 6 7

7 1/2 8 9 10 10 12

Dimensiones en pulgadas Dimensiones en pulgadas

–– El espesor mínimo de la solapa “T” de- La forma de esta cachucha debe ser elip-be ser no menor que el espesor de pa- soidal y conforme a los requisitos del có-red del tubo. digo ASME.

–– Cuando se usen bridas de alta presión,es necesario incrementar la longitud deltubo, en 12.750 pulg diámetro exteriory mayores.

–– Las dimensiones R y G están de acuer-do al ANSI B 16.5.

–– Cuando sean empleadas caras junta deanillo, o de ranura y espiga, deben pro-veerse los espesores correspondientes aesos traslapes, así como incrementar esosvalores a la longitud básica “F”.

Esquina recta

R

T

R

G

FE1

E

OR

Page 79: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Sistemas de transporte de petróleo por tubería 79

C.05.e.9 [[ TABLA 9.-ANSI B 16.9 ]]

DIMENSIONES DE REDUCCIONES

DiámetroDiámetro exterior

del bisel Extremo DiámetroDiámetro exterior

del bisel Extremonominaldel tubo

Extremogrande

Extremochico

aExtremo

H

nominaldel tubo

Extremogrande

Extremochico

aExtremo

H3/4 X 3/83/4 X 1/21 X 3/41 X 1/2

1 1/4 X 11 1/4X 3/41 1/4 X 1/2

1 1/2 X 1 1/41 1/2 X 11 1/2 X 3/41 1/2 X 1/2

2 X 1 1/22 X 1 1/42 X 12 X 3/4

2 1/2 X 22 1/2 X 1 1/22 1/2 X 1 1/42 1/2 X 1

3 X 2 1/23 X 23 X 1 1/23 X 1 1/4

3 1/2 X 33 1/2 X 2 1/23 1/2 X 23 1/2 X 1 1/23 1/2 X 1 1/4

4 X 6 1/24 X 34 X 2 1/24 X 24 X 1 1/2

5 X 45 X 3 1/25 X 35 X 2 1/25 X 2

1.0501.0501.3151.315

1.6601.6601.660

1.9001.9001.9001.900

2.3752.3752.3752.375

2.8752.8752.8752.875

3.5003.5003.5003.500

4.0004.0004.0004.0004.000

4.5004.5004.5004.5004.500

5.5635.5635.5635.5635.563

0.6750.8401.0500.840

1.3151.0500.840

1.6601.3151.0500.840

1.9001.6601.3151.050

2.3751.9001.6601.315

2.8752.3751.9001.660

3.5002.8752.3751.9001.660

4.0003.5002.8752.3751.900

4.5004.0003.5002.8752.375

1 1/21 1/222

222

2 1/22 1/22 1/22 1/2

3333

3 1/23 1/23 1/23 1/2

3 1/23 1/23 1/23 1/2

44444

44444

55555

6 X 56 X 46 X 3 1/26 X 36 X 2 1/2

8 X 68 X 58 X 48 X 3 1/2

10 X 810 X 610 X 510 X 4

12 X 1012 X 812 X 612 X 5

14 X 1214 X 1014 X 814 X 6

16 X 1416 X 1216 X 1016 X 8

18 X 1618 X 1418 X 1218 X 10

20 X 1820 X 1620 X 1420 X 12

22 X 2022 X 1822 X 1622 X 14

24 X 22

6.625 6.625 6.625 6.625 6.625

8.625 8.625 8.625 8.625

10.75010.75010.75010.750

12.75012.75012.75012.750

14.00014.00014.00014.000

16.00016.00016.00016.000

18.00018.00018.00018.000

20.00020.00020.00020.000

22.00022.00022.00022.000

24.000

5.563 4.500 4.000 3.500 2.875

6.625 5.563 4.500 4.000

8.625 6.625 5.563 4.500

10.750 8.625 6.625 5.563

12.75010.750 8.625 6.625

14.00012.75010.750 8.625

16.00014.00012.75010.750

18.00016.00014.00012.750

20.00018.00016.00014.000

22.000

5 1/25 1/25 1/25 1/25 1/2

6666

7777

8888

13131313

14141414

15151515

20202020

20202020

2024 X 2024 X 1824 X 16

24.00024.00024.000

20.00018.00016.000

202020

Dimensiones en pulgadas

H H

Page 80: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Petróleos Mexicanos80

C.06 Accesorios de extremos para soldar, forjados alta prueba

C.06.a Definiciones

C.06.a.1 Los accesorios de extremos para soldar, forjados, alta prueba, MSS SP 75,hechos en fábrica, con soldadura o sin soldadura longitudinal, de acero alcarbono, y de acero baja aleación son los que se pueden usar en los sistemasde transporte de petróleo, o en los sistemas de transporte de gas natural ydistribución, por tubería, incluso en las estaciones de impulsión, medición yregulación en líneas principales.

C.06.a.2 Las especificaciones de alta prueba deben ser aplicadas a los accesorios de 16pulg, diámetro exterior y mayores.

C.06.a.3 Los accesorios menores de 16 pulg, diámetro nominal, deben cumplir lasespecificaciones dimensionales del ANSI B 16.9 cuando así sean pedidos, ycumplirán además con los requisitos de composición química del MSS SP 75,así como con las propiedades de tensión y ductilidad y con el tratamientotérmico y pruebas de doblado.

C.06.a.4 Los accesorios de extremos soldables son los accesorios soldables a tope talescomo codos, segmentos de codos, retornos doblados, cachuchas, tes,cabezales de una o varias salidas, reducciones, cruces, laterales, extensionessoldadas de fábrica y secciones de transición.

C.06.b Clasificación presión - temperatura

C.06.b.1 La clasificación de presión temperatura puede tomarse según C.07.c.4.-TABLA2.-ANSI B 16.5 o bien considerar los esfuerzos resistentes sin afectación portemperatura, de acuerdo con las indicaciones del ANSI B 31.4.

C.06.c Prueba hidrostática.

C.06.c.1 Todos los accesorios están diseñados para resistir una prueba hidrostática decampo, después de instalados, a un nivel de presión equivalente a la requeridapara desarrollar un esfuerzo tangencial igual al límite elástico mínimoespecificado del tubo de grado equivalente, y un espesor de pared basado en lafórmula de Barlow sin que se presenten fallas, fugas u obstáculos para elservicio.

Page 81: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Sistemas de transporte de petróleo por tubería 81

PSt

D=

2S = Límite elástico mínimo especificado del material del tubo.t = Espesor de pared del tubo.D = Diámetro exterior del tubo.P = Presión lb/pulg2

C.06.c.2 La resistencia a la rotura por presión interna es igual a la de un tuboequivalente, con eficiencia de junta igual a 1.

C.06.c.3 No se requiere prueba hidrostática de fábrica para estos accesorios.

C.06.d Materiales

C.06.d.1 El acero debe ser procesado en hogar abierto, oxígeno básico, u hornoeléctrico, que responda al tratamiento térmico, y debe ser apropiado parasoldarse en el campo a otros accesorios y a tubos manufacturados segúnespecificaciones ASTM A: 53,106,381 y API Spec 5L y 5LX.

C.06.d.2 Prueba de agrietamiento para soldadura de las costuras longitudinales.I. Dimensión del espécimen 2 x 3 pulg, 5 x 7.5 cm cortado a lo largo del rolado,y limpiado con chorro de arena a presión.II. Depositar un cordón de 1 1/2 pulg, 3.8 cm de largo sobre el espécimensegún se muestra en la figura.III. Depósito hecho con electrodo E 6010 de 1/8 pulg, 3.18 mm, con unacorriente de 100 amperes y 24 a 26 volts, a una velocidad de 25 cm por minuto.IV. Pretemperatura. Enfriar o calentar a 100°F, 38°C.V. Post - tratamiento. Mantener el espécimen durante 24 h±1/2 h en un local a100°F, 38°C.VI. Examen. Cortar con segueta por el centro del cordón de la soldadura ypreparar la superficie cortada usando una piedra de amolar No. 240, húmeda.Inspeccionar utilizando el método de partículas magnéticas húmedasfluorescentes. Medir la longitud de las grietas y expresarlo en % de la longituddel cordón soldado. Un promedio de 50 % de grietas o menos en un promediode 10 especímenes a la temperatura especificada se considera aceptable parasoldar.Para mayores detalles del procedimiento de prueba ver ASTM E - 138 - 63 “WetMagnetic Particle Inspection”.

Page 82: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Petróleos Mexicanos82

C.06.d.3 Como referencia se proporciona la composición química C.06.h. 1.-TABLA 1.-MSS SP 75, y las propiedades de tensión C.06.h. 2.—TABLA 2.-MSS SP 75,del material de los accesorios, siendo su tratamiento térmico por: relevado deesfuerzo, normalizado templado, templado y revenido.

C.06.e Especificaciones dimensionales.

C.06.e.1 Uno de los principios de norma de los accesorios, es mantener una posición fijade los extremos soldables con referencia al centro de línea del accesorio. Lasdimensiones de los accesorios se encuentran más adelante, así como sustolerancias.

C.06.e.2 Se permite que el espesor de pared mínimo tenga 0.01 pulg, 0.25 mm menosque el espesor nominal especificado en el extremo biselado, excepto que estánpermitidas reducciones aisladas discontinuas en el cuerpo del accesorio que notengan más de 6.5 % del espesor nominal.

C.06.e.3 La cara extrema y el biselado del accesorio debe estar de acuerdo con C.06.h.4.-FIG. 1.-MSSP SP 75 para espesores de pared de 3/4 pulg, 19 mm, o menos,y para espesores mayores debe ser según la C.06.h. 5.-FIG. 2.-MSSP SP 75.La cara extrema del accesorio debe ser maquinada plana y no debe variar delplano más de 1/32 pulg, 0.8 mm en cualquier punto.

C.06.e.4 Cuando el maquinado del espesor de un accesorio excede a otro con el que seva a soldar, la transición deberá hacerse de acuerdo con los detalles dados enC.06.h. 6.-FIG. 3.-MSS SP 75.

3.8 cm

Page 83: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Sistemas de transporte de petróleo por tubería 83

C.06.e.5 El extremo de un accesorio debe ser cortado a escuadra con su eje longitudinalde acuerdo con las tolerancias de la C.06.h. 3.-TABLA 3.-MSS SP. 75.

C.06.e.6 Cuando haya que soldar extensiones o transiciones a los accesorios en untaller, el conjunto deberá ser tratado térmicamente después de soldado, deacuerdo con los requisitos del código ASME sección VIII.

C.06.e.7 Todas las salidas de 2 pulg, diámetro nominal, 2 3/8 pulg, diámetro exterior ymayores en accesorios, deben ser del tipo integral, y el extremo de la salidadebe ser igual que la del tubo o accesorio a que se va a unir.

C.06.f Especificaciones de calidad.

C.06.f.1 Los accesorios deben tener un buen acabado y estar libres de defectos defabricación y daños de transporte.

C.06.f.2 Los defectos o daños que hacen que un accesorio sea inadmisible para laconstrucción son aquellos que tengan una profundidad mayor de 6.5 % delespesor de pared nominal. Los defectos por soldadura son inadmisibles cuandosu profundidad excede de 33.3 % del espesor de pared nominal o la longitud dela reparación excede de 25 % del diámetro interior.

C.06.f.3 Los accesorios de alta prueba son inspeccionados en fábrica y pasan pruebasradiográficas o de ultrasonido y aun considerando que han sido rechazados losaccesorios con defectos inadmisibles, es necesario inspeccionar estas piezasen obra, rechazando aquellos que tengan los defectos o daños descritos ocualquiera otro que haga inapropiada su utilización.

C.06.g Marcas. Todos los accesorios deben ser claramente identificados con lossiguientes datos marcados en forma permanente sobre la superficie exterior delaccesorio.1. Nombre de fábrica.2. Espesor de pared.3. Grado.4. Identidad del código de tratamiento térmico.5. Diámetro nominal.6. Número de orden de compra (en stencil).

C.06.h. Figuras y Tablas

Page 84: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Petróleos Mexicanos84

C.06.h.1 [[ TABLA 1.-MSS SP 75 ]]

ANALISIS DE CANTIDADES MAXIMAS DE ELEMENTOSCOMPONENTES DE MATERIALES ACEPTADOS POR

NORMA

Elementos (% Máx.)

Carbono .30Manganeso 1.55Fósforo .12Azufre .06Cobre 1.50Níquel 1.00Silicio .35Cromo .25Molibdeno .25Vanadio .13Columbio .10

C.06.h.2 [[ TABLA 2.-MSS SP 75 ]]

REQUISITOS DE TENSION

Clase ySímbolo

Límite elásticomínimo

Mínima resistencia a la roturalb/pulg2

Elongación2 pulg

lb/pulg2 Espesor de0.375 pulgy menor

Espesor mayorde 0.375

pulg

WPHY-42

WPHY-46

WPHY-52

WPHY-60

WPHY-65

42,000

46,000

52,000

60,000

65,000

60,000

63,000

72,000

78,000

80,000

60,000

63,000

66,000

75,000

77,000

25

25

25

20

20

Page 85: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Sistemas de transporte de petróleo por tubería 85

C.06.h.3 [[ TABLA 3.-MSS SP 75 ]]

TOLERANCIAS EN ACCESORIOS

Diámetro Diámetro1 Espesor de Fuera de redondez2 Dimensiones del Reducciones Cachuchas Qnominaldel tubo

interior enel extremo

pared3

mínimoEn el ex-tremo delaccesorio

A lo largodel cuerpodel Codo4

centro al extre-mo en Tes y Co-dos de 90º y 45º

A, B, C, M,

longitudtotal

longitudtotal

Angularidad

Codos Otros 1 ½ R y Te 3R H E

16” - 24”

26” - 36”

38” - 48”

± 1/16

± 1/16

± 3/32

nominal

–– 010

1/8

3/16

1/4

1/8

1/8

1/8

2.5%

2.5%

2.5%

± 3/32

± 1/8

± 3/16

± 1/8

± 1/4

± 3/8

± 3/32

± 3/16

± 3/8

± 1/4

± 3/8

± 3/8

1/16

3/32

1/8

1 El diámetro en el extremo debe ser determinado por medición circunferencial y la tolerancia referida a variación deldiámetro interior calculado por la diferencia del diámetro exterior nominal menos 2 veces el espesor de pared nominal.

2 La tolerancia de fuera de redondez debe ser la diferencia entre el máximo y mínimo diámetro medidos en cualquiersección transversal.

3 La tolerancia en espesor de pared es de menos 0.010 pulg. excepto las reducciones separadas no continuas que estánpermitidas hasta 6.5% máximo. El exceso de espesor ya sea en el interior o en el exterior debe ser tratado segúnC.06.h.6.-FIG. 3.-MSS SP 75.

NOTA El diámetro exterior puede ser ahusado a un ángulo de 30º más allá del bisel de soldadura.

Page 86: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Petróleos Mexicanos86

C.06.h.4 [[ FIG. 1. MSS SP 75 ]] BISEL RECOMENDADOPARA ESPESORES DE PARED T DE 3/4, 0.75 PULG. O MENOSEN EL EXTREMO DEL ACCESORIO.

C.06.h.5 [[ FIG. 2. MSS SP 75 ]] BISEL RECOMENDADO PARAESPESORESDE PARED MAYORES DE 3/4 , 0.75 PULG.

C.06.h.6 [[ FIG. 3.-MSS SP 75 ]]

DISEÑOS ACEPTABLES PARA ESPESORESDE PARED DESIGUALES

Cuando el límite elástico mínimo especificado de la sección que va a ser unida, es desigual, el metaldepositado debe tener propiedades mecánicas, cuando menos iguales a aquellas de la sección que tenga lamayor resistencia, y el espesor tD debe ser cuando menos igual a t veces la relación del límite elástico mínimoespecial entre el tubo, y el accesorio.

* No es mínimo cuando los materiales a unir tenganlímite elástico igual.** Tolerancia ± 1 grado.

10° ± 1°

1/8 Radio ( min)

37 1/2° ± 2 1/2°

1/16 ±1/32

1/16 ±1/323/4

TT

- 0 °30° ** + 5°

30° MAX.14 MIN.(1:4)*

30° MAX.14 MIN.(1:4)*

30° MAX

.5t MAX

30° MAX

.5t MAX

.5t MAX30° MAX

30° MAX .5t MAX

tD

tD

tD

MIN.

MIN.

1″

1″

4° MIN. **

14° MIN.

**

t

Page 87: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Sistemas de transporte de petróleo por tubería 87

C.06.h.7.I [[ TABLA 4.-MSS SP 75 ]]

DIMENSIONES DE CODOS RADIO LARGO

Cruce de ejes centralesal extremo

Diámetronominaldel tubo

Diámetro exterioren el bisel

90ºcodo

A

45ºcodo

B

1618202224

26303436

384042444648

16.00018.00020.00022.00024.000

26.00030.00034.00036.000

38.00040.00042.00044.00046.00048.000

2427303336

39455454

576063666972

1011 - 1/412 - 1/213 - 1/215

1618 -1/22122 - 1/4

23 -5/824 - 7/82627 - 3/828 - 5/829 - 7/8

A

B

A

B

Page 88: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Petróleos Mexicanos88

C.06.h.7.II [[ TABLA 5.-MSS SP 75 ]]

DIMENSIONES DE CODOS 3R

Diámetro Diámetro Centro al extremonominaldel tubo

exterioren el bisel

Codo90º

Codo60º

Codo45º

Codo30º

1618202224

2630343638

4042444648

16.00018.00020.00022.00024.000

26.00030.00034.00036.00038.000

40.00042.00044.00046.00048.000

48 54 60 66 72

78 90102108114

120126132138144

27 - 11/1631 - 13/1634 - 5/838 - 1/841 - 5/8

455258 - 15/1662 - 15/1665 - 7/8

69 - 1/472 - 3/476 - 1/479 - 11/1683 - 3/16

19 - 7/822 - 3/824 - 7/827 - 5/1629 - 13/16

32 - 5/1637 - 1/442 - 1/444 - 11/1647 - 1/4

49 - 3/452 - 3/1654 - 11/1657 - 3/1659 - 11/16

12 - 7/814 - 7/1616 - 1/1617 - 11/1619 - 5/16

20 - 7/1624 - 1/1627 - 3/828 - 15/1630 - 9/16

32 - 3/1633 - 3/435 - 3/83738 - 5/8

Dimensiones en pulgadas

Page 89: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Sistemas de transporte de petróleo por tubería 89

C.06.h.8 [[ TABLA 6.-MSS SP 75 ]]

DIMENSIONES DE TES RECTAS

Diámetro Diámetro exteriorDel eje al extremo

en las bocasnominaldel tubo

en el biselC M

1618202224

2630343638

4042444648

16.00018.00020.00022.00024.000

26.00030.00034.00036.00038.000

40.00042.00044.00046.00048.000

1213 - 1/21516 - 1/217

19 - 1/2222526 - 1/228

29 - 1/2303233 - 1/235

1213 - 1/21516 - 1/217

19 - 1/2222526 - 1/228

29 - 1/2283031 - 1/233

* M No es obligatoria pero es recomendableDimensiones en pulgadas

M

Page 90: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Petróleos Mexicanos90

C.06.h.9 [[ TABLA 7.-MSS SP 75 ]]

DIMENSIONES DE TES REDUCCION

Diámetro nominalDiámetros exteriores

en el biselDel eje al extremo

de las bocasdel tubo

En la cabeza En la reducción C M

16 x 16 x 1416 x 16 x 1216 x 16 x 1016 x 16 x 816 x 16 x 6

18 x 18 x 1618 x 18 x 1418 x 18 x 1218 x 18 x 1018 x 18 x 8

20 x 20 x 1820 x 20 x 1620 x 20 x 1420 x 20 x 1220 x 20 x 1020 x 20 x 8

22 x 22 x 2022 x 22 x 1822 x 22 x 1622 x 22 x 1422 x 22 x 1222 x 22 x 10

16.00016.00016.00016.00016.000

18.00018.00018.00018.00018.000

20.00020.00020.00020.00020.00020.000

22.00022.00022.00022.00022.00022.000

14.00012.75010.750 8.625 6.625

16.00014.00012.75010.750 8.625

18.00016.00014.00012.75010.750 8.625

20.00018.00016.00014.00012.75010.750

1212121212

13 - 1/213 - 1/213 - 1/213 - 1/213 - 1/2

151515151515

16 - 1/216 - 1/216 - 1/216 - 1/216 - 1/216 - 1/2

1211 - 5/811 - 1/810 - 3/410 - 3/8

131312 - 5/812 - 1/811 - 3/4

14 - 1/2141413 - 5/813 - 1/812 - 3/4

1615 - 1/2151514 - 5/814 - 1/8

M

Page 91: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Sistemas de transporte de petróleo por tubería 91

Continúa C.06.h.9

Diámetro nominalDiámetros exteriores

en el biselDel eje al extremo

de las bocasdel tubo

En lacabeza

En lareducción

C M

24 x 24 x 2224 x 24 x 2024 x 24 x 1824 x 24 x 1624 x 24 x 1424 x 24 x 1224 x 24 x 10

26 x 26 x 2426 x 26 x 2226 x 26 x 2026 x 26 x 1826 x 26 x 1626 x 26 x 1426 x 26 x 12

30 x 30 x 2630 x 30 x 2430 x 30 x 2230 x 30 x 2030 x 30 x 1830 x 30 x 1630 x 30 x 1430 x 30 x 1230 x 30 x 10

34 x 34 x 3034 x 34 x 2634 x 34 x 2434 x 34 x 2234 x 34 x 2034 x 34 x 1834 x 34 x 16

36 x 36 x 3436 x 36 x 3036 x 36 x 2636 x 36 x 2436 x 36 x 2236 x 36 x 20

24.00024.00024.00024.00024.00024.00024.000

26.00026.00026.00026.00026.00026.00026.000

30.00030.00030.00030.00030.00030.00030.00030.00030.000

34.00034.00034.00034.00034.00034.00034.000

36.00036.00036.00036.00036.00036.000

22.00020.00018.00016.00014.00012.75010.750

24.00022.00020.00018.00016.00014.00012.750

26.00024.00022.00020.00018.00016.00014.00012.75010.750

30.00026.00024.00022.00020.00018.00016.000

34.00030.00026.00024.00022.00020.000

17171717171717

19 - 1/219 - 1/219 - 1/219 - 1/219 - 1/219 - 1/219 - 1/2

222222222222222222

25252525252525

26 - 1/226 - 1/226 - 1/226 - 1/226 - 1/226 - 1/2

171716 -1/2161615 - 5/815 - 1/8

1918 - 1/21817 - 1/2171716 - 5/8

21 - 1/22120 - 1/22019 - -1/2191918 - 5/818 - 1/8

2423 - 1/22322 - 1/22221 - 1/221

262524 - 1/22423 - 1/223

Page 92: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Petróleos Mexicanos92

Continúa C.06.h.9

Diámetro nominalDiámetros exteriores

en el biselDel eje al extremo

de las bocasdel tubo

En lacabeza

En lareducción

C M

36 x 36 x 1836 x 36 x 16

38 x 38 x 3638 x 38 x 3438 x 38 x 3238 x 38 x 3038 x 38 x 2638 x 38 x 2438 x 38 x 2238 x 38 x 2038 x 38 x 18

40 x 40 x 3840 x 40 x 3640 x 40 x 3440 x 40 x 3240 x 40 x 3040 x 40 x 2640 x 40 x 2440 x 40 x 2240 x 40 x 2040 x 40 x 18

42 x 42 x 3642 x 42 x3442 x 42 x 3242 x 42 x 3042 x 42 x 2842 x 42 x 2642 x 42 x 2442 x 42 x 2242 x 42 x 2042 x 42 x 1842 x 42 x 16

44 x 44 x 4244 x 44 x 4044 x 44 x 3844 x 44 x 3644 x 44 x 34

36.00036.000

38.00038.00038.00038.00038.00038.00038.00038.00038.000

40.00040.00040.00040.00040.00040.00040.00040.00040.00040.000

42.00042.00042.00042.00042.00042.00042.00042.00042.00042.00042.000

44.00044.00044.00044.00044.000

18.00016.000

36.00034.00032.00030.00026.00024.00022.00020.00018.000

38.00036.00034.00032.00030.00026.00024.00022.00020.00018.000

36.00034.00032.00030.00028.00026.00024.00022.00020.00018.00016.000

42.00040.00038.00036.00034.000

26 - 1/226 - 1/2

282828282828282828

29 - 1/229 - 1/229 - 1/229 - 1/229 - 1/229 - 1/229 - 1/229 - 1/229 - 1/229 - 1/2

3030303030303030303030

3232323232

22 - 1/222

2827 - 1/22726 - 1/225 - 1/22524 - 1/22423 - 1/2

29 - 1/22928 - 1/22827 - 1/226 - 1/22625 - 1/22524 - 1/2

2828282827 - 1/227 - 1/226262625 - 1/225

3029 - 1/22928 - 1/228 - 1/2

Page 93: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Sistemas de transporte de petróleo por tubería 93

Continúa C.06.h.9

Diámetro nominalDiámetros exteriores

en el biselDel eje al extremo

de las bocasdel tubo

En lacabeza

En lareducción

C M

44 x 44 x 3244 x 44 x 3044 x 44 x 2644 x 44 x 2444 x 44 x 2244 x 44 x 20

46 x 46 x 4446 x 46 x 4246 x 46 x 4046 x 46 x 3846 x 46 x 3646 x 46 x 3446 x 46 x 3246 x 46 x 3046 x 46 x 2646 x 46 x 2446 x 46 x 22

48 x 48 x 4648 x 48 x 4448 x 48 x 4248 x 48 x 4048 x 48 x 3848 x 48 x 3648 x 48 x 3448 x 48 x 3248 x 48 x 3048 x 48 x 2648 x 48 x 2448 x 48 x 22

44.00044.00044.00044.00044.00044.000

46.00046.00046.00046.00046.00046.00046.00046.00046.00046.00046.000

48.00048.00048.00048.00048.00048.00048.00048.00048.00048.00048.00048.000

32.00030.00026.00024.00022.00020.000

44.00042.00040.00038.00036.00034.00032.00030.00026.00024.00022.000

46.00044.00042.00040.00038.00036.00034.00032.00030.00026.00024.00022.000

323232323232

33 - 1/233 - 1/233 - 1/233 - 1/233 - 1/233 - 1/233 - 1/233 - 1/233 - 1/233 - 1/233 - 1/2

353535353535353535353535

282827 - 1/227 - 1/22727

31 - 1/23130 - 1/2303029 - 1/229 - 1/2292928 - 1/228 - 1/2

333332323131313130302929

La dimensión M, no es obligatoria pero es recomendableDimensiones en pulgadas

Page 94: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Petróleos Mexicanos94

C.06.h.10 [TABLA 8.-MSS SP 75 ]]

DIMENSIONES DE CACHUCHAS

Diámetronominaldel tubo

Diámetroexterior

en el bisel

Longitud

E

1618202224

2630343638

4042444648

16.00018.00020.00022.00024.000

26.00030.00034.00036.00038.000

40.00042.00044.00046.00048.000

7891010 - 1/2

10 - 1/210 - 1/210 - 1/210 - 1/212

121213 - 1/213 - 1/213 - 1/2

La forma de la cachucha debe ser elípsoidal de acuerdoa los requisitos del código ASME.

Dimensiones en pulgadas.

Page 95: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Sistemas de transporte de petróleo por tubería 95

C.06.h.11 [TABLA 9.-MSS SP 75 ]]

DIMENSIONES DE REDUCCIONES

DiámetroDiámetro exterior

en el bisel Extremonominaldel tubo Extremo

grandeExtremo

chico

a extremo

H16 x 1416 x 1216 x 1016 x 8

18 x 1618 x 1418 x 1218 x 10

20 x 1820 x 1620 x 1420 x 12

22 x 2022 x 1822 x 1622 x 14

24 x 2224 x 2024 x 1824 x 16

16.00016.00016.00016.000

18.00018.00018.00018.000

20.00020.00020.00020.000

22.00022.00022.00022.000

24.00024.00024.00024.000

14.00012.75010.750 8.625

16.00014.00012.75010.750

18.00016.00014.00012.750

20.00018.00016.00014.000

22.00020.00018.00016.000

14141414

15151515

20202020

20202020

20202020

Page 96: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Petróleos Mexicanos96

Continúa C.06.h.11

DiámetroDiámetro exterior

en el bisel Extremonominaldel tubo Extremo

grandeExtremo

chico

a extremo

H26 x 2426 x 2226 x 2026 x 18

30 x 2630 x 2430 x 20

34 x 3034 x 2634 x 24

36 x 3436 x 3036 x 2636 x 24

38 x 3638 x 3438 x 3238 x 3038 x 2638 x 2438 x 2238 x 20

40 x 3840 x 3640 x 3440 x 3240 x 3040 x 2640 x 2440 x 2240 x 20

42 x 3642 x 3442 x 3242 x 30

26.00026.00026.00026.000

30.00030.00030.000

34.00034.00034.000

36.00036.00036.00036.000

38.00038.00038.00038.00038.00038.00038.00038.000

40.00040.00040.00040.00040.00040.00040.00040.00040.000

42.00042.00042.00042.000

24.00022.00020.00018.000

26.00024.00020.000

30.00026.00024.000

34.00030.00026.00024.000

36.00034.00032.00030.00026.00024.00022.00020.000

38.00036.00034.00032.00030.00026.00024.00022.00020.000

36.00034.00032.00030.000

24242424

242424

242424

24242424

2424242424242424

242424242424242424

24242424

Page 97: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Sistemas de transporte de petróleo por tubería 97

Continúa C.06.h.11

DiámetroDiámetro exterior

en el bisel Extremonominaldel tubo Extremo

grandeExtremo

chico

a extremo

H42 x 2642 x 24

44 x 4244 x 4044 x 3844 x 3644 x 3444 x 3244 x 3044 x 2644 x 2444 x 22

46 x 4446 x 4246 x 4046 x 3846 x 3646 x 3446 x 3246 x 3046 x 2646 x 24

48 x 4648 x 4448 x 4248 x 4048 x 3848 x 3648 x 3448 x 3248 x 3048 x 2648 x 24

42.00042.000

44.00044.00044.00044.00044.00044.00044.00044.00044.00044.000

46.00046.00046.00046.00046.00046.00046.00046.00046.00046.000

48.00048.00048.00048.00048.00048.00048.00048.00048.00048.00048.000

26.00024.000

42.00040.00038.00036.00034.00032.00030.00026.00024.00022.000

44.00042.00040.00038.00036.00034.00032.00030.00026.00024.000

46.00044.00042.00040.00038.00036.00034.00032.00030.00026.00024.000

2424

24242424242424242424

28282828282828282828

2828282828282828282828

2424

24242424242424242424

28282828282828282828

2828282828282828282828

Dimensiones en pulgadas

Page 98: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Petróleos Mexicanos98

C.07 Bridas

C.07.a Definición.

C.07.a.1 Las bridas, accesorios bridados, los extremos de válvulas sean de brida o decuello soldable, empaquetaduras y espárragos, serán inspeccionados bajo loslineamientos se den en esta norma, en cuanto a sus dimensiones y a suclasificación presión temperatura según ANSI B 16.5, o bien según ANSI B 31.4que permite omitir esta clasificación y finalmente verificar los datos de materialesconsignados en el proyecto.

C.07.a.2 La designación de los diámetros de las bridas, corresponde al diámetro nominaldel tubo. Los accesorios cuando son de reducción deben ser designados por losdiámetros primero los mayores y después los menores. Las bridas reducción, sedesignan por los diámetros nominales de tubos, también de mayor a menor.

C.07.b Clasificación de presión.

C.07.b.1 Los productos mencionados están clasificados y se designan de acuerdo alANSI B 16.5 como sigue: 150 lb; 300 lb, 400 lb, 600 lb, 900 lb, 1500 lb y 2500 lb.La versión del ANSI B 16.5-1973, cambia la designación "lb" por "clase”: siendocomo sigue: Clase 150, 300, 400, 600, 900, 1500, 2500, respectivamente.

C.07.c Clasificación presión temperatura.

C.07.c.1 Queda con carácter optativo la aplicación de C.07.c.4.-TABLA 2.-ANSI B 16.5 dela clasificación de presión a diferentes temperaturas considerada como lamáxima presión permisible sin golpe de ariete a la temperatura correspondiente,o bien aplicar las presiones de la clasificación presión temperatura según ANSIB 31.4 que dice que no es necesario variar los esfuerzos resistentes de diseñopara el metal entre temperaturas de –20° y 250°F, –29° y 121°C en los sistemasde transporte de petróleo por tubería.

C.07.c.2 Para materiales contenidos en la tabla de “Clasificación Presión Temperatura",la clasificación de presión para un servicio de cualquier temperatura abajo–20°F, –29°C debe ser el mismo que el clasificado para –20°F, –29°C. Paramateriales de baja temperatura (ASTM A 350 y A 325) contenidos en la tablaC.02.-TABLA 423. 1.-ANSI B 31.4, la clasificación de presión abajo de –20°F,

Page 99: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Sistemas de transporte de petróleo por tubería 99

–29°C debe ser la misma que se muestra para acero al carbono, –20°F a 100°F,–29°C y 38°C, en la tabla de "Clasificación Presión Temperatura".

C.07.c.3 La temperatura correspondiente a la clasificación, debe ser la temperatura delmaterial de la estructura que soporta la presión. Al establecer la presión sesupone que la temperatura del material de la estructura que soporta la presión,es la temperatura del fluido que contiene.

Page 100: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Petróleos Mexicanos100

C.07.c.4 [[ TABLA 2.-ANSI B 16.5 ]]TABLA DE CLASIFICACION PRESION TEMPERATURA

MATERIALCLASIFICACION

PRESIONTEMPERATURA

TEMPERATURADE SERVICIO

EN ºF

Acero al carbono, Carbono molibdeno si-guientes proporciones: ½ y ½; 1 y ½; 1 ¼ y½; 2 y ½; 2 ¼ y 1; 3 y 1; 5 y ½; 5 y ½ y Si

9 y 1

304 347y

321

316 310 304L

316L

150 lb.- 20 a 100

150200250

275255240225

275 255 240 225

275 255 240 225

275 255 240 225

275 255 240 225

275 255 240 225

275 255 240 225

300 lb.-20 a 100

150200250

720710700690

615 585 550 520

720 710 700 690

720 710 700 690

720 710 700 690

515 510 505 465

515 515 515 495

400 lb.-20 a 100

150200250

960495930920

825 775 730 520

960 945 930 690

960 945 930 690

960 945 930 690

685 680 670 465

685 685 685 495

600 lb.-20 a 100

150200250

1440142014001380

1235116510951040

1440142014001380

1440142014001380

1440142014001380

103010201005 935

103010301030 990

900 lb.-20 a 100

150200250

2160213021002070

1850175016451565

2160213021002070

2160213021002070

2160213021002070

1545152515101400

1545154515451490

1500 lb.-20 a 100

150200250

3600355035003450

3085291527402605

3600355035003450

3600355035003450

3600355035003450

2570254525202335

2570257025702480

2500 lb.-20 a 100

150200250

6000591558302750

5145485545654340

6000591558305750

6000591558305750

6000591558305750

4285424042003895

4285428542854135

IMPORTANTE: En ANSI B 31.4/74 permite usar los esfuerzos resistentes del metal sin afectación porconcepto de variación de temperatura, entre -20ºF y 250ºF; -29ºC y 121ºC.

Page 101: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Sistemas de transporte de petróleo por tubería 101

C.07.d Materiales.

C.07.d.1 Los materiales de bridas de acero fundidas o forjadas aisladamente ointegradas a los accesorios o válvulas que pueden usarse en tuberíasde transporte están contenidas en la tabla C.02-TABLA 423.1.-ANSIB 31.4 y la tabla siguiente:

C.07.d.2 [[ TABLA 1.-ANSI B 16.5 ]ESPECIFICACIONES DE MATERIALES

ESPECIFICACION APLICABLE ASTM

CLASIFICACION FORJAS FUNDICIONA 105 Gr IA 105 Gr IIA 181 Gr IA 181 Gr II

A 216 Gr WCB

Acero al carbono (baja temp.)Carbono MolibdenoCarbono Molibdeno (baja temp.)1/2 Cr 1/2 Mo1 Cr 1/2 Mo1 1/4 Cr 1/2 Mo2 Cr 1/2 Mo2 1/4 Cr 1 Mo3 Cr 1 Mo5 Cr 1/2 Mo5 Cr 1/2 Mo Si9 Cr 1 MoTipo 304Tipo 304LTipo 310Tipo 347Tipo 321Tipo 316Tipo 316L2 Ni3 1/2 NiCr-Cu-Ni-AL Baja temp.9 Ni

A 350 Gr LF1 y LF2A 182 Gr F1

A 335 Gr P2*A 182 Gr F12A 182 Gr F11A 335 Gr P3bA 182 Gr F22A 335 Gr P21A 182 Gr F5aA 335 Gr P5bA 182 Gr F9A 182 Gr F304A 182 Gr 304LA 182 Gr F310A 182 Gr F347A 182 Gr F321A 182 Gr F316A 182 Gr 316L

A 350 Gr LF3A 350 Gr LF4A 522*

A 352 Gr LCBA 217 Gr WCIA 352 Gr LCIA 217 Gr WC4

A 217 Gr WC6

A 217 Gr WC9

A 217 Gr C5

A 217 Gr C12A 315 Gr CF8

A 351 Gr CF8C

A 351 Gr CF8M

A 352 Gr LC2A 352 Gr LC3

ESPARRAGOSTORNILLOS Y ESPARRAGOS TUERCAS

ASTM A 193ASTM A 307 Grado BASTM A 320ASTM A 354

1 ASTM A 194

2 ASTM A 307

* No está comprendido en C.02–– TABLA 423.1 ANSI B 31.41 ASTM A 325. Ver ANSI B 31.42 Puede usarse ANSI 150 lb y ANSI 300 lb. Ver ANSI B 31.4

Page 102: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Petróleos Mexicanos102

C.07.e Especificaciones de dimensiones y de calidad.

C.07.e.1 El diámetro interior de las bridas de cuello soldable corresponde al diámetrointerior del tubo de pared estándar.

C.07.e.2 Cuando se surtan bridas cara plana deberá surtirse con el espesor total de bridao bien con la cara realzada.

C.07.e.3 Las bridas ciegas pueden surtirse con o sin reborde o cubo.

C.07.e.4 El reborde o cubo de las brida puede ser cilíndrico o cónico.

C.07.e.5 Los ramales laterales en codos, tes, cruces, deben tener su centro en el ejenormal que pasa por el cruce y la dimensión al centro de la superficie decontacto, debe ser la misma que si se tratara de las bocas principales.

C.07.e.6 Los codos radio largo con rama lateral, deberán tener el ramal sobre la línearadial central del codo, y la dimensión al centro de la superficie de contacto,debe ser la misma que para un codo de 90° regular.

C.07.e.7 Las tablas y figuras muestran las dimensiones de las bridas tipo junta de anillo ylas bridas cara realzada. Cuando la clasificación de estas últimas es de 150, ó300 lb están regularmente acabadas con una cara realzada de 1/16, 0.06 puIgque se considera incluido en el espesor “C” de la brida. Cuando la clasificaciónes de 400, 600, 900, 1500 y 2500 lb regularmente son surtidas con un realce decara de 1/4, 0.25 pulg pero como adicional al espesor “C” de la brida.

C.07.e.8 El acabado de las caras de las bridas estará de acuerdo al MSS SP 6.

C.07.e.9 Todas las fundiciones y forjados de acero en bridas, accesorios de bridas yválvulas de bridas, deben tener una superficie de apoyo para los espárragos, lacual debe ser paralela a la cara de la brida con tolerancia máxima de un grado,sin reducir el espesor “C” especificado de la brida.

C.07.e.10 Materiales. Los accesorios comprendidos en esta fracción C.07, deben serhechos de aceros ASTM, fundidos o forjados, que se encuentren enlistados enC.02.-TABLA 423.1.-ANSI B 31.4. Ver C.07.d. Materiales.

C.07.e.11 El reborde o cubo de una brida de rosca o brida deslizable debe tener el mismodiámetro que el de una brida estándar, cuando menos.

Page 103: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Sistemas de transporte de petróleo por tubería 103

C.07.e.12 Las bridas encordadas deberán tener una cuerda conforme al API Std 5B,concéntrica respecto al eje de la brida con variaciones que no excedan de 1/16,0.063 pulg como variación del alineamiento.

C.07.e.13 El diámetro interior (bore) de una brida de cuello soldable debe solicitarse conun diámetro igual al diámetro de los tubos y confirmarse a la recepción.

C.07.e.14 Puede aceptarse que la brida tenga un ahusamiento interior en la boca delagujero de paso, rebajado en la proporción de 1 a 3.

C.07.e.15 En bridas que se usen con tubos de alta resistencia, de 12 pulg diámetronominal 12.750 diámetro exterior y mayores, y que no estén comprendidos en elANSI B 16.5, el acero debe ser acero calmado con máximo contenido decarbono de 0.26% en colada y 0.30 en análisis de comprobación, el máximocontenido de manganeso correspondiente, es de 1.40 y 1.50. Estas bridas pararecibirse en los centros de distribución, deben tener su documentaciónrespectiva y verificarla con el proyecto, donde están clasificadas con la letra F,seguidas de un número que representa los millares del límite elástico F 36, F 42,F 46, F 48, F 50, F 52, F 56, F 60 y F 65. Han tenido un proceso de templado yrevenido cuando menos a 1000°F, 538°C. Ver C.08.

C.07.e.16 Las bridas de fierro fundido no deben usarse, excepto en aquellas válvulasdonde forman parte integral del cuerpo, cuyo uso está limitado.

C.07.e.17 En algunos casos el uso de bridas está regido por el ASME Sección VIII DivisiónI, lo cual vendrá claramente explicado en el proyecto.

C.07.e.18 Las empaquetaduras que se usen en las bridas deben recibirse y confirmar, quea su material constituyente no lo afecta el fluido del sistema y de que es capazde resistir la presión y temperatura a la cual quedará sujeta durante el servicio.

C.07.e.19 Se usarán las empaquetaduras contenidas en la especificación ANSI B 16.20para empaquetaduras de ranura y anillo; en la especificación ANSI B 16.21 paraempaquetaduras no metálicas; en la especificación API Std 601 paraempaquetaduras metálicas.

Page 104: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Petróleos Mexicanos104

C.07.e.20 Para fines de inspección el espesor de pared mínimo de conexiones, exceptobridas, deben ser:

tPd

S P=

-15

2 12.

.

t = Espesor en pulg.P = Presión del servicio principal lb/pulg2'd = Diámetro interior de la conexión o abertura de la válvula en pulg.S = 7000 lb/pulg2'

Esta fórmula da resultados de 50% mayores que un cilindro diseñado para 7000lb/puIg2 sujeto a presión interna. Además es necesario agregar metal en variaspartes y de variados diseños, para disminuir fatigas del material. Para soldar, losextremos de válvulas son reducidos interior y exteriormente para encontrar elespesor de los tubos.

C.07.e.21 Los accesorios de bridas con reducción deben mantener la posición de lasaberturas con relación a su eje central en la misma forma que las conexionesrectas.

C.07.e.22 Dimensiones del eje central a la superficie de contacto y del eje al borde enaccesorios con bridas.

I. Por diseño debe mantenerse una posición fija del borde de la brida alcuerpo del accesorio. La adición de cualquier realzado se considera másallá del borde de la brida, excepto caras realzadas de 1/18 pulg para bridasestándar de 150 y 300 lb.

II. Estas dimensiones en accesorios de bridas estándar están en C.07.g.números 26, 27, 28, 29, 30, 31 y 32.

III. En accesorios bridados reducción estas dimensiones son las mismas queen accesorios paso recto.

IV. En accesorios con ramal lateral, las dimensiones al eje central de losramales deben ser las mismas que para los extremos de paso recto.Asimismo será en los ramales de codos de 90° radio largo.

V. En codos de grados especiales de 1 a 45 grados, estas dimensiones seránlas mismas que para codos de 45 grados. En codos mayores de 45 grados,a 90°, estas dimensiones serán como las de los codos de 90°.

VI. Las dimensiones cara a cara de bridas extremas de válvulas, las de juntade anillo y entre extremos para soldar, están contenidos en ANSI B 16.10,Válvulas de Hierro.

Page 105: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Sistemas de transporte de petróleo por tubería 105

C.07.e.23 Dimensiones de cara de bridas, que no sean de solapa. I. C.07.g.7.-TABLA 9.-ANSI B 16.5. Para bridas que no son junta de anillo. II. C.07.g.8.-TABLA 10.-ANSI B 16.5. Para bridas junta de anillo. Ver

C.07.e.7.III. No debe cortarse metal más allá del espesor "C" especificado de la brida.IV. En caso de caras de espiga o macho (excepto 150 y 300 lb) la cara

realzada de 1/4 pulg debe ser considerada aparte del espesor "C" de labrida.

V. En caras junta de anillo, ranura y hembra, el fondo de las diferentesranuras debe estar en el mismo plano del borde que da el espesor "C" dela brida.

C.07.e.24 Dimensiones de caras de bridas de solapa.• El espesor de la solapa debe ser mayor que el espesor del tubo.• En bridas macho y hembra grande, la altura del macho no debe ser menor que

el espesor del tubo, o bien 1/4 pulg cualquiera que sea mayor.• En bridas de ranura y de espiga, el traslapo o la ranura no debe ser menor que

el espesor del tubo usado.• En bridas junta de anillo, el traslapo no debe ser menor que el espesor del tubo

usado.• El diámetro exterior del traslapo para juntas de anillo se encuentra en C.07.g.8.-

TABLA 10.-ANSI B 16.5 como dimensión K y en C.07.g.7.-TABLA 9.-ANSI B16.5, el diámetro exterior del traslapo de caras de brida hembra grande, espiga yranura grande y espiga y ranura chica; macho y hembra chicos no se usan enjuntas de solapa.

C.07.e.25 Bridas ciegas. Las bridas ciegas no necesitan tener cara en el área central si,cuando esta área está realzada y su diámetro es cuando menos 1 pulg menorque el diámetro interior del accesorio correspondiente en clasificación depresión. Cuando el área está abatida, el diámetro del área no debe ser mayorque el diámetro interior del correspondiente accesorio en clasificación depresión.

C.07.e.26 Agujeros para espárragos en las bridas. Los agujeros son múltiplos de 4, demanera que los accesorios puedan ponerse contracara en cualquier cuarto decírculo. Los agujeros deben estar equidistantes al centro de la brida.

Page 106: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Petróleos Mexicanos106

C.07.e.27 Preparación de extremos para soldar en válvulas y bridas. Las figurasrelativas que están adelante son explícitas por sí mismas.

C.07.e.28 Bridas reducción. Taladro, diámetro exterior y dimensiones de la cara. Estascaracterísticas son las mismas que las de las bridas estándar, y del tamaño parael cual la reducción se hace.

C.07.e.29 Dimensión del cuello.• Brida roscada, brida deslizable. Para estas bridas las dimensiones del cuello

deben ser cuando menos tan grandes como las de una brida - estándar. VerC.07.g.11.

• Bridas de cuello soldable. Las dimensiones del cuello deben ser las mismasque las de las bridas estándar y tamaño para el cual se hace la reducción.

C.07.e.30 Bridas roscadas. Las bridas deben tener un encordado según ANSI B 2.1. Elencordado debe ser concéntrico con los ejes de la brida y con variaciones dealineamiento que no deben exceder de 1/16 pulg, por pie. Las bridas de 150 lbse hacen sin abocardado y las de 300 lb y mayores si llevan abocardado de 45°al eje del encordado para proporcionar una fácil entrada al hacer la junta. Elabocardado debe ser concéntrico al encordado.

C.07.e.31 La longitud mínima del encordado efectivo en bridas reducción debe ser cuandomenos igual al valor T en C.07.g.11.

C.07.e.32 Purgas.• Agujeros con rosca. Los agujeros pueden ser taladrados en la pared del

accesorio o válvula si el metal es de espesor suficiente para permitir la longitudde encordado efectivo especificado en C.07.g.4.-FIG. 4.

• Agujeros de embutir y soldar, pueden hacerse si el espesor del metal essuficiente para la profundidad de la caja y retención especificada de la pared enC.07.g.4.-FIG. 5.

• Soldado a tope. Agujeros para purga con medio cople pueden soldarse a topedirectamente sobre la pared del accesorio según C.07.g.4.-FIG. 6.

• En salientes para agujero para purga, el diámetro "J” no debe ser menor que elde C.07.g.4.-FIG. 7.

• Los agujeros para purga deben ser de acuerdo al MSS SP 45.

Page 107: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Sistemas de transporte de petróleo por tubería 107

Diám Nom. del Pulgadasaccesorio o válvula 2 a 4 5 a 8 10 a 24Diám del agujero,taladro, pulg 1/2 3/4 1

• La designación y localización de los agujeros para purga están en C.07.g.2 yC.07.g.3.

C.07.e.33 Tolerancias en dimensiones de accesorios o válvulas de bridas.

• Eje central a superficie de contacto (que no sean junta de anillo)Diámetros nominales de 10 pulg. y menores ± 1/32 pulg.Diámetros nominales de 12 pulg. y mayores ± 1/16 pulg.

• Eje central al extremo (junta de anillo)Diámetros nominales de 10 pulg. y menores ± 1/32 pulg.Diámetros nominales de 12 pulg. y mayores ± 1/16 pulg.

• Superficie de contacto a superficie de contacto (que no sean junta de anillo)Diámetros nominales de 10 pulg. y menores ± 1/16 pulg.Diámetros nominales de 12 pulg. y mayores ± 1/8 pulg.

• Extremo a extremo (junta de anillo)Diámetros nominales de 10 pulg. y menores ± 1/16 pulg.Diámetros nominales de 12 pulg. y mayores ± 1/8 pulg.

C.07.e.34 Tolerancias en dimensiones de caras de bridas.• Diámetro interior y exterior en caras grandes y chicas, de espiga, ranura y

hembra ± 1/64 pulg.• Diámetro exterior en cara realzada de 1/16, tolerancia ± 1/32 pulg.• Diámetro exterior en cara realzada de 1/4, tolerancia ± 1/64 pulg.• Cara junta de anillo, tolerancias en C.07.g.8.

C.07.e.35 Tolerancias de dimensiones del cuello, incluyendo extremos soldables.I. Diámetro exterior en extremos soldables (dimensión A).• Ver C.07.g.9.-FIGS.: 9, 10, 11, 13 y 14.• Válvulas. Ver C.07.g.10.-TABL.A 11: + cero pulg y –- 1/32 pulg.• Bridas de cuello soldable.

Menores de 6 pulg diámetro nominal: + 3/32 pulg y –- 1/32 pulg.De 6 pulg diámetro nominal y mayores + 5/32 pulg y – 1/32 pulg.

Page 108: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Petróleos Mexicanos108

II. Diámetro interior de válvulas de extremos soldables y bridas de cuello soldable(Dimensión B).

• Ver C.07.g.9.-FIGS. 9, 10, 13 y 14.Diámetros nominales de 10 pulg y menores ± 1/32 pulgDiámetros nominales de 12 pulg a 18 pulg inclusive ± 1/16 pulg.Diámetros nominales de 20 pulg y mayores + 1/8 pulg y - 1/16 pulg.

• Ver C.07.g.9.-FIG. 11.Diámetros nominales de 10 pulg y menores + cero pulg y 1/32 pulg.Diámetros nominales de 12 pulg y mayores: + cero pulg y – 1/16 pulg.

III.Paso C, para usar anillo de respaldo en válvulas o en bridas de cuello soIdable(Dimensión C)

• Ver C.07.g.9.-FIGS. 11 y 12.Todos los diámetros + 0.010 pulg y – 0.000 pulg.

C.07.e.36 Tolerancias de dimensiones del espesor del cuello.Prescindiendo de las tolerancias especificadas para las dimensiones A y B, elespesor del cuello nunca debe ser menor de 87.5 % del espesor nominal deltubo para el cual la brida será unida.

C.07.e.37 Tolerancias de la longitud total de cuello en bridas de cuello para soldar.Diámetros nominales de 10 pulg y menores ± 1/16 pulg.Diámetros nominales de 12 pulg y mayores ± 1/8 pulg.

C.07.e.38 Tolerancias de las dimensiones del paso en bridas.• Bridas de solapa, deslizable y de embutir y soldar.• Diámetros nominales de 10 pulg y menores + 1/ 32 pulg y –– cero pulg. Diámetros nominales de 12 pulg y mayores + 1/16 pulg y –– cero pulg.• Abocardado y fileteado, bridas de embutir y soldar.• Diámetros nominales de 10 pulg y menores + 1/32 pulg y –- cero pulg.

Diámetros nominales de 12 pulg y mayores + 1/16 pulg y –– cero pulg.

C.07.e.39 Tolerancias de dimensiones de taladrado y en las caras de bridas.Diámetro del círculo de espárragos ± 1/16 pulg.Centro a centro de agujeros adyacentes para espárragos ± 1/32 pulg.

Page 109: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Sistemas de transporte de petróleo por tubería 109

Excentricidad entre el círculo de espárragos y la cara maquinada de la brida, enlos diámetros de ambos, 1/32 máximo.

C.07.e.40 Las válvulas y los accesorios bridados, y válvulas deben ser probados enfábricas hidrostáticamente. Las bridas no requieren de esta prueba.

C.07.e.41 Espesores de bridas.18 pulg diámetro nominal y menores + 1/8 pulg - cero pulg.20 pulg diámetro nominal y mayores + 3/16 pulg – cero pulg.

C.07.f Marcas.

Las bridas, accesorios y válvulas de bridas deben estar marcadas según MSSSP - 25 en forma que sea permanente, como sigue:

C.07.f.1 Nombre de fábrica.

C.07.f.2 Todas las bridas de acero al carbono fundidas, accesorios y válvulas conextremos de bridas deben estar marcadas con la palabra "Steel" y con los datosde la identificación de colada. Todas las fundiciones de acero de aleación(excepto austeníticos) para bridas, accersorios y válvulas de extremos de bridasdeben estar marcadas con la palabra ″Steel″ y el número de identificación de lacolada, y los símbolos que designan el grado del acero según la especificacióncorrespondiente ASTM.

C.07.f.3 Todos los forjados de acero al carbono y acero de aleación para bridas,accesorios y válvulas con extremos de bridas deben estar marcadas con lapalabra “Steel” y las forjadas de acero de aleación además llevarán los símbolosque designan el grado del acero correspondiente a la especificación ASTM.

C.07.f.4 Llevará marcada con número la presión del servicio principal para la cual sediseñó el accesorio o brida.

C.07.f.5 Bridas y accesorios de bridas, no requieren marca de temperatura.

C.07.f.6 El diámetro nominal debe ser marcado en pulgadas, pero puede omitirse enbridas o accesorios de bridas reductoras.

Page 110: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Petróleos Mexicanos110

C.07.f.7 La parte lateral de cada brida con junta de anillo debe marcarse con la: letra “R”,y además su correspondiente número de ranura.

C.07.f.8 El caso de omisión de orden de marcas en bridas y en accesorios y válvulas,bridadas, pueden aceptarse en el siguiente orden:

Tamaño o Diámetro Nominal.Temperatura.Presión.Material.Nombre de fábrica.

C.07.f.9 Todos los productos deben ser de acero fundido o de acero forjado y losespárragos y tuercas serán de acero. Todos los materiales deben estarcontenidos en C.02.-TABLA 423.1.-ANSI B 16.5. Especificaciones de materiales.

C.07.g Figuras y tablas.

C.07.g.1 Las figuras y tablas de dimensiones que se dan a continuación, pertenecen a losmateriales que especifica el ANSI B 16.5 simplificando su exposición al mostrarsus dimensiones solamente, pero se hace la aclaración de que no se hanquerido mutilar los datos de parte de los materiales que muy poco se usan entuberías de transportes, como son los accesorios bridados, sustituidos ahora poraccesorios v bridas soldables, o como son los materiales de altas presiones enclases 1500 y 2500 lb y menos aún a altas temperaturas.

Page 111: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Sistemas de transporte de petróleo por tubería 111

C.07.g.2 [[ FIG. 1.-ANSI B 16.5 ]]AGUJEROS PARA PURGA EN ACCESORIOS CON BRIDAS

METODO DE DESIGNACION Y LOCALIZACION DEAGUJEROS

90° CodosRectos

Y Y

YY

Y

T T TT

T TT T

TT

Y

TT T T

T TT T

T T

T T

R R

R R

R R RR

RR

R

R R

R R

R R

R R

R R

E

E

EE

E

E

E

EE

E

E

E

F FF

F FF

FF

F

F

FF

FF

G

G

G

G

GGG

G

G H

G

G

G

N

H

NNNNNNN

N

NN

H

J

E

V V

G

J

H

NN

V V

G

F

HH

G

F

H

N

N

NH

N

NH N

K

M

M

K

S

S S

TT

L

M K

K

M

L

P

K

M

P

L

K

M

L

SS

K

W

K

S S S

LK

M

S

LK

K

L

K M

S S K

M K

M

90° Codos Te recta Cruz recta

Cruz ReducciónTes Reducción

″Y″ 45°

90° Codorecto

Frente LadoCodo recto consalida Interal

LadoTe recta consalida Interal

Codo doble ramalTe con base90° Codo con base

45° Codo Reducción

Reducción Excéntrica

″Y″

XX YZ Z Y X

Page 112: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Petróleos Mexicanos112

C.07.g.3 [[ FIG. 2.-ANSI B 16.5 ]]

AGUJEROS PARA PURGA EN VALVULAS CON BRIDASMETODO DE DESIGNACION Y LOCALIZACION

DE LOS AGUJEROS

1. Válvula de compuerta. 2. Válvula de globo. 3. Válvula de ángulo.4. Válvula de retención.

B

BG

A & B

E & F

F

BE

A

Page 113: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Sistemas de transporte de petróleo por tubería 113

C.07g.4 [[ FIGS. 4, 5, 6 y 7.-ANSI B 16.5 ]]

DETALLES DE AGUJEROS PARA PURGA

Junta de embutir y soldar para purga1 2 3 4 5 6 7 8

Diámetro de la purga″A″ Diámetro mínimo de la caja

″B″ Profundidad de la caja

3/80.6903/16

1/20.8553/16

3/41.0651/4

11.3301/4

1 1/41.675

1/4

1 1/21.915

1/4

22.4065/16

Soldado a tope para purgaSaliente para purga

1 2 3 4 5 6 7 8Diámetro de la purga

Diámetro del saliente J.3/8

1 1/41/2

1 1/23/4

1 3/41

2 1/81 1/42 1/2

1 1/22 3/4

23 3/8

Longitud del encordado en agujeros para purga1 2 3 4 5 6 7 8

Diámetro de la purgaLargo del encordado T

3/80.41

1/20.53

3/40.55

10.68

1 1/40.71

1 1/20.72

20.76

En ningún caso T, será menorque los valores de la tabla

FIG. 4

FIG. 5

A

1 16

B

FIG. 7FIG.6

J

Page 114: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Petróleos Mexicanos114

C.07.g.5 [[ FIG. 3.-ANSI B 16.5 ]]

SALIDAS REDUCCION EN ACCESORIOS CON BRIDASMETODO DE DESIGNACION

TES REDUCCION “Y” 45º CON REDUCCIONES1. Reducción en el pie de la T. 1. Reducción en el ramal.2. Reducción en un lado de la cabeza de la T. 2. Reducción en la salida superior.3. Reducción en un lado de la cabeza y en el 3. Reducción en el ramal y en la salida

pie de la T. superior.4. Reducción en ambos lados de la cabeza 4. Reducción en dos ramales en “Y” de

de la T. 90º.

CRUCES REDUCCION CODOS DOBLES

1. Reducción en una salida. 1. Salidas laterales en Tes.2. Reducción en dos salidas simétricas. 2. Codos doble ramal.3. Reducción en dos salidas en ángulo. 3. Salida lateral en ángulo de 90º4. Reducción en tres salidas. paso completo.

Los diámetros se deben anotar enel orden de las letras A, B, C, D.

3

C

B

- 4 -

- 4 -

D

C

- 4 -3

A

BB

B

A

Page 115: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Sistemas de transporte de petróleo por tubería 115

C.07.g.6 [[ FIG. 8.-ANSI B 16.5 ]]

CARAS DE BRIDAS, SU RELACION AL ESPESOR

Y DIMENSIONES DEL EJE CENTRAL AL EXTREMO

CARAS DE BRIDAS150 y 300 lb

1/16” CARA REALZADARegularmente150 y 300 lbRAISED FACE

1/16”

R

1/4”

3/16”

1/4”

1/4”

1/4”

(1)(6)(7)AA, BB, CC, Etc.

1/4” CARA REALZADARAISED FACE

R

CARA MACHO GRANDE (8)MALE FACE

RSChica Grande

CARA HEMBRA GRANDE y (8)CHICAFEMALEFACE

K(5)

X W LChica Grande

CARA MACHO CHICA Sobre el extremo del tubo MALE FACE

S VerNota 3

VerNota 3

VerNota 3

3/16”

CARA HEMBRA CHICA Sobre el extremo del tuboFEMALE FACE X

CARA DE ESPIGAGRANDE Y CHICATONGUE FACE

GRANDE T R U

Chica Grande y Chica

C

3/16”

CARA DE RANURAGRANDE Y CHICAGROOVE FACE

K(5) (5)

ZW1Y

Chica Grande Grande y Chica

ECARA JUNTADE ANILLO

RING JOINT FACE

K (4) P

HH, JJ, KK, Etc. (1)(6)

VerNota 3

AA, BB, CC, Etc.(1)(6)(7)

CC

Page 116: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Petróleos Mexicanos116

Continúa C.07.g.6 [[ FIG. 8.-ANSI B 16.5 ]]

CARAS DE BRIDAS 400 LB Y MAYORES

AA, CC, EE, Etc.(1)(6)(7)

A, C, E, Etc. (1)(6)(7)

1/16”

C

1/16” CARA REALZADARAISED FACE

R

R

1/4”

1/4” CARA REALZADAPara 400 lb y mayores

RAISED FACE

1/4”

CARA MACHOGRANDEY CHICA

MALEFACE

S R

Chica

Grande

CARA HEMBRAGRANDE Y CHICA

FEMALEFACE

VerNota 3

VerNota 3

VerNota 3

K (5)X W

ChicaGrande

1/4”

CARA MACHO CHICASobre el extremo del tubo

MALE FACE

3/16”

S

CARA JUNTA DE ANILLORING JOINT

FACE

(4)K P

HH, KK, LL, Etc.

AA, CC, EE, Etc.

(1)(6)

(1)(6)(7)

(1)(6)(7)

E

ChicaGrande Grande

y Chica

K(5) Y L W

(5)Z

3/16”

3/16”

UGrandey Chica

GrandeR

Chica

1/4”

C

CVerNota 3

X

A, C, E, Etc.

CARA HEMBRA CHICASobre el extremo del tubo

FEMALE FACE

CARA DE ESPIGAGRANDE Y CHICA

TONGUE FACE

I

CARA DE RANURAGRANDE Y CHICA

GROOVEFACE

Page 117: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Sistemas de transporte de petróleo por tubería 117

Concluye C.07.g.6 [[ FIG. 8.-ANSI B 16.5 ]]

CARAS DE BRIDASJunta de solapa

1. Debe mantenerse una posición fija entre la cara de la brida y el cuerpo del accesorio comocaracterística de diseño. Ver C.07.e.

2. Ver C.07.g.7.-Tabla 9.- ANSI B 16.5 y C.07.g.8.- Tabla 10.- ANSI B 16.5No debe ser t, menor que el espesor del tubo.

3. Para juntas macho y hembra el diámetro interior del accesorio y el diámetro exterior del tubodeben tener una superficie completa de contacto para evitar que se triture el empaque.

4. Ver C.07.g.8.- Tabla 10.-ANSI B 16.5.5. Ver C.07.g.7.- Tabla 9.-ANSI B 16.5.6. Ver C.07.g. números 26, 27, 28, 29, 30, 31 y 32.-ANSI B 16.5.7. Para dimensiones del eje central a la cara de brida en válvulas ver ANSI B 16.10.8. Las juntas macho y hembra no son aplicables en la clasificación 150 lb.

Nombres equivalentes.

Cara realzada - Raised faceCara macho - Male faceCara hembra - Female faceCara de espiga - Tongue faceCara de ranura - Groove faceCara junta de anillo - Ring joint faceJuntas de Solapa - Lapped joints

CARA REALZADACON SOLAPARAISED FACE

CARAJUNTA DE ANILLO

RING JOINTFACE

R

(2)t

E

t(2)

t

t

P

(4)T

Page 118: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Petróleos Mexicanos118

C.07.g.7. [[ TABLA 9.-ANSI B 16.5 ]]DIMENSIONES DE CARAS 1 - 2 - 3 - 7 DE BRIDAS QUE NO SON JUNTA DE ANILLO

Ver C.07.g.6 FIG. 8.-ANSI B 16.5

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16Diámetro Exterior Diámetro Exterior Altura Diámetro exterior

mínimo de laporción realzada

Diámetronominaldel tubo

Cararealzadamachogrande

y espigagrande

Machochico

Espiga 9

chicaDiámetrointeriorEspigagrandey chica

Diámetrointeriormachochico

Hembragrande

yRanuragrande

Hembrachica

Ranura 9

chicaDiámetrointeriorRanuragrande

ychica

Cararealzada

Macho yespigagrandey chico

Profun-didadde la

ranurahembra

Hembray

Ranurachicas

Hembray

Ranuragrandes

Diámetronominaldel tubo

R S T U W X Y Z K L 1/2 3/4 1 1 1/4 1 1/2

2 2 1/2 3 3 1/2 4

5 6 81012

1416182024

1 3/8 1 11/16 2 2 1/2 2 7/8

3 5/8 4 1/8 5 5 1/2 6 3/16

7 5/16 8 1/210 5/812 3/415

16 1/418 1/2212327 1/4

23/32 15/16 1 3/16 1 1/2 1 3/4

2 1/4 2 11/16 3 5/16 3 13/16 4 5/16

5 3/8 6 3/8 8 3/810 1/212 1/2

13 3/415 3/417 3/419 3/423 3/4

1 3/8 1 11/16 1 7/8 2 1/4 2 1/2

3 1/4 3 3/4 4 5/8 5 1/8 5 11/16

6 13/16 8101214 1/4

15 1/217 5/820 1/82226 1/4

1 1 5/16 1 1/2 1 7/8 2 1/8

2 7/8 3 3/8 4 1/4 4 3/4 5 3/16

6 5/16 7 1/2 9 3/811 1/413 1/2

14 3/416 3/419 1/42125 1/4

1 7/16 1 3/4 2 1/16 2 9/16 2 15/16

3 11/16 4 3/16 5 1/16 5 9/16 6 1/4

7 3/8 8 9/1610 11/1612 13/1615 1/16

16 5/1618 9/1621 1/1623 1/1627 5/16

25/3 1 1 1/4 1 9/16 1 13/16

2 5/16 2 3/4 3 3/8 3 7/8 4 3/8

5 7/16 6 7/16 8 7/1610 9/1612 9/16

13 13/1615 13/1617 13/1619 13/1623 13/16

1 7/16 1 3/4 1 15/16 2 5/16 2 9/16

3 5/16 3 13/16 4 11/16 5 3/16 5 3/4

6 7/8 8 1/1610 1/1612 1/1614 5/16

15 9/1617 11/1620 3/1622 1/1626 5/16

15/16 1 1/4 1 7/16 1 13/16 2 1/16

2 13/16 3 5/16 4 3/16 4 11/16 5 1/8

6 1/4 7 7/16 9 5/1611 3/1613 7/16

14 11/1616 11/1619 3/1620 15/1625 3/16

1 3/4 2 1/16 2 1/4 2 5/8 2 7/8

3 5/8 4 1/8 5 5 1/2 6 3/16

7 5/16 8 1/210 5/812 3/415

16 1/418 1/2212327 1/4

1 13/16 2 1/8 2 7/16 2 15/16 3 5/16

4 1/16 4 9/16 5 7/16 5 15/16 6 5/8

7 3/4 8 15/1611 1/1613 3/1615 7/16

16 11/1618 15/1621 7/1623 7/1627 11/16

1/2 3/41 1 1/4 1 1/2

2 2 1/2 3 3 1/2 4

5 6 81012

1416182024

Todas las dimensiones en pulgadas. 5. Altura de caras de espiga grande y chica, 1/4 pulg.1. Para requisitos de caras de bridas en válvulas y accesorios 6. Profundidad de cara de ranura hembra, 3/16 pulg.

bridados, ver C.07.e.23 y C.07.g.6. 7. Ver C.07.e.24 y C.07.g.6 para espesores y diámetro exterior de2. Para requisitos de caras de bridas de traslapo, ver C.07.c.24 bridas de solapa

y C.07.g.6. 8. Porción realzada o cara completa.3. Para tolerancias en caras de bridas ver C.07.e.34. 9. Para caras macho y hembra prever suficiente superficie de con-4. Para la altura de la cara realzada de 1/16 pulg o de 1/4 pulg tacto y que no se triture el empaque.

ver C.07.e.23. 10.Caras de bridas macho y hembra no se usan en 150 lb.

Page 119: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Sistemas de transporte de petróleo por tubería 119

C.07.g.8 [[ TABLA 10.-ANSI B 16.5 ]]DIMENSIONES DE CARAS DE BRIDAS

JUNTA DE ANILLO 1 - 2 - 6

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24Diámetro nominal del tubo Número Dimensiones de la ranura Diámetro de la porción realzada K Distancia aproximada entre bridas

150 300 400 6001 900 1500 2500de la

ranuraDiámetrodel paso

Profun-didad Ancho

Radioen elfondo

150300400600

900 1500 2500 150 300 400 600 900 1500 2500

lb / pulg2 P E F R lb / pulg2

...

...

...

...1

1/2

3/4......

...

...

...

...

...

1/2... 3/4......

...

...

...

...

...

... 1/2... 3/4...

...

... 1/2......

R11 12 13 14 15

1 11/321 9/161 11/161 3/41 7/8

7/321/41/41/41/4

9/3211/3211/3211/3211/32

1/321/321/321/321/32

...

...

...

...2 1/2

2...2 1/2......

...

...

...

...

...

...2 3/8...2 5/8...

...

...2 9/16......

...

...

...

...5/32

1/3...5/32......

...

...

...

...

...

1/8...5/32......

...

...

...

...

...

...5/32...5/32...

...

...5/32......

...1 1/4...1 1/2...

1...1 1/4...1 1/2

...

...

...

...

...

1...1 1/4...1 1/2

...

...

...

...

...

1...1 1/4...1 1/2

3/4...1......

16 17 18 19 20

22 1/42 3/82 9/162 11/16

1/41/41/41/41/4

11/3211/3211/3211/3211/32

1/321/321/321/321/32

...2 7/8...3 1/4...

2 3/4...3 1/8...3 9/16

...

...

...

...

...

2 13/16...3 3/16...3 5/8

2 7/8...3 1/4......

...5/32...5/32...

5/32...5/32...5/32

...

...

...

...

...

5/32...5/32...5/32

...

...

...

...

...

5/32...5/32...5/32

5/32...5/32......

...2......2 1/2

...

...2......

...

...

...

...

...

...

...2......

...

...

...

...

...

...

...

...2...

1 1/4...1 1/2......

21 22 23 24 25

2 27/323 1/43 1/43 3/44

5/161/45/165/161/4

15/3211/3215/3215/3211/32

1/321/321/321/321/32

...4......4 3/4

...

...4 1/4......

...

...

...

...

...

...

...

...4 7/8...

4...4 1/2......

...5/32......5/32

...

...7/32......

...

...

...

...

...

...

...3/16......

...

...

...

...

...

...

...

...1/8...

1/8...1/8......

...

...

...3...

2 1/2.........+

...

...

...

...

...

2 1/2.........+

...

...

...

...

...

...2 1/2.........

2...2 1/2......

26 27 28 29 30

44 1/44 3/84 1/24 5/8

5/165/163/81/45/16

15/3215/3217/3211/3215/32

1/321/321/161/321/32

...

...

...5 1/4...

5............

...

...

...

...

...

...5 3/8.........

5 1/4...5 7/8......

...

...

...5/32...

7/32............

...

...

...

...

...

3/16............

...

...

...

...

...

...1/8.........

1/8...1/8......

...

...3/12......

3......3 1/2...

...

...

...

...

...

3…...3 1/2...

3............

...

...

...

...3

...3.........

31 32 33 34 35

4 7/855 3/165 3/165 3/8

5/163/81/45/165/16

15/3217/3211/3215/3215/32

1/321/161/321/321/32

...

...6 1/16......

5 3/4......6 1/4...

6 1/8............

...

...

...

...6 5/8

...6 5/8.........

...

...5/32......

7/32......7/32...

...

...

...

...

...

3/16......3/16...

5/32............

...

...

...

...1/8

...1/8.........

4.........5

...4.........

...4.........

...4.........

...4.........

...

...

...4...

...

...4.......

36 37 38 39 40

5 7/85 7/86 3/166 3/86 3/4

1/45/167/165/161/4

11/3215/3221/3215/3211/32

1/321/321/161/321/32

6 3/4.........7 5/8

...6 7/8.........

...7 1/8.........

...

...

...7 5/8....

...

...8......

5/32.........5/32

...7/32.........

...7/32.........

...3/16.........

...5/32.........

...

...

...1/8...

...

...5/32......

...

...6......

5.........6

5.........6

5.........6

5.........6

...

...

...5...

...5.........

41 42 43 44 45

7 1/87 1/27 5/87 5/88 5/16

5/161/21/45/165/16

15/3225/3211/3215/3215/32

1/321/161/321/321/32

...

...8 5/8......

8 1/4.........9 1/2

8 1/2.........9 1/2

...

...

...9...

...9 1/2.........

...

...5/32......

7/32.........7/32

7/32.........7/32

3/16.........3/16

5/32.........5/32

...

...

...1/8...

...5/32.........

Continúa

F

R

E

25°K

Mínimo

PE5

Distanciaentre bridas

Page 120: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Petróleos Mexicanos120

Concluye C.07.g.8 [[ TABLA 10.-ANSI B 16.5 ]]

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24Nominal Pipe Size Número Dimensiones de la ranura Diámetro de la porción realzada K Distancia aproximada entre bridas

150 300 4003 600 900 1500 2500de la

ranuraDiámetrodel paso

Profun-didad Ancho

Radioen elfondo

150300400600

900 1500 2500 150 300 400 600 900 1500 2500

lb / pulg2 P E F R lb / pulg2

...

... 8......

...

...

... 8...

...

...

... 8...

...

...

... 8...

...

...

... 8...

6......... 8

... 6.........

4647484950

8 5/16 9

9 3/410 5/810 5/8

3/8 1/2 1/4 5/16 7/16

17/32 25/32 11/32 15/32 21/32

1/161/161/321/321/16

...

...10 3/4

...

...

...

...

...11 7/8

...

...

...

...12 1/8

...

9 3/4.........

12 1/2

...11.........

...

...5/32......

...

...

...7/32...

...

...

...7/32...

...

...

...3/16...

...

...

...5/32...

1/8.........

5/32

...5/32.........

...10.........

...

...10......

...

...10......

...

...10......

...

...10......

...

...

...10...

8.........10

5152535455

1112

12 3/412 3/413 1/2

9/16 1/4 5/16 7/1611/16

29/32 11/32 15/32 21/321 3/16

1/161/321/321/163/32

...13.........

...

...14......

...

...14 1/4

...

...

...

...

...14 5/8

...

13 3/8.........

16 3/4

...5/32.........

...

...7/32......

...

...7/32......

...

...3/16......

...

...5/32......

...

...

...5/32...

3/16.........1/4

12......14...

...12.........

...12.........

...12.........

...12.........

...

...12......

.............12

5657585960

151515

15 5/816

1/4 5/16 9/16 1/411/16

11/32 15/32 29/32 11/321 5/16

1/321/321/161/323/32

16......

16 3/4...

...16 1/4

...

...

...

...16 1/2

...

...

...

...

...17 1/4

...

...

...

...

...

...19 1/2

5/32......1/8...

...7/32.........

...7/32.........

...3/16.........

...5/32.........

...

...3/16......

...

...

...

...5/16

...

...

...16...

14.........16

14.........16

14.........16

...14.........

...

...14......

...

...

...

...

...

6162636465

16 1/216 1/216 1/217 7/818 1/2

5/16 7/16 5/8 1/4 5/16

15/32 21/321 1/16

11/32 15/32

1/321/163/321/321/32

...

...

...19...

18.........20

...18 3/8

...

...

...

...

...19 1/4

...

...

...

...

...

...

...

...

...

...1/8...

7/32.........

7/32

7/32.........

7/32

3/16.........

3/16

...5/32.........

...

...7/32......

...

...

...

...

.........18......

...

...

...18...

...

...

...18...

...

...

...18...

16.........18

...16.........

...

...

...

...

...

6667686970

18 1/218 1/220 3/8

2121

7/1611/16 1/4 5/16 1/2

21/321 3/16

11/32 15/32 25/32

1/163/321/321/321/16

...

...21 1/2

...

...

...

...

...22 5/8

...

20 5/8.........

23 3/8

...21 1/2

...

...

...

...

...

...

...

...

...

...1/8......

...

...

...7/32...

...

...

...7/32...

...

...

...3/16...

5/32.........

3/16

...5/16.........

...

...

...

...

......20.........

...

...20......

...

...20......

...

...20......

...

...

...20...

18.........20

...

...

...

...

...

7172737475

2122232323

11/16 1/4 3/8 1/211/16

1 3/16 11/32 17/32 25/321 5/16

3/321/321/161/163/32

...23 1/2

...

...

...

...

...25......

...

...

...25 1/2

...

24 1/8.........

26 1/2

...

...

...

...

...

...1/8.........

...

...7/32......

...

...7/32......

...

...3/16......

..........

3/16...

5/16.........3/8

...

...

...

...

...24.........

...24......

...24......

...24......

...

...24...

...

...

...24

...

...

...

...

76777879

26 1/227 1/427 1/427 1/4

1/4 7/16 5/813/16

11/32 21/32

1 1/161 7/16

1/321/163/323/32

28.........

...29 1/2

...

...

...

...30 3/8

...

...

...

...31 1/4

...

...

...

...

1/8.........

...1/4......

...1/4......

...7/32......

...

...7/32...

...

...

...7/16

...

...

...

...

Dimensiones en pulgadas+ Para juntas de anillo en caras de solapa, 300 lb. y 600 lb. estándar, usar

anillo y ranura R 30 en vez de R 31.1 Requisitos para caras de bridas, en bridas y accesorios y válvulas con ex-

tremos de bridas, ver C.07.e. 23 y C.07.g.62 Requisitos de caras de bridas para juntas de solapa, ver C.07.e.24 y C.07.g.6.3 Usar 600 lb. en diámetros nominales de 1/2 a 3 1/2 para 400 lb.4 Usar 1500 lb. en diámetros nominales de 1/2 a 2 1/2 para 900 lb.5 La altura de la porción elevada es igual a la profundidad de la ranura “E”.6 Cada brida de junta de anillo debe marcarse en la periferia con la letra R

y el número correspondiente a la ranura.

Tolerancias

" E" profundidad

+ 1 / 64

- 0

" F" ancho .008

" P" diá metro del paso .005

" R" radio al fondo. M á x.

23º á ngulo 1 / 2º

±±

±

Page 121: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Sistemas de transporte de petróleo por tubería 121

C.07.g.9 [[ FIGS. 9, 10, 11, 12, 13 y 14.-ANSI B 16.5 ]]EXTREMOS SOLDABLES EN VALVULAS Y BRIDAS

A = Diámetro exterior nominal del extremo soldable. B = Diámetro interior nominal del tubo. C = A - 0.031 - 1.75 t -0.010. t = Espesor nominal de pared del tubo.0.031 = Menos tolerancia sobre el diámetro exterior del tubo ASTM A 106, etc. 1.75 = Pared mínima de 87.5 % de la pared nominal, permitida por la especificación ASTM A 106, y

multiplicada por dos, para convertir a términos del diámetro.0.010 = Más tolerancia sobre el diámetro C. Ver tolerancias.Nota 1. El acabado de la superficie maquinada en el interior de la válvula no debe tener cambios bruscos.Nota 3. Los interiores y exteriores de los extremos de válvulas deben extenderse con las máximas y

mínimas pendientes de las líneas indicadas. Las transiciones deben quedar sin filos, ángulos ocambios bruscos.

Nota 4. Ver C.07.e.27 y C.07.e.35.Nota 5. Media pulgada de profundidad basado en el uso de anillo de respaldo de 3/4 pulg. de ancho.Nota 6. Ver las figuras 13 y 14 de los extremos de las bridas de cuello soldable.Nota 7. Para dimensiones ver C.07.g.10

Nota 3. Sección típicas.

Máx. pendiente

45°

37 1/2° ± 2 1/2°

Máx. 30°

Notas 1 y 3.

1 1/2 t

1/16" ± 1/32"B

t

A

Fig. 9. En espesores (t) 3/16 a ¾ pulg. puede o nousarse anillo partido de respaldo.

Notas 1 y 3

Fig. 10. En espesores (t) mayores de ¾ pulg. puedeo no usarse anillo partido de respaldo.

B

At

Máx. 30°

Máx. pendiente

Nota 3. Sección típicas.45°

10° ± 1°

1/8" Mín radio

3/4"37 1/2° ± 2 1/2°

1 1/2 t

1/16" ± 1/32"

Notas 1 y 3

Fig. 12. Contorno para usar anillo ahusado derespaldo.

1 1/2 t

Notas 1 y 3

7/32 MIN

10°

C

3/4"3/4 "

C

30° MAX

Notas 1 y 3

1/8 Mín.radio

1 1/2 t

1/2

Mín.Nota 5

Fig. 11. Contorno para usar anillo rectangular derespalco.

Page 122: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Petróleos Mexicanos122

CONCLUYE: C.07.g.9.-FIGS. 9, 10, 11, 12, 13 y 14.-ANSI B 16.5

BRIDAS DE CUELLO SOLDABLE

Fig. 13. Bisel para bridas de cuello Fig. 14. Bisel para bridas de cuellosoldable para espesor de pared (t) soldable para espesores de pared (t)de 3/16 pulg. a 3/4 pulg. inclusive mayores de 3/4 pulg.

A = Diámetro exterior nominal del tuboB = Diámetro interior nominal del tubo t = Espesor de pared nominal del tubo

Nota 1. Para detalles y tolerancias ver C.07.e.: 27, 28 y 35.Nota 2. Para detalles adicionales de extremos soldables ver Figs. 11 y 12 página anterior.Nota 3. Cuando el espesor del cuello biselado de la brida, es mayor que el espesor del tubo con el que se

unirá y el espesor adicional está por la parte exterior, puede emplearse un adelgazamiento quetenga una pendiente no mayor de 1:3, o bien adelgazar el diámetro exterior a la misma pendientemáxima o menos, desde un punto en el bisel igual al diámetro exterior del borde del tubo.Similarmente se procede en caso contrario, cuando el mayor espesor está en el interior. Cuando lasbridas que comprende esta norma están provistas para servicio con paredes delgadas en tubo dealta resistencia, el espesor del cuello de la brida puede ser mayor que el del tubo al que se una labrida. En estas condiciones un simple adelgazamiento puede hacerse modificando el diámetroexterior de la base X.

37 1/2° ± 2 1/2°MIN.1/4

t

1/16 ± 1/32

7° MAX.

45° MAX.

1/8 MIN. RADIO

37 1/2° ± 2 1/2°

10° ± 1° 1/4 MIN.

45° MAX.

7° MAX.t

1/16 ± 1/32

A B XXBA

Page 123: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Sistemas de transporte de petróleo por tubería 123

C.07.g.10 [[ TABLA 11.-ANSI B 16.5 ]]DIMENSIONES DE EXTREMOS SOLDABLES

EN VALVULAS Y BRIDASVer C.07.g.9.-FIGS. 9, 10, 11, 12, 13 y 14.-ANSI B 16.5

1 2 3 4 5 6 7Diámetro Anominaldel tubo

Número decédula1

Bridasde cuello

soldable 2,4

Válvulas deextremos

soldable 2,4 B 2 C 2, .3 t 2

2 1/2 40 80160XXS

2.875 2.469 2.323 2.125 1.771

2.479 2.351 2.178 1.868

0.2030.2760.3750.552

3 40 80160XXS

3.500 3 19/32 3.068 2.900 2.624 2.300

3.081 2.934 2.692 2.409

0.2160.3000.4380.600

3 1/2 40 80

4.000 3.548 3.364

3.564 3.402

0.2260.318

4

40 80120160XXS

4.500 4 5/8 4.026 3.826 3.624 3.438 3.152

4.044 3.869 3.692 3.530 3.279

0.2370.3370.4380.5310.674

5

40 80120160XXS

5.563 5 11/16 5.047 4.813 4.563 4.313 4.063

5.070 4.866 4.647 4.428 4.209

0.2580.3750.5000.6250.750

6

40 80120160XXS

6.625 6 25/32 6.065 5.761 5.501 5.189 4.897

6.094 5.828 5.600 5.327 5.072

0.2800.4320.5620.7180.864

8

40 60 80100120140XXS160

8.625 8 25/32 7.981 7.813 7.625 7.439 7.189 7.001 6.875 6.813

8.020 7.873 7.709 7.546 7.327 7.163 7.053 6.998

0.3220.4060.5000.5930.7180.8120.8750.906

10

40 60 80100120140160

10.750 10 15/16 10.020 9.750 9.564 9.314 9.064 8.750 8.500

10.070 9.834 9.671 9.452 9.234 8.959 8.740

0.3650.5000.5930.7180.8431.0001.125

12

STD 40 XS 60 80100120140160

12.750 12 31/32 12.00011.93811.75011.62611.37611.06410.75010.50010.126

12.05311.99911.83411.72511.50711.23410.95910.74010.413

0.3750.4060.5000.5620.6870.8431.0001.1251.312

Page 124: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Petróleos Mexicanos124

Concluye C.07.g 10

1 2 3 4 5 6 7Diámetro Anominaldel tubo

Número decédula1

Bridasde cuello

soldable 2,4

Válvulas deextremos

soldable 2,4 B 2 C 2.,3 t 2

14

STD 40 XS 60 80100120140160

14.000 14 1/4 13.25013.12413.00012.81412.50012.12611.81411.50011.188

13.30313.19213.08412.92112.64612.31912.04611.77111.498

0.3750.4380.5000.5930.7500.9371.0931.2501.406

16

STD 40 60 80100120140160

16.000 16 1/4 15.25015.00014.68814.31413.93813.56413.12412.814

15.30315.08414.81114.48414.15513.82713.44213.171

0.3750.5000.6560.8431.0311.2181.4381.593

18

STD XS 40 60 80100120140160

18.000 18 9/32 17.25017.00016.87616.50016.12615.68815.25014.87614.438

17.30317.08416.97516.64616.31915.93615.55315.22514.842

0.3750.5000.5620.7500.9371.1561.3751.5621.781

20

STD XS 40 60 80100120140160

20.000 20 5/16 19.25019.00018.81418.37617.93817.43817.00016.50016.064

19.30319.08418.92118.53818.15517.71717.33416.89616.515

0.3750.5000.5930.8121.0311.2811.5001.7501.968

24

STD XS 30 40 60 80100120140160

24.000 24 3/8 23.25023.00022.87622.62622.06421.56420.93820.37619.87619.314

23.30323.08422.97522.75722.26521.82721.28020.78820.35019.859

0.3750.5000.5620.6870.9681.2181.5311.8122.0622.343

Dimensiones en pulgadas

1 Designación en ANSI B 36.10.STD = Pared estándar.XS = Pared extra reforzada.XXS = Pared doble extra reforzada.

2 Para tolerancia ver C.07. e. 35.3 No hay relación fija entre ANSI B 16.5 y las cédulas de los tubos. Muchas clases de válvulas de presión

pueden maquinarse para aparejarse a cualquiera de las distintas cédulas de tubos, pero no todas las quese muestran en esta tabla.

4 Cuando el espesor del extremo soldable de una válvula o de una brida es mayor que el del tubo,incrementando el diámetro exterior, puede hacerse un ahusamiento no mayor de 3 a 1; de otro modo, eldiámetro mayor puede ser ahusado a la misma máxima pendiente o menor, a partir de un punto sobre elbisel soldable, igual al diámetro exterior del apareamiento del tubo. Similarmente se procede cuando elespesor es mayor hacia el interior.

Page 125: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Sistemas de transporte de petróleo por tubería 125

C.07.g.11 [TABLA 12.-ANSI B 16.5 ]]BRIDAS REDUCCION ENCORDADAS Y BRIDAS

REDUCCION DESLIZABLES

Diámetronominal del

tubo 5

Diámetrosmás pequeños

de salidareducida enbridas querequierencuello 1, 4

11 1/41 1/222 1/23

1/2 1/2 1/2

11 1/41 1/4

3 1/24568

10

1 1/21 1/21 1/22 1/2

33 1/2

121416182024

3 1/23 1/2

4 4 4 4

1 El cuello debe ser cuando menos del tamaño del de la brida estándar.2 Bridas de 150 lb. no llevan abocardado.

Bridas de 300 lb. tendrán una profundidad de abocardado de 1/4 pulg para 2 pulg de taladro, y 3/8 pulgpara 2 1/2 y mayores.El diámetro Q del abocardado es el mismo que se da en las tablas de bridas encordadas.

3 La longitud mínima del encordado efectivo debe ser cuando menos igual a T de la correspondienteclasificación de presión de enroscado de bridas, pero no se extiende necesariamente a la cara de la brida.

4 Para taladros menores que los dados en la columna 2 puede usarse la brida ciega.5 Las bridas reducidas deben ser designadas por el diámetro nominal de los dos tubos. Ejemplo:

6 x 2 1/2 pulg. 300 lb Brida reducción encordada.

BLIND FLANGEBRIDA CIEGA

Nota 1Nota 2

Nota 3 Nota 1

Nota 3

Nota 2

Page 126: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Petróleos Mexicanos126

C.07.g.12 [TABLA 14.-ANSI B 16.5 ]]–– 150 LB –

DIMENSIONES DE BRIDAS DE ACERO

Dimensiones en pulgadas1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14

Diámetro Longitud total Diámetro interiorRadio de la

esquinaDiámetro

nominal deltubo

Diámetroexterior

de labrida

O

Espesor dela bridamínimo

C

Diámetrodel cuello

X

del cuelloen el

origen delbiselado del

cuellosoldable

A

Encordadodeslizableembutir y

soldar

Y

Solapa

Y

Cuellosoldable

Y

Encordadalongitud delencordado

T

Deslizableembutir y

soldarmínimo

B

Solapamínimo

B

Cuellosoldableembutir y

soldar

B

en eldiámetrointerior en

labrida desolapa

y en el tubot

Profundidadde la caja

D

1/2 3/41 1 1/4 1 1/2

2 2 1/2 3 3 1/2 4

5 6 81012

1416182024

3 1/2 3 7/8 4 1/4 4 5/8 5

6 7 7 1/2 8 1/2 9

101113 1/21619

2123 1/22527 1/232

7/16 1/2 9/16 5/8

11/16

3/4 7/8 15/16 15/16 15/16

15/1611 1/81 3/161 1/4

1 3/81 7/161 9/161 11/161 7/8

1 3/16 1 1/2 1 15/16 2 5/16 2 9/16

3 1/16 3 9/16 4 1/4 4 13/16 5 5/16

6 7/16 7 9/16 9 11/161214 3/8

15 3/41819 7/82226 1/8

0.84 1.05 1.32 1.66 1.90

2.38 2.88 3.50 4.00 4.50

5.56 6.63 8.6310.7512.75

14.0016.0018.0020.0024.00

5/8 5/8 11/16 13/16 7/8

11 1/81 3/161 1/41 5/16

1 7/161 9/161 3/41 15/162 3/16

2 1/42 1/22 11/162 7/83 1/4

5/8 5/8 11/16 13/16 7/8

11 1/81 3/161 1/41 5/16

1 7/161 9/161 3/41 15/162 3/16

3 1/83 7/163 13/164 1/164 3/8

1 7/82 1/162 3/162 1/42 7/16

2 1/22 3/42 3/42 13/163

3 1/23 1/2444 1/2

555 1/25 11/166

5/8 5/8 11/16 13/16 7/8

11 1/81 3/161 1/41 5/16

1 7/161 9/161 3/41 15/162 3/16

2 1/42 1/22 11/162 7/83 1/4

0.88 1.09 1.36 1.70 1.95

2.44 2.94 3.57 4.07 4.57

5.66 6.72 8.7210.8812.88

14.1416.1618.1820.2024.25

0.90 1.11 1.38 1.72 1.97

2.46 2.97 3.60 4.10 4.60

5.69 6.75 8.7510.9212.92

14.1816.1918.2020.2524.25

0.62 0.82 1.05 1.38 1.61

2.07 2.47 3.07 3.55 4.03

5.05 6.07 7.9810.0212.00

1/81/81/83/161/4

5/165/163/83/87/16

7/161/21/21/21/2

1/21/21/21/21/2

3/8 7/16 1/2 9/16 5/8

11/16 3/413/16

Threaded

Encordada

Slip -on -welding

Deslizable

Socket - welding (1/2 a 3 sólo)Embutir y soldal

BlindCiegaLapped

Solapa

Welding NeckCuello soldable

X

T

O

C Y

X

Y

O

O

C

X

C

D

O

B Cal. 10

B Cal. 12

Y

XA

B

C

Y

O

C

O

O

C

BX

Y

Page 127: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Sistemas de transporte de petróleo por tubería 127

C.07.g.13 [TABLA 17.-ANSI B 16.5 ]]–– 300 LB ––

DIMENSIONES DE BRIDAS DE ACERO

Dimensiones en pulgadas1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15

DiámetroLongitud total Diámetro interior (bore)

Radio dela

esquinaDiámetronominal

deltubo

Diámetroexterior

de labrida

Espesorde labrida

Diámetrodel cuello

del cuelloen el

origen delbiselado

delcuello

soldable

Encordadodeslizableembutir y

soldar

Solapa Cuellosoldable

Encordadalongitud delencordado

Deslizableembutir y

soldarMínimo

SolapaMínimo

CuellosoldableEmbutir

ysoldar

en elDiámetrointerioren la

brida desolapay en eltubo

Abocardadoen brida

encordadaMínimo

Profun-didadde lacaja

1/2 3/4 1 1 1/4 1 1/2

2 2 1/2 3 3 1/2 4

5 6 81012

1416182024

O 3 3/4 4 5/8 4 7/8 5 1/4 6 1/8

6 1/2 7 1/2 8 1/4 910

1112 1/21517 1/220 1/2

2325 1/22830 1/236

C 9/16 5/8 11/16 3/4 13/16

7/811 1/81 3/161 1/4

1 3/81 7/161 5/81 7/82

2 1/82 1/42 3/82 1/22 3/4

X 1 1/2 1 7/8 2 1/8 2 1/2 2 3/4

3 5/16 3 15/16 4 5/8 5 1/4 5 3/4

7 9 1/810 1/412 5/814 3/4

16 3/4192123 1/827 5/8

A 0.84 1.05 1.32 1.66 1.90

2.38 2.88 3.50 4.00 4.50

5.56 6.63 8.6310.7512.75

14.0016.0018.0020.0024.00

Y 7/811 1/161 1/161 3/16

1 5/161 1/21 11/161 3/41 7/8

22 1/162 7/162 5/82 7/8

33 1/43 1/23 3/44 3/16

Y 7/811 1/161 1/161 3/16

1 5/161 1/21 11/161 3/41 7/8

22 1/162 7/163 3/44

4 3/84 3/45 1/85 1/26

Y2 1/162 1/42 7/162 9/162 11/16

2 3/433 1/83 3/163 3/8

3 7/83 7/84 3/84 5/85 1/8

5 1/85 3/46 1/46 3/86 5/8

T 5/8 5/8 11/16 13/16 7/8

1 1/81 1/41 1/41 7/161 7/16

1 11/161 13/1622 3/162 3/8

2 1/22 11/162 3/42 7/83 1/4

B 0.88 1.09 1.36 1.70 1.95

2.44 2.94 3.57 4.07 4.57

5.66 6.72 8.7210.8812.88

14.1416.1618.1820.2024.25

B 0.90 1.11 1.38 1.72 1.97

2.46 2.97 3.60 4.10 4.60

5.69 6.75 8.7510.9212.92

14.1816.1918.2020.2524.25

B 0.62 0.82 1.05 1.38 1.61

2.07 2.47 3.07 3.55 4.03

5.05 6.07 7.9810.0212.00

t1/81/81/83/161/4

5/165/163/84/87/16

7/161/21/21/21/2

1/21/21/21/21/2

Q 0.93 1.14 1.41 1.75 1.99

2.50 3.00 3.63 4.13 4.63

5.69 6.75 8.7510.8812.94

14.1916.1918.1920.1924.19

D3/87/161/29/165/8

11/163/413/16

THREADED

ENCORDADA

SLIP - ON - WELDING

DESLIZABLESOCKET - WELDING (1/2 TO 3 ONLY)

EMBUTIRY SOLDAR

BLIND

CIEGA

LAPPED

SOLAPA

WELDING NECK

CUELLO SOLDABLE

XBQ

T

XX

DY

O

B Cal.10

B Cal.12

OO

X

X

B

YBY

Y

O O

O

CC C

CCCY Y

Page 128: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Petróleos Mexicanos128

C.07.g.14 [TABLA 20.-ANSI B 16.5 ]]–– 400 LB –

DIMENSIONES DE BRIDAS DE ACERO

Dimensiones en pulgadas

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14

Diámetrodel cuello

Longitud total Diámetro interior (bore)Radio de

laesquina

Diámetronominaldel tubo

Diámetroexterior

de labrida

O

Espesorde labrida

mínimo

C

Diámetrodel cuello

X

en elorigen delbiseladodel cuellosoldable

A

Encordadadeslizable

Y

Solapa

Y

Cuellosoldable

Y

EncordadaLongitud

delencordado

T

Deslizablemínimo

B

Solapamínimo

B

CuelloSoldable

B

en eldiámetrointerior

en la bridade solapa

y en eltubo

Y

Abocardadoen brida

encordadamínimo

Q

1/2 3/411 1/41 1/222 1/233 1/2

Use 600 - lb

4 5 6 81012

1416182024

101112 1/21517 1/220 1/2

2325 1/22830 1/236

1 3/81 1/21 5/81 7/82 1/82 1/4

2 3/82 1/22 5/82 3/43

5 3/4 7 8 1/810 1/412 5/814 3/4

16 3/4192123 1/827 5/8

4.50 5.56 6.63 8.6310.7512.75

14.0016.0018.0020.0024.00

22 1/82 1/42 11/162 7/83 1/8

3 5/163 11/163 7/844 1/2

22 1/82 1/42 11/1644 1/4

4 5/855 3/85 3/46 1/4

3 1/244 1/164 5/84 7/85 5/8

5 7/866 1/26 5/86 7/8

1 7/161 11/161 13/1622 3/162 3/8

2 1/22 11/162 3/42 7/83 1/4

4.57 5.66 6.72 8.7210.8812.88

14.1416.1618.1820.2024.25

4.60 5.69 6.75 8.7510.9212.92

14.1816.1918.2020.2524.25

7/167/161/21/21/21/2

1/21/21/21/21/2

4.63 5.69 6.75 8.7510.8812.94

14.1916.1918.1920.1924.19

Thearded

EncordadaSlip - in -welding

Deslizable

Lapped

Solapa

Blind

Ciega

Welding Neck

Cuello soldable

X

C

Q

A

Y

O

BX

X

X

O

O

O

CCC

C

B

Y

Y

Y

B

T

O

Page 129: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Sistemas de transporte de petróleo por tubería 129

C.07.g.15 [TABLA 23.-ANSI B 16.5 ]]–– 600 LB ––

DIMENSIONES DE BRIDAS DE ACERO

Dimensiones en pulgadas1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15

DiámetroLongitud total Diámetro interior (bore) Radio de la

esquina enDiámetro

nominal deltubo

Diámetroexterior

de labrida

Espesor de labrida

mínimo

O

Diámetrodel cuello

X

del cuelloen el

origen delbisel del

cuello soldable

A

Encordadodeslizable

embutir y soldar

Y

Solapa

Y

Cuellosoldable

Y

Encordadalongitud delencordado

T

Deslizableembutiry soldarmínimo

B

Solapamínimo

B

Cuellosoldableembutir y

soldarB

el diámetrointerior en

la bridade solapa

y en el tubo

t

AbocardadoBrida

encordadamínimo

Q

Profundidadde la caja

D 1/2 3/4 1 1 1/4 1 1/2

2 2 1/2 3 3 1/2

4 5 6 81012

1416182024

3 3/4 4 5/8 4 7/8 5 1/4 6 1/8

6 1/2 7 1/2 8 1/4 9

10 3/4131416 1/22022

23 3/42729 1/43237

9/16 5/8 11/16 13/16 7/8

11 1/81 1/41 3/8

1 1/21 3/41 7/82 3/162 1/22 5/8

2 3/433 1/43 1/24

1 1/2 1 7/8 2 1/8 2 1/2 2 3/4

3 5/16 3 15/16 4 5/8 5 1/4

6 7 7/16 8 3/410 3/413 1/215 3/4

1719 1/221 1/22428 1/4

0.84 1.05 1.32 1.66 1.90

2.38 2.88 3.50 4.00

4.50 5.56 6.63 8.6310.7512.75

14.0016.0018.0020.0024.00

7/811 1/161 1/81 1/4

1 7/161 5/81 13/161 15/16

2 1/82 3/82 5/833 3/83 5/8

3 11/164 3/164 5/855 1/2

7/811 1/161 1/81 1/4

1 7/161 5/81 13/161 15/16

2 1/82 3/82 5/834 3/84 5/8

55 1/266 1/27 1/4

2 1/162 1/42 7/162 5/82 3/4

2 7/83 1/83 1/43 3/8

44 1/24 5/85 1/466 1/8

6 1/277 1/47 1/28

5/8 5/8 11/16 13/16 7/8

1 1/81 1/41 3/81 9/16

1 5/81 7/822 1/42 9/162 3/4

2 7/83 1/163 1/83 1/43 5/8

0.88 1.09 1.36 1.70 1.95

2.44 2.94 3.57 4.07

4.57 5.66 6.72 8.7210.8812.88

14.1416.1618.1820.2024.25

0.90 1.11 1.38 1.72 1.97

2.46 2.97 3.60 4.10

4.60 5.69 6.75 8.7510.9212.92

14.1816.1918.3020.2520.25

1/81/81/83/161/4

5/165/163/83/8

7/167/161/21/21/21/2

1/21/21/21/21/2

0.93 1.14 1.41 1.75 1.99

2.50 3.00 3.63 4.13

4.63 5.69 6.75 8.7510.8812.94

14.1916.1918.1920.1924.19

3/8 7/16 1/2 9/16 5/8

11/16 3/413/16

Page 130: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Petróleos Mexicanos130

C.07.g.16 [TABLA 26.-ANSI B 16.5 ]]–– 900 LB ––

DIMENSIONES DE BRIDAS DE ACERO

Dimensiones en pulgadas1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14

Diámetrodel cuello Longitud total Diámetro interior (bore)

Radio de laesquina

Diámetronominaldel tubo

Diámetroexterior

de labrida

O

Espesorde labrida

mínimo

C

Diámetrodel cuello

X

en elorigen delbiseladodel cuellosoldable

A

Encordadadeslizable

Y

Solapa

Y

Cuellosoldable

Y

EncordadaLongitud

delencordado

T

Deslizablemínimo

B

Solapamínimo

B

CuelloSoldable

B

en eldiámetrointerior

en la bridade solapa

y en el tubor

Abocardadoen brida

encordadamínimo

Q

1/2 3/411 1/4

1 1/222 1/2

Use 1500 - lb

3 4

5 6 81012

1416182024

9 1/211 1/2

13 3/41518 1/221 1/224

25 1/427 3/43133 3/441

1 1/21 3/4

22 3/162 1/22 3/43 1/8

3 3/83 1/244 1/45 1/2

5 6 1/4

7 1/2 9 1/411 3/414 1/216 1/2

17 3/42022 1/424 1/229 1/2

3.50 4.50

5.56 6.63 8.6310.7512.75

14.0016.0018.0020.0024.00

2 1/82 3/4

3 1/83 3/844 1/44 5/8

5 1/85 1/466 1/48

2 1/82 3/4

3 1/83 3/84 1/255 5/8

6 1/86 1/27 1/28 1/410 1/2

44 1/2

55 1/26 3/87 1/47 7/8

8 3/88 1/299 3/411 1/2

1 5/81 7/8

2 1/82 1/42 1/22 13/163

3 1/43 3/63 1/23 5/84

3.57 4.57

5.66 6.72 8.7210.8812.88

14.1416.1618.1820.2024.25

3.60 4.60

5.69 6.75 8.7510.9212.92

14.1816.1918.2020.2524.25

3/87/16

7/161/21/21/21/2

1/21/21/21/21/2

3.63 4.63

5.69 6.75 8.7510.8812.94

14.1916.1918.1920.1924.19

Threaded

Encordada

Slip - on - welding

Deslizable

Lapped

Solapa

BlindCiega

Welding Neck

Cuello soldable

Q

C

BY

AX

X

O O

O

CC

DY

X

CCY

O

Y

X

B

O

T

Page 131: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Sistemas de transporte de petróleo por tubería 131

C.07.g.17 [ TABLA 29.-ANSI B 16.5 ]]–– 1500 LB ––

DIMENSIONES DE BRIDAS DE ACERO

Dimensiones en pulgadas

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15

DiámetroLongitud total Diámetro interior (bore) Radio de la

esquinaDiámetro

Nominal deltubo

Diámetroexterior

de labrida

O

Espesorde la brida

mínimo

C

Diámetrodel cuello

X

del cuelloen el

origen delbisel del

cuello soldable

A

Encordadodeslizable

cuello soldable

Y

Solapa

Y

Cuellosoldable

Y

EncordadaLongitud delencordado

T

Deslizablecuello soldable

mínimo

B

Solapamínimo

B

Cuellosoldableembutir y

soldar

B

en eldiámetrointerioren la

brida desolapa

y en el tubor

Abocardadoen la bridaencordada

mínimo

Q

Profundidadde la caja

D 1/2 3/4 1 1 1/4

1 1/2 2 2 1/2 3 4

5 6 81012

1416182024

4 3/4 5 1/8 5 7/8 6 1/4

7 8 1/2 9 1/810 1/212 1/4

14 2/415 1/2192828 1/2

29 1/232 1/23333 2/440

7/811 1/81 1/8

1 1/41 1/21 5/81 7/82 1/8

3 7/83 1/43 5/64 1/44 7/8

5 1/45 3/46 3/878

1 1/8 1 3/4 2 1/ 16 2 1/2

2 2/4 4 1/8 4 7/8 5 1/4 6 3/8

7 3/4 911 1/214 1/317 3/4

19 1/220 3/420 1/228 1/429

0.34 1.05 1.36 1.68

1.89 2.30 3.00 3.00 4.00

5.00 6.00 8.0010.7012.70

14.0016.0018.0020.0024.00

1 1/41 3/81 3/81 3/8

1 3/42 1/42 1/22 7/83 9/16

4 1/84 11/165 5/86 1/67 1/8

.....

.....

.....

.....

.....

1 1/81 3/81 3/81 5/8

1 3/42 1/42 1/22 7/83 9/16

4 1/84 11/165 5/8

79 3/8

9 1/210 1/410 7/811 1/212

2 3/8 2 3/4 2 7/8 3 7/8

3 1/4 4 4 1/8 4 5/8 4 7/8

6 1/8 6 3/4 8 3/81011 1/8

11 3/412 1/412 7/81416

7/811 1/81 3/16

1 1/41 1/21 7/822 1/4

2 1/22 3/433 5/163 1/8

.....

.....

.....

.....

.....

0.081.091.361.79

1.962.442.94

0.08 1.11 1.38 1.72

1.97 2.48 2.97 3.60 4.60

5.00 6.75 8.7510.0312.02

14.1014.1316.3920.2626.36

1/81/81/83/16

1/45/165/166/87/16

7/161/21/21/21/2

1/21/21/21/21/2

0.93 1.14 1.41 1.73

1.99 2.30 3.00 3.63 4.83

5.09 6.75 8.7510.9212.94

14.1816.1918.2020.2524.25

3/8 7/16 1/2 9/16

5/811/16 3/4

Threaded (1/2 a 1 1/2 sólo)

Encordada

Slip - on - welding (1/2 a 2 ½ sólo)

DeslizableSocket - welding (1/2 a 2 ½ sólo)

Embutir y soldar

BlindCiega

Lapped

Solapa

Welding Neck

Cuello soldable

B Cal.10

D

B Cal.12

C

X X X

CCT

Q

Y

B

O O

O

Y

X

X

B

Y

Y CCC

O

O

O

D

A

Page 132: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Petróleos Mexicanos132

C.07.g.18 [ TABLA 32.-ANSI B 16.5 ]]

––-2500 LB ––DIMENSIONES DE BRIDAS DE ACERO

Dimensiones en pulgadas

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13

Diámetro Longitud total Diámetro interior (bore)Radio de laesquina en

DiámetroNominaldel tubo

Diámetroexterior

de labrida

O

Espesorde la brida

mínimo

C

Diámetrodel cuello

X

del cuello enel origen del

bisel delcuello soldable

A

Encordado

Y

Solapa

Y

Cuellosoldable

T

EncordadaLongitud

delencordado

t

Solapamínimo

B

Cuellosoldable

B

el diámetrointerior en

la bridade solapa

y en el tuboY

Abocardadoen la bridaencordada

mínimoQ

1/2 3/4 1 1 1/4 1 1/2

2 2 1/2 3 4

5 6 81012

5 1/4 5 1/2 6 1/4 7 1/4 8

9 1/410 1/21214

16 1/21921 3/428 1/230

1 3/161 1/41 3/61 1/21 3/4

22 1/42 5/83

3 6/84 1/456 1/27 1/4

1 1/16 2 2 1/4 2 7/8 3 1/8

3 3/4 4 1/2 5 1/4 6 1/2

8 9 1/41214 3/417 3/8

0.94 1.05 1.32 1.66 1.90

2.30 2.80 3.90 4.90

5.96 6.63 8.6310.7512.75

1 9/16 1 11/16 1 7/8 2 1/16 2 3/6

2 1/4 3 1/8 3 6/8 4 1/4

5 1/8 6 7 910

1 9/16 1 11/16 1 7/8 2 1/16 2 3/6

2 1/4 3 1/8 3 6/8 4 1/4

5 1/8 6 7 910

2 7/8 3 1/8 3 1/2 3 3/4 4 3/8

5 5 5/8 6 5/8 7 1/2

910 3/412 1/216 1/218 1/4

1 1/81 1/41 3/81 1/21 3/4

22 1/42 1/22 3/4

33 1/43 3/44 1/44 2/4

0.08 1.11 1.38 1.72 1.97

2.48 2.97 3.60 4.00

5.69 6.75 8.7510.9212.92

1/81/81/83/161/4

5/165/166/87/16

7/161/21/21/21/2

0.93 1.14 1.41 1.73 1.99

2.30 3.00 3.63 4.83

5.09 6.75 8.7510.9212.94

Tjreaded

Encordada

BlindCiega

LappedSolapa Welding neck

Cuello soldable

XQ

T C Y

O

B

A

D

X

X

OO

OY

Y

CC

C

Page 133: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Sistemas de transporte de petróleo por tubería 133

C.07.g.19 [[ TABLA 13.-ANSI B 16.5 ]]–– 150 LB ––

PATRON PARA TALADROS EN BRIDAS. ESPARRAGOS

Dimensiones en pulgadas1 2 3 4 5 6 7 8 9

Diámetro Diámetro Taladro Longitud l.Nominal exterior Diámetro Diámetro Número Diámetro Espárragos Tornillosdel tubo de la brida

O

del círculo deespárragos

de los agujerosde los

espárragos

de losespárragos

de losespárragos 1/16 pulg

cara realzadaJunta de

anillo1/16 pulg

cara realzada 1/2 3/411 1/41 1/2

22 1/233 1/24

5681012

1416182024

3 1/2 3 7/8 4 1/4 4 5/8 5

6 7 7 1/2 8 1/2 9

101113 1/21619

2123 1/22527 1/232

2 3/8 2 3/4 3 1/8 3 1/2 3 7/8

4 3/4 5 1/2 6 7 7 1/2

8 1/2 9 1/211 3/414 1/417

18 3/421 1/422 3/42529 1/2

5/8 5/8 5/8 5/8 5/8

3/4 3/4 3/4 3/4 3/4

7/8 7/8 7/811

1 1/81 1/81 1/41 1/41 3/8

4 4 4 4 4

4 4 4 8 8

8 8 81212

1216162020

1/2 1/2 1/2 1/2 1/2

5/8 5/8 5/8 5/8 5/8

3/4 3/4 3/4 7/8 7/8

111 1/81 1/81 1/4

2 1/42 1/42 1/22 1/22 3/4

33 1/43 1/23 1/23 1/2

3 3/43 3/444 1/24 1/2

55 1/45 3/466 3/4

.....

.....333 1/4

3 1/23 3/4444

4 1/44 1/44 1/255

5 1/25 3/46 1/46 1/27 1/2

1 3/4222 1/42 1/4

2 3/43333

3 1/43 1/43 1/23 3/44

4 1/44 1/24 3/45 1/45 3/4

1. BRIDA2. ACCESORIO CON BRIDA

3. TORNILLO Y TUERCAPARA MAQUINA

4. ESPARRAGOS

1.- FLANGE

BOLT CIRCLE 3.- MACHINE BOLT WITH NUT

L

2.- FLANGE FITTING4.- STUD BOLT WITH NUTS

L

O

Page 134: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Petróleos Mexicanos134

C.07.g.20 [ TABLA 16.- ANSI B 16.5 ]]–– 300 LB ––

PATRON PARA TALADROS EN BRIDAS. ESPARRAGOS

1 2 3 4 5 6 7 8 9Diámetro Diámetro Taladro Longitud L.Nominal exterior Diámetro Diámetro Número Diámetro Espárragos Tornillosdel tubo de la brida

O

del círculo deespárragos

de los agujerosde los

espárragos

de losespárragos

de losespárragos 1/16 pulg

cara realzadaJunta de

anillo1/16 pulg

cara realzada 1/2 3/411 1/41 1/2

22 1/233 1/24

5681012

1416182024

3 3/4 4 5/8 4 7/8 5 1/4 6 1/8

6 1/2 7 1/2 8 1/4 910

1112 1/21517 1/220 1/2

2325 1/22830 1/236

2 5/8 3 1/4 3 1/2 3 7/8 4 1/2

5 5 7/8 6 5/8 7 1/4 7 7/8

9 1/410 5/81315 1/417 3/4

20 1/422 1/224 3/42732

5/8 3/4 3/4 3/4 7/8

3/4 7/8 7/8 7/8 7/8

7/8 7/811 1/81 1/4

1 1/41 3/81 3/81 3/81 5/8

4 4 4 4 4

8 8 8 8 8

812121616

2020242424

1/2 5/8 5/8 5/8 3/4

5/8 3/4 3/4 3/4 3/4

3/4 3/4 7/811 1/8

1 1/81 1/41 1/41 1/41 1/2

2 1/22 3/4333 1/2

3 1/43 3/444 1/44 1/4

4 1/24 3/45 1/466 1/2

6 3/47 1/47 1/289

33 1/43 1/23 1/24

44 1/24 3/455

5 1/45 1/266 3/47 1/4

7 1/288 1/48 3/410

22 1/22 1/22 3/43

33 1/43 1/23 3/43 3/4

44 1/44 3/45 1/45 3/4

66 1/26 3/477 3/4

1. BRIDA2. ACCESORIO CON BRIDA

3. TORNILLO Y TUERCAPARA MAQUINA

4. ESPARRAGOS

1.- FLANGE

3.- MACHINE BOLT WITH NUTBOLT CIRCLE

L

2.-FLANGE FITTING

L

O

4.- STUD BOLT WITH NUTS

Page 135: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Sistemas de transporte de petróleo por tubería 135

C.07.g.21 [ TABLA 19.-ANSI B 16.5 ]–– 400 LB ––

PATRON PARA TALADROS EN BRIDAS. ESPARRAGOS

Dimensiones en pulgadas

1 2 3 4 5 6 7 8 9Taladro Longitud del espárrago.

LDiámetroNominaldel tubo

Diámetroexterior

de la brida

O

Diámetrodel círculo deespárragos

Diámetrode los agujeros

de losespárragos

Númerode los

espárragos

Diámetrode los

espárragos1/4 pulg

cararealzada

Macho yhembraEspiga yranura

Junta deanillo

1/2 3/411 1/41 1/2

22 1/233 1/2

Use 600 - lb

45681012

1416182024

101112 1/21517 1/220 1/2

2325 1/22830 1/236

7 7/8 9 1/410 5/81315 1/417 3/4

20 1/422 1/224 3/42732

1111 1/81 1/41 3/8

1 3/81 1/21 1/21 5/81 7/8

8 812121616

2020242424

7/8 7/8 7/811 1/81 1/4

1 1/41 3/81 3/81 1/21 3/4

5 1/45 1/25 3/46 1/27 1/47 3/4

88 1/28 3/49 1/210 1/2

55 1/45 1/26 1/477 1/2

7 3/48 1/48 1/29 1/410 1/4

5 1/25 3/466 3/47 1/28

8 1/48 3/499 3/411

1.- FLANGE

2.-FLANGE FITTING

3.- STUD BOLT WITH NUTS

1. BRIDA2. ACCESORIO CON BRIDA3. ESPARRAGO

L

O

BOLT CIRCLE

Page 136: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Petróleos Mexicanos136

C.07.g.22 [ TABLA 22.-ANSI B 16.5 ]]–– 600 LB ––

PATRON PARA TALADROS EN BRIDAS. ESPARRAGOS

1 2 3 4 5 6 7 8 9

Diámetro Diámetro TaladroLongitud del espárrago

L.Nominaldel tubo

exteriorde la brida

O

Diámetrodel círculo deespárragos

Diámetrode los agujeros

de losespárragos

Númerode los

espárragos

Diámetrode los

espárragos1/4 pulg

cararealzada

Macho yhembraEspiga yranura

Junta deanillo

1/2 3/411 1/41 1/2

22 1/233 1/24

5681012

1416182024

3 3/4 4 5/8 4 7/8 5 1/4 6 1/8

6 1/2 7 1/2 8 1/4 910 3/4

131416 1/22022

23 3/42729 1/43237

2 5/8 3 1/4 3 1/2 3 7/8 4 1/2

5 5 7/8 6 5/8 7 1/4 8 1/2

10 1/211 1/213 3/41719 1/4

20 3/423 3/425 3/428 1/233

5/8 3/4 3/4 3/4 7/8

3/4 7/8 7/811

1 1/81 1/81 1/41 3/81 3/8

1 1/21 5/81 3/41 3/42

4 4 4 4 4

8 8 8 8 8

812121620

2020202424

1/2 5/8 5/8 5/8 3/4

5/8 3/4 3/4 7/8 7/8

111 1/81 1/41 1/4

1 3/81 1/21 5/81 5/81 7/8

3 3 1/4 3 1/2 3 3/4 4

4 4 1/2 4 3/4 5 1/4 5 1/2

6 1/4 6 1/2 7 1/2 8 1/4 8 1/2

9 9 3/410 1/211 1/412 3/4

2 3/4 3 3 1/4 3 1/2 3 3/4

3 3/4 4 1/4 4 1/2 5 5 1/4

6 6 1/4 7 1/4 8 8 1/4

8 3/4 9 1/210 1/41112 1/2

33 1/43 1/23 3/44

4 1/44 3/455 1/25 3/4

6 1/26 3/47 3/48 1/28 3/4

9 1/41010 3/411 1/213 1/4

1.- FLANGE

2.-FLANGE FITTING

3.- STUD BOLT WITH NUTS

1. BRIDA2. ACCESORIO CON BRIDA3. ESPARRAGO

O

BOLT CIRCLE

L

Page 137: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Sistemas de transporte de petróleo por tubería 137

C.07.g.23 [ TABLA 25.-ANSI B 16.5 ]–– 900 LB ––

PATRON PARA TALADROS EN BRIDAS. ESPARRAGOS

Dimensiones en pulgadas

1 2 3 4 5 6 7 8 9

TaladroLongitud del espárrago

L.DiámetroNominaldel tubo

Diámetroexterior

de la bridaO

Diámetrodel círculo deespárragos

Diámetrode los agujeros

de losespárragos

Númerode los

espárragos

Diámetrode los

espárragos1/4 pulg

cararealzada

Macho yhembraEspiga yranura

Junta deanillo

1/2 3/411 1/41 1/222 1/2

Use 1500 - lb

3 4

5 6 81012

1416182024

9 1/211 1/2

13 3/41518 1/221 1/224

25 1/427 3/43133 3/441

7 1/2 9 1/4

1112 1/215 1/218 1/221

2224 1/42729 1/235 1/2

11 1/4

1 3/81 1/41 1/21 1/21 1/2

1 5/81 3/422 1/82 5/8

8 8

812121620

2020202020

7/81 1/8

1 1/41 1/81 3/81 3/81 3/8

1 1/21 5/81 7/822 1/2

5 1/2 6 1/2

7 1/4 7 1/2 8 1/2 9 9 3/4

10 1/21112 3/413 1/217

5 1/4 6 1/4

7 7 1/4 8 1/4 8 3/4 9 1/2

10 1/410 3/412 1/213 1/416 3/4

5 3/46 3/4

7 1/27 1/28 3/49 1/410

1111 1/213 1/41417 3/4

1.- FLANGE

2.-FLANGE FITTING

3.- STUD BOLT WITH NUTS

1. BRIDA2. ACCESORIO CON BRIDA3. ESPARRAGO

LBOLT CIRCLE

O

Page 138: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Petróleos Mexicanos138

C.07.g.24 [ TABLA 28.-ANSI B 16.5 ]]–– 1 500 LB ––

PATRON PARA TALADROS EN BRIDAS. ESPARRAGOS

Dimensiones en pulgadas

1 2 3 4 5 6 7 8 9

Diámetro Diámetro TaladroLongitud del espárrago

L.Nominaldel tubo

exteriorde la brida

O

Diámetrodel círculo deespárragos

Diámetrode los agujeros

de losespárragos

Númerode los

espárragos

Diámetrode los

espárragos1/4 pulg

cararealzada

Macho yhembraEspiga yranura

Junta deanillo

1/2 3/411 1/4

1 1/222 1/234

5681012

1416182024

4 3/4 5 1/8 5 7/8 6 1/4

7 8 1/2 9 5/810 1/212 1/4

14 3/415 1/2192326 1/2

291/232 1/23638 3/446

3 1/4 3 1/2 4 4 3/8

4 7/8 6 1/2 7 1/2 8 9 1/2

11 1/212 1/215 1/21922 1/2

2527 3/430 1/232 3/439

7/8 7/811

1 1/811 1/81 1//41 3/8

1 5/81 1/21 3/422 1/8

2 3/82 5/82 7/83 1/83 5/8

4 4 4 4

4 8 8 8 8

812121216

1616161616

3/4 3/4 7/8 7/8

1 7/811 1/81 1/4

1 1/21 3/81 5/81 7/82

2 1/42 1/22 3/433 1/2

4 4 1/4 4 3/4 4 3/4

5 1/4 5 1/2 6 6 3/4 7 1/2

9 1/21011 1/413 1/414 3/4

1617 1/219 1/42124

3 3/4 4 4 1/2 4 1/2

5 5 1/4 5 3/4 6 1/2 7 1/4

9 1/4 9 3/4111314 1/2

15 3/4 17 1/41920 3/423 3/4

4 4 1/4 4 3/4 4 3/4

5 1/4 5 3/4 6 1/4 7 7 3/4

9 3/410 1/411 3/413 1/215 1/4

16 3/418 1/220 1/422 1/425 1/2

1.- FLANGE

2.-FLANGE FITTING

3.- STUD BOLT WITH NUTS

1. BRIDA2. ACCESORIO CON BRIDA3. ESPARRAGO

BOLT CIRCLEL

O

Page 139: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Sistemas de transporte de petróleo por tubería 139

C.07.g.25 [ TABLA 31.-ANSI B 16.5 ]]–– 2500 LB ––

PATRON PARA TALADROS EN BRIDAS. ESPARRAGOS

1 2 3 4 5 6 7 8 9

Diámetro Diámetro TaladroLongitud del espárrago

L.Nominaldel tubo

exteriorde la brida

O

Diámetrodel círculo deespárragos

Númerode los

agujeroso de los

espárragos

Diámetrode los

espárragos

Diámetrode los

agujeros1/4 pulg

cararealzada

Macho yhembraEspiga yranura

Junta deanillo

1/2 3/4 1 1 1/4 1 1/2

2 2 1/2 3 4

5 6 81012

5 1/4 5 1/2 6 1/4 7 1/4 8

9 1/410 1/21214

16 1/21921 3/426 1/230

3 1/2 3 3/4 4 1/4 5 1/8 5 3/8

6 3/4 7 3/4 910 3/4

12 3/414 1/217 1/421 1/424 3/8

4 4 4 4 4

8 8 8 8

8 8121212

3/4 3/4 7/811 1/8

11 1/81 1//41 1/2

1 3/4222 1/22 3/4

7/8 7/811 1/81 1/4

1 1/81 1/41 3/81 5/8

1 7/82 1/82 1/82 5/82 7/8

4 3/4 4 3/4 5 1/4 5 3/4 6 1/2

6 3/4 7 1/2 8 1/29 3/4

11 1/213 1/2151921

4 1/2 4 1/25 5 1/2 6 1/4

6 1/2 7 1/4 8 1/4 9 1/2

11 1/413 1/414 3/418 3/420 3/4

4 3/4 4 3/4 5 1/4 6 6 3/4

7 7 3/4 8 3/410 1/4

12 1/41415 1/22022

3.- STUD BOLT WITH NUTS

1. BRIDA2. ACCESORIO CON BRIDA3. ESPARRAGO

2.-FLANGE FITTING

1.- FLANGE

BOLT CIRCLE

O

L

Page 140: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Petróleos Mexicanos140

C.07.g.26 [ TABLA 15.-ANSI B 16.5 ]]–– 150 LB ––

DIMENSIONES DE ACCESORIOS DE ACERO CON BRIDAS

Dimensiones en pulgadas

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 1/16 pulg Cara realzada o borde de brida Junta de anillo

Distancia del cruce de ejes centrales a:

A la superficie de contacto de la brida (excepto reducciones)Diámetronominal

deltubo

Diámetroexterior

de labrida

O

Espesorde labridaMín.

C

Espesorde pared

delaccesorio

Diámetrointerior

delaccesorio

d

Codo 90ºTe

CruzY griega

AA

Codo 90ºradiolargo

BB

Codo45º

CC

En lostramosgrandes

EE

En eltramocortoY 45º

Y griegaFF

Superficiede contacto

aSuperficie

de contactoReducción

GG

Codo90ºTe

CruzY griega

HH

Codo90º

radiolargo

JJ 1 1 1/4 1 1/2

2 2 1/2 3 3 1/2 4

5 6 81012

1416182024

4 1/4 4 5/8 5

6 7 7 1/2 8 1/2 9

101113 1/21619

2123 1/22527 1/232

7/16 1/2 9/16

5/8 11/16 3/4 13/16 15/16

15/1611 1/81 3/161 1/4

1 3/81 7/161 9/161 11/161 7/8

5/32 3/16 3/16

7/32 7/32 7/32 1/4 1/4

9/32 9/32 5/1611/32 3/8

13/32 7/1615/32 1/2 9/16

1 1 1/4 1 1/2

2 2 1/2 3 3 1/2 4

5 6 81012

13 1/415 1/417 1/419 1/423 1/4

3 1/2 3 3/4 4

4 1/2 5 5 1/2 6 6 1/2

7 1/2 8 91112

141516 1/21822

5 5 1/2 6

6 1/2 7 7 3/4 8 1/2 9

10 1/411 1/21416 1/219

21 1/22426 1/22934

1 3/4 2 2 1/4

2 1/2 3 3 3 1/2 4

4 1/2 5 5 1/2 6 1/2 7 1/2

7 1/2 8 8 1/2 9 1/211

5 3/4 6 1/4 7

8 9 1/21011 1/212

13 1/214 1/217 1/220 1/224 1/2

2730323540 1/2

1 3/41 3/42

2 1/22 1/2333

3 1/23 1/24 1/255 1/2

66 1/2789

4 1/2 4 1/2 4 1/2

5 5 1/2 6 6 1/2 7

8 9111214

1618192024

3 3/4 4 4 1/4

4 3/4 5 1/4 5 3/4 6 1/4 6 3/4

7 1/4 8 1/4 9 1/411 1/412 1/4

14 1/415 1/416 3/418 1/422 1/4

5 1/4 5 3/4 6 1/4

6 3/4 7 1/4 8 8 3/4 9 1/4

10 1/211 3/414 1/416 3/419 1/4

21 3/424 1/426 3/429 1/434 1/4

ELBOW

Codo 90º

LONO RADIUSELBOW

Codo 90ºRadio largo

45º ELBOW

Codo 45º

TEE

Te

CROSS

Cruz

45ºLATERAL

Y griega

FFMM

al extremo

AAHH

AAHH

AAHH

AAHH

AAHH

AAHH

AAHHAA

HH

AAHH

BBJJ

CCKK

BBJJ

EELL

L

Page 141: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Sistemas de transporte de petróleo por tubería 141

Concluye C.07.g.26–– 150 LB ––

DIMENSIONES DE ACCESORIOS DE ACERO CON BRIDAS

Dimensiones en pulgadas

14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 I

Junta de anilloTaladro

de la baseDistancias de cruce de ejes

centrales al extremo

Codo 45º

KK

En lostramos

grandesY 45º

LL

En eltramocortoY 45ºy de la

Y griegaMM

Extremoa

extremoReducción

NN

Del crucede ejes

Centralesa la

superficiede labase

R

Diámetrode la base

circularo lado

de la basecuadrada

S

Espesorde la base

T

Espesorde la

costilla

U

Círculode pernos

odistancia

entrepernosbase

cuadradaW

Diámetrode los

agujeros

Diámetronominaldel tubo

2 2 1/4 2 1/2

2 3/4 3 1/4 3 1/4 3 3/4 4 1/4

4 3/4 5 1/4 5 3/4 6 3/4 7 3/4

7 3/4 8 1/4 8 3/4 9 3/411 1/4

6 6 1/2 7 1/4

8 1/4 9 3/410 1/411 3/412 1/4

13 3/414 3/417 3/420 3/424 3/4

27 1/430 1/432 1/435 1/440 3/4

222 1/4

2 3/42 3/43 1/43 1/43 1/4

3 3/43 3/44 3/45 1/45 3/4

6 1/46 3/47 1/48 1/49 1/4

*

4 1/8 4 1/2 4 7/8 5 1/4 5 1/2

6 1/4 7 8 3/8 9 3/411 1/4

12 1/213 3/4151618 1/2

4 5/8 4 5/8 5 5 6

7 7 9 911

111113 1/213 1/213 1/2

1/2 1/2 9/16 9/16 5/8

11/16 11/16 15/16 15/161

111 1/81 1/81 1/8

1/2 1/2 1/2 1/2 1/2

5/8 5/8 7/8 7/81

111 1/81 1/81 1/8

3 1/2 3 1/2 3 7/8 3 7/8 4 3/4

5 1/2 5 1/2 7 1/2 7 1/2 9 1/2

9 1/2 9 1/211 3/411 3/411 3/4

5/85/85/85/83/4

3/43/43/43/47/8

7/87/87/87/87/8

1 1 1/4 1 1/2

2 2 1/2 3 3 1/2 4

5 6 81012

1416182024

* Para dimensiones a extremos de accesorios reducción y reducciones, junta de anillo, debe sumarse a lasdimensiones de la abertura mayor de accesorios rectos de "E" profundidad de ranura, de su bridacorrespondiente. Ver C.07.g.8, así como C.07.e.: 7, 22 III y 23 V y C.07.g.6.

REDUCER ECCENTRICREDUCER

TRUE “y”

ROUND BASE SQUARE BASE4 Agujeros

ReduccionesConcéntricay Excéntrica

DETALLE

Y griega

S

BASE ELBOW

Codo 90ºcon baseno es deanclaje

S

BASE TEE

Tecon baseno es deanclaje

GGNN

GGNN W

S

W

W

S

S

RU

RU

T

c

t

od

90°

FFMM

Page 142: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Petróleos Mexicanos142

C.07.g.27 [ TABLA 18.-ANSI B 16.5 ]]–– 300 LB ––

DIMENSIONES DE ACCESORIOS DE ACERO CON BRIDAS

Dimensiones en pulgadas

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

1/16 pulg Cara realzada o borde de bridaJunta de

AnilloDiámetronominal

del

Diámetroexterior

de la

Espesorde labrida

Espesorde

pared

Diámetrointerior

del

Distancias del cruce de ejes centrales a:A la superficie de contacto de la brida

Superficiede

contactoCruce eje

centraltubo brida

O

mín.

C

delaccesorio

mín.

t

Accesorio Codo90ºTe

CruzY griega

AA

Codo90º

radiolargo

BB

Codo45º

CC

En lostramos

grandesY 45º

EE

En eltramocortoY 45º

Y griega

FF

aSuperficie

decontacto

Reducción

GG

alextremo

Codo 90ºTe

CruzY griega

HH 1 1 1/4 1 1/2

2 2 1/2 3 3 1/2 4

5 6 81012

1416182024

4 7/8 5 1/4 6 1/8

6 1/2 7 1/2 8 1/4 910

1112 1/21517 1/220 1/2

2323 1/22630 1/236

11/16 3/4 13/16

7/811 1/81 3/161 1/4

1 3/81 7/161 5/81 7/82

2 1/82 1/42 3/82 1/22 3/4

3/163/167/32

1/41/49/329/325/16

3/83/87/161/29/16

5/811/163/413/1615/16

11 1/41 1/2

22 1/233 1/24

5681012

13 1/415 1/4171923

4 4 1/4 4 1/2

5 5 1/2 6 6 1/2 7

8 8 1/21011 1/213

1516 1/21819 1/222 1/2

5 5 1/2 6

6 1/2 7 7 3/4 8 1/2 9

10 1/411 1/21416 1/219

21 1/22426 1/22934

2 1/4 2 1/2 2 3/4

3 3 1/2 3 1/2 4 4 1/2

5 5 1/2 6 7 8

8 1/2 9 1/21010 1/212

6 1/2 7 1/4 8 1/2

910 1/21112 1/213 1/2

1517 1/220 1/22427 1/2

3134 1/237 1/240 1/247 1/2

2 2 1/4 2 1/2

2 1/2 2 1/2 3 3 3

3 1/2 4 5 5 1/2 6

6 1/2 7 1/2 8 8 1/2 10

4 1/2 4 1/2 4 1/2

5 5 1/2 6 6 1/2 7

8 9111214

1618192024

4 1/4 4 1/2 4 3/4

5 5/16 5 13/16 6 5/16 6 13/16 7 5/16

8 5/16 8 13/1610 5/1611 13/1613 5/16

15 5/1616 13/1618 5/1619 7/822 15/16

Codo 90º Codo 90ºradiolargo

Codo 45º Te Cruz Y griega

FFMM

AAHH

AAHH

AAHH

AAHH

AAHH

AAHH

AAHH

AAHH

BBJJ

BBJJ

EELL

AAHH

LCCKK

Page 143: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Sistemas de transporte de petróleo por tubería 143

Concluye C.07.g.27

–– 300 LB ––DIMENSIONES DE ACCESORIOS DE ACERO CON BRIDAS

Dimensiones en pulgadas

13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 I

Junta de anilloTaladro

de la baseDistancias del cruce de ejes

centrales al extremo Del cruceDiámetro

de la

En el Extremode ejes

Centralesbase

circular Espesor Espesor Círculo deCodo 90º

radiolargo

Codo 45ºEn lostramos

grandesY 45º

tramocortoY 45º

Y griega

aextremo

Reducción

a lasuperficie

de labase

o ladode labase

cuadrada

de labase

de lacostilla

pernoso

distanciaentre

pernosbase

cuadrada

Diámetrode los

agujeros

Diámetronominaldel tubo

JJ 5 1/4 5 3/4 6 1/4

6 13/16 7 5/16 8 1/16 8 13/16 9 5/16

10 9/1611 13/1614 5/1616 13/1619 5/16

21 13/1624 5/1626 13/1629 3/834 7/16

KK 2 1/2 2 3/4 3

3 5/16 3 13/16 3 13/16 4 5/16 4 13/16

5 5/16 5 13/16 6 5/16 7 5/16 8 5/16

8 13/169 13/1610 5/1610 7/812 7/16

LL 6 3/4 7 1/2 8 3/4

9 5/1610 13/1611 5/1612 13/1613 13/16

15 5/1617 13/1620 13/1624 5/1627 13/16

31 5/1634 13/1637 13/1640 7/847 15/16

MM 2 1/4 2 1/2 2 3/4

2 13/16 2 13/16 3 5/16 3 5/16 3 5/16

3 13/16 4 5/16 5 5/16 5 13/16 6 5/16

6 13/16 7 13/16 8 5/16 8 7/810 7/16

NN

*

R

4 1/2 4 3/4 5 1/4 5 5/8 6

6 3/4 7 1/2 9 10 1/212

13 1/214 3/416 1/417 7/820 3/4

S

5 1/4 5 1/4 6 1/8 6 1/8 6 1/2

7 1/2 7 1/2101012

12 1/212 1/2151517 1/2

T

3/4 3/4 13/16 13/16 7/8

1 1 1 1/4 1 1/4 1 7/16

1 7/16 1 7/16 1 5/8 1 5/8 1 7/8

U

1/2 1/2 5/8 5/8 5/8

3/4 3/4 7/8 7/81

11 1/81 1/81 1/41 1/4

W

3 7/8 3 7/8 4 1/2 4 1/2 5

5 7/8 5 7/8 7 7/8 7 7/810 5/8

10 5/810 5/8131315 1/4

3/4 3/4 7/8 7/8 3/4

7/8 7/8 7/8 7/8 7/8

7/8 7/8 1 11 1/8

1 1 1/4 1 1/2

2 2 1/2 3 3 1/2 4

5 6 81012

1416182024

* Para dimensiones a extremos de accesorios reducción y reducciones, junta de anillo, debe sumarse a lasdimensiones de la abertura mayor de accesorios rectos el valor de "E" profundidad de ranura, de su bridacorrespondiente. Ver C.07.g.8, así como C.07.e.: 7, 22 III y 23 V y C.07.g.6.

REDUCER ECCENTRICREDUCER

TRUE “y”

ROUND BASE SQUARE BASE4 Agujeros

ReducciónConcéntrica y Excéntrica Y griega

S

BASE ELBOW

Codo 90º con base,no es de anclaje

S

BASE TEE

Te con base,no es de anclaje

GGNN

GGNN

W

S

W

W

S

S

RU

RU

Tc

t

od

90°

FFMM

T

Page 144: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Petróleos Mexicanos144

C.07.g.28 [ TABLA 21.-ANSI B 16.5 ]]–– 400 LB ––

DIMENSIONES DE ACCESORIOS DE ACERO CON BRIDAS

Dimensiones en pulgadas

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15

Dimensiones al borde de la brida1/4 pulg Dimensiones a la cara

realzada de la brida

Espesor DiámetroDistancia del cruce de ejes

Centrales al borde de la bridaBordede la

Distancias del cruce de ejes centralesa la superficie de contacto de la brida

Superficiede

Diámetronominaldel tubo

Diámetroexterior

de labrida

O

Espesorde labridamín.

C

de pareddel

accesoriomín.

t

interiordel

accesorio

d

Codo90ºTe

CruzY griega

A

Codo 45º

C

En lostramos

grandesY 45º

E

En eltramocortoY 45º

Y griega

F

bridaa

Bordede labrida

Reducción

G

Codo 90ºTe

CruzY griega

AA

Codo 45º

CC

Y 45º

EE

Y 45ºY griega

FF

contactoa

Superficiede

contactoReducción

GG

1/2 3/4 1 1 1/4 1 1/2

2 2 1/2 3 3 1/2

Use 600 -lb

4 5 6 81012

1416182024

101112 1/21517 1/220 1/2

2325 1/22830 1/236

1 3/81 1/21 5/81 7/82 1/82 1/4

2 3/82 1/22 5/82 3/43

3/8 7/16 7/16 9/16 11/16 3/4

13/16 7/8 15/161 1/161 3/16

4 5 6 81012

13 1/8151718 7/822 5/8

7 3/4 8 3/4 9 1/211 1/21314 3/4

1617 1/21920 1/224

5 1/4 5 3/4 6 6 1/2 7 1/2 8 1/2

91010 1/21112 1/2

15 3/416 1/218 1/22225 1/229 1/2

32 1/2363942 1/250

4 1/4 4 3/4 5 5 1/2 6 6 1/4

6 3/4 7 3/4 8 1/4 8 3/410 1/4

7 3/4 8 3/4 9 1/211 1/21314 3/4

16181920 1/224

8 9 9 3/411 3/413 1/415

16 1/417 3/419 1/420 3/424 1/4

5 1/2 6 6 1/4 6 3/4 7 3/4 8 3/4

9 1/410 1/410 3/411 1/412 3/4

1616 3/418 3/422 1/425 3/429 3/4

32 3/436 1/439 1/442 3/450 1/4

4 1/2 5 5 1/4 5 3/4 6 1/4 6 1/2

7 8 8 1/2 910 1/2

8 1/4 9 1/4101213 1/215 1/4

16 1/218 1/219 1/22124 1/2

ELBOW

Codo 90º

45º ELBOW

Codo 45º

TEE

Te

45º LATERAL

Y 45

CROSS

Cruz

EELL

AAHH

AAAHH

AAHH

AAHH

AAHH

AAHH

AAHH

AAHH

AAHH

F

E

A

A

AA

A

A

AA

FFMM

C CCKK

Page 145: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Sistemas de transporte de petróleo por tubería 145

Concluye C.07.g.28

–– 400 LB ––DIMENSIONES DE ACCESORIOS DE ACERO CON BRIDAS

Dimensiones en pulgadas16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 I

Junta de anillo Taladro en la baseDistancias del cruce

de ejes al extremo de la bridaDel crucede ejes

Diámetrode la

Círculode pernos Diámetro

Codo 90ºTe

CruzY griega

HH

Codo45º

KK

En lostramosgrandes

Y 45º

LL

En eltramocortoY 45º

Y griegaMM

Extremoa

extremoReducción

NN

centralesa la

superficiede labase

R

basecircular

olado de

basecuadrada

S

Espesorde labase

T

Espesorde la

Costilla

U

odistancia

entrepernosbase

cuadradaW

Diámetrode los

agujeros

nominaldel

tubo

Use 600 - lb

8 1/16 9 1/16 9 3/1611 13/1613 5/1615 1/16

16 5/1617 13/1619 5/1620 7/824 7/16

5 9/16 6 1/16 6 5/16 6 13/16 7 13/16 8 13/16

9 5/1610 5/1610 13/1611 3/812 15/16

16 1/1616 13/1618 13/1622 5/1625 13/1629 13/16

32 13/1636 5/1639 5/1642 7/850 7/16

4 9/16 5 1/16 5 5/16 5 13/16 6 5/16 6 9/16

7 1/16 8 1/16 8 9/16 9 1/810 11/16

*

6 6 3/4 7 1/2 910 1/212

13 1/214 3/416 1/417 7/820 3/4

6 1/2 7 1/2 7 1/2101012 1/2

12 1/212 1/2151517 1/2

7/8111 1/41 1/41 7/16

1 7/161 7/161 5/81 5/81 7/8

5/8 3/4 3/4 7/8 7/81

11 1/81 1/81 1/41 1/4

5 5 7/8 5 7/8 7 7/8 7 7/810 5/8

10 5/810 5/8131315 1/4

3/4 7/8 7/8 7/8 7/8 7/8

7/8 7/8111 1/8

4 5 6 81012

1416182024

* Para dimensiones a extremos de accesorios reducción y reducciones, junta de anillo, debe sumarse a lasdimensiones de la abertura mayor de accesorios rectos el valor de "E" profundidad de ranura, de su bridacorrespondiente. Ver C.07.g.8, así como C.07.e.: 7, 22 III y 23 V y C.07.g.6.

Page 146: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Petróleos Mexicanos146

C.07.g.29 [ TABLA 24.-ANSI B 16.5 ]]–– 600 LB ––

DIMENSIONES DE ACCESORIOS DE ACERO CON BRIDAS

Dimensiones en pulgadas

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15Dimensiones al borde de la brida 1/4 pulg. cara realzada

Distancia del cruce de ejesCentrales al borde de la brida

Distancias del cruce de ejes centralesa la superficie de contacto de la brida

Diámetronominaldel tubo

Diámetroexterior

de labrida

O

Espesorde pared

de labridamín.

C

Espesorde pared

delaccesorio

t

Diámetrointerior

delaccesorio

d

Codo 90ºTe

CruzY griega

A

Codo 45º

C

En lostramosgrandes

Y 45º

E

En eltramocortoY 45º

Y griegaF

Extremoa extremoReducción

G

Codo 90ºTe

CruzY griega

AA

Codo 45º

CC

En lostramos

grandesY 45º

EE

En eltramocortoY 45º

Y griegaFF

Superficiede contacto

aSuperficie

de contactoReducción

GG 1/2 3/4 1 1 1/4 1 1/2

2 2 1/2 3 3 1/2 4

5 6 81012

1416182024

3 3/4 4 5/8 4 7/8 5 1/4 6 1/8

6 1/2 7 1/2 8 1/4 910 3/4

131416 1/22022

23 3/42729 1/43237

9/16 5/8 11/16 13/16 7/8

11 1/81 1/41 3/81 1/2

1 3/41 7/82 3/162 1/22 5/8

2 3/433 1/43 1/24

5/32 5/32 3/16 3/16 7/32

1/4 9/32 5/16 11/32 3/8

7/16 1/2 5/8 3/4 29/32

31/321 3/321 7/321 11/321 19/32

1/2 3/4 1 1 1/4 1 1/2

2 2 1/2 3 3 1/2 4

5 6 7 7/8 9 3/411 3/4

12 7/814 3/416 1/218 1/422

3 3 1/2 4 4 1/4 4 1/2

5 1/2 6 1/4 6 3/4 7 1/4 8 1/4

9 3/410 3/412 3/415 1/416 1/4

17 1/419 1/421 1/423 1/427 1/4

1 3/4 2 1/4 2 1/4 2 1/2 2 3/4

4 4 1/4 4 3/4 5 1/4 5 3/4

6 3/4 7 1/4 8 1/4 9 1/4 9 3/4

10 1/211 1/21212 3/414 1/2

5 1/2 6 1/2 7 7 3/4 8 3/4

1011 1/412 1/213 3/416 1/4

19 1/420 3/424 1/429 1/431 1/4

3438 1/441 3/445 1/452 3/4

1 1/2 1 3/4 2 2 1/4 2 1/2

3 1/4 3 1/4 3 3/4 4 1/4 4 1/4

5 3/4 6 1/4 6 3/4 7 3/4 8 1/4

8 3/4 9 3/410 1/410 3/412 3/4

4 1/2 4 1/2 4 1/2 4 1/2 4 1/2

5 1/2 6 1/4 6 3/4 7 1/4 8 1/4

9 3/410 3/412 3/415 1/416 1/4

17 1/419 1/421 1/423 1/427 1/4

3 1/4 3 3/4 4 1/4 4 1/2 4 3/4

5 3/4 6 1/2 7 7 1/2 8 1/2

10111315 1/216 1/2

17 1/219 1/221 1/223 1/227 1/2

2 2 1/2 2 1/2 2 3/4 3

4 1/4 4 1/2 5 5 1/2 6

7 7 1/2 8 1/2 9 1/210

10 3/411 3/412 1/41314 3/4

5 3/4 6 3/4 7 1/4 8 9

10 1/411 1/212 3/41416 1/2

19 1/22124 1/229 1/231 1/2

34 1/438 1/24245 1/253

1 3/4 2 2 1/4 2 1/2 2 3/4

3 1/2 3 1/2 4 4 1/2 4 1/2

6 6 1/2 7 8 8 1/2

91010 1/21113

5 5 5 5 5

6 6 3/4 7 1/4 7 3/4 8 3/4

10 1/411 1/413 1/415 3/416 3/4

17 3/419 3/421 3/423 3/427 3/4

ELBOW

Codo 90º

45º ELBOW

Codo 45º

TEE

Te

45º LATERAL

Y 45

CROSS

Cruz

EELL

AAHH A

AAHH

AAHH

AAHH

AAHH

AAHH

AAHH

AAHH

AAHH

F

E

A

A

AA

A

A

AA

FFMM

CCKK

C

Page 147: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Sistemas de transporte de petróleo por tubería 147

C.07.g.29. CONCLUYE600 LB

DIMENSIONES DE ACCESORIOS DE ACERO CON BRIDAS

Dimensiones en pulgadas16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 I

Junta de anilloTaladro

de la baseDistancias del cruce de ejes centrales

al extremo de la brida Cruce Diámetro Círculo

Codo 90ºTe

CruzY griega

HH

Codo 45º

KK

En lostramosgrandes

Y 45º

LL

En eltramocortoY 45º

Y griega

MM

Extremoa

extremoReducción

NN

de ejescentrales

a labase

R

de la basecircular

o lado dela base

cuadrada

S

Espesorde labase

T

Espesorde la

Costilla

U

de pernoso

distanciaentre

pernosbase

cuadradaW

Diámetrode los

agujeros

Diámetronominaldel tubo

3 7/32 3 3/4 4 1/4 4 1/2 4 3/4

5 13/16 6 9/16 7 1/16 7 9/16 8 9/16

10 1/1611 1/1613 1/1615 9/1616 9/16

17 9/1619 9/1621 9/1623 5/827 11/16

1 31/32 2 1/2 2 1/2 2 3/4 3

4 5/16 4 9/16 5 1/16 5 9/16 6 1/16

7 1/16 7 9/16 8 9/16 9 9/1610 1/16

10 13/1611 13/1612 5/1613 1/814 15/16

5 23/32 6 3/4 7 1/4 8 9

10 5/1611 9/1612 13/1614 1/1616 9/16

19 9/1621 1/1624 9/1629 9/1631 9/16

34 5/1638 9/1642 1/1645 5/853 3/16

1 23/32 2 2 1/4 2 1/2 2 3/4

3 9/16 3 9/16 4 1/16 4 9/16 4 9/16

6 1/16 6 9/16 7 1/16 8 1/16 8 9/16

9 1/1610 1/1610 9/1611 1/813 3/16

* 4 3/4 5 1/4 5 3/4 6 1/2 7

8 1/4 91112 1/213 1/4

14 3/416

6 1/8 6 1/8 6 1/2 6 1/2 7 1/2

101012 1/212 1/215

1515

13/16 13/16 7/8 7/81

1 1/41 1/41 7/161 7/161 5/8

1 5/81 5/8

5/8 5/8 3/4 3/4 3/4

3/4 3/4111 1/8

1 1/81 1/4

4 1/2 4 1/2 5 5 5 7/8

7 7/8 7 7/810 5/810 5/813

1313

7/8 7/8 3/4 3/4 7/8

7/8 7/8 7/8 7/81

11

1/2 3/4 1 1 1/4 1 1/2

2 2 1/2 3 3 1/2 4

5 6 81012

1416182024

* Para dimensiones a extremos de accesorios reducción y reducciones, junta de anillo, debe sumarse a lasdimensiones de la abertura mayor de accesorios rectos el valor de “E” profundidad de ranura, de su bridacorrespondiente. Ver C.07.g.8, así como C.07.e.: 7, 22 III y 23 V y C.07.g.6.

Page 148: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Petróleos Mexicanos148

C.07.g.30 [ TABLA 27.-ANSI B 16.5 ]]–– 900 LB ––

DIMENSIONES DE ACCESORIOS DE ACERO CON BRIDAS

Dimensiones en pulgadas.

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15Dimensiones al borde de la brida 1/4 pulg cara realzada

Distancia del cruce de ejesCentrales al borde de la brida

Distancias del cruce de ejes centralesa la superficie de contacto de la brida Superficie

Diámetronominaldel tubo

Diámetroexterior

de labrida

O

Espesorde labridamín.

C

Espesor depared

delaccesorio

mín.

t

Diámetrointerior

del accesorio

d

Codo 90ºTe

CruzY griega

A

Codo 45º

C

En lostramosgrandes

Y 45º

E

En eltramocortoY 45º

Y griega

F

Extremoa

extremoReducción

G

CodoTe

CruzY griega

AA

Codo 45º

CC

En lostramosgrandes

Y 45º

EE

En eltramocortoY 45º

Y griega

FF

de contactoa

Superficiede contactoReducción

GG

1/2 3/4 1 1 1/4

1 1/2 2 2 1/2

Use 1500 -lb

3 4

5 6 81012

1416182024

9 1/211 1/2

14 3/41518 1/221 1/224

25 1/427 3/43133 3/441

1 1/21 3/4

22 3/162 1/22 1/43 1/8

3 3/83 1/244 1/45 1/2

13/32 1/2

19/32 23/32 7/81 1/161 1/4

1 3/81 9/161 3/41 29/322 9/32

2 7/8 3 7/8

4 3/4 5 3/4 7 1/2 9 3/811 1/2

12 1/41415 3/417 1/221

7 1/4 8 3/4

10 3/411 3/414 1/416 1/418 3/4

202223 3/425 3/430 1/4

5 1/4 6 1/4

7 1/4 7 3/4 8 3/4 9 3/410 3/4

11 1/412 1/41314 1/417 3/4

14 1/417 1/4

20 3/422 1/427 1/431 1/434 1/4

36 1/440 1/245 1/45059 3/4

4 1/4 5 1/4

6 1/4 6 1/4 7 1/4 8 1/4 8 3/4

9 1/410 1/411 3/412 3/415 1/4

7 1/4 8 3/4

10 3/411 3/414 1/416 1/417 1/4

18 1/220 1/2242630

7 1/2 9

111214 1/216 1/219

20 1/422 1/4242630 1/2

5 1/2 6 1/2

7 1/2 8 91011

11 1/212 1/213 1/414 1/218

14 1/217 1/2

2122 1/227 1/231 1/234 1/2

36 1/240 3/445 1/250 1/460

4 1/2 5 1/2

6 1/2 6 1/2 7 1/2 8 1/2 9

9 1/210 1/2121315 1/2

7 3/4 9 1/4

11 1/412 1/414 1/416 1/417 3/4

192124 1/226 1/230 1/2

ELBOW

Codo 90º

45º ELBOW

Codo 45º

TEE

Te

45º LATERAL

Y 45

CROSS

Cruz

EELL

AAHH

AAAHH

AAHH

AAHH

AAHH

AAHH

AAHH

AAHH

AAHH

F

E

A

A

AA

A

A

AA

FFMM

CCKK

C

Page 149: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Sistemas de transporte de petróleo por tubería 149

Concluye C.07.g.30–– 900 LB ––

DIMENSIONES DE ACCESORIOS DE ACERO CON BRIDAS

Dimensiones en pulgadas16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26

Junta de anillo Taladro de la baseDistancias del cruce de ejes centrales

al extremo de la brida Diámetro CírculoCodo 90º

TeCruz

Y griega

HH

Codo 45º

KK

En lostramos

grandesY 45º

LL

En eltramocortoY 45º

Y griega

MM

Extremoa

extremoReducción

NN

Cruce deejes

Centralesa la

base

R

de la basecircular

olado de la

basecuadrada

S

Espesorde labase

T

Espesorde la

Costilla

U

de pernos odistancia

entrepernosbase

cuadrada

W

Diámetrode los

agujeros

Diámetronominal

deltubo

Use 1500 - lb

1/2 3/4 1 1 1/4 1 1/2 2 2 1/2

7 9/16 9 1/16

11 1/1612 1/1614 9/1616 9/1619 1/16

20 7/1622 7/1624 1/426 1/430 7/8

5 9/16 6 9/16

7 9/16 8 1/16 9 1/1610 1/1611 1/16

11 11/1612 11/1613 1/214 3/418 3/8

14 9/1617 9/16

21 1/1622 9/1627 9/1631 9/1634 9/16

36 11/1640 15/1645 3/450 1/260 3/8

4 9/16 5 9/16

6 9/16 6 9/16 7 9/16 8 9/16 9 1/16

9 11/1610 11/1612 1/413 1/415 7/8

*

5 3/4 7

8 1/4 91112 1/213 1/4

14 3/416

6 1/2 7 1/2

101012 1/212 1/215

1515

7/81

1 1/41 1/41 7/161 7/161 5/8

1 5/81 5/8

3/4 3/4

3/4 3/4111 1/8

1 1/81 1/4

5 5 7/8

7 7/8 7 7/810 5/810 5/813

1313

3/4 7/8

7/8 7/8 7/8 7/81

11

3 4

5 6 81012

1416

* Para dimensiones a extremos de accesorios reducción y reducciones, junta de anillo, debe sumarse a lasdimensiones de la abertura mayor de accesorios rectos el valor de “E” profundidad de ranura, de su bridacorrespondiente. Ver C.07.g.8, así como C.07.e.: 7, 22 III y 23 V y C.07.g.6.

Page 150: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Petróleos Mexicanos150

C.07.g.31 [ TABLA 30.-ANSI B 16.5 ]]–– 1500 LB ––

DIMENSIONES DE ACCESORIOS DE ACERO CON BRIDAS

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15Dimensiones al borde de la brida 1/4 pulg. cara realzada

Distancia del cruce de ejesCentrales al borde de la brida

Distancias del cruce de ejes centralesa la superficie de contacto de la brida

Diámetronominaldel tubo

Diámetroexterior

de labrida

O

Espesorde pared

de labridamín.

C

Espesorde pared

delaccesorio

mín.

t

Diámetrointerior

delaccesorio

d

Codo 90ºTe

CruzY griega

A

Codo45º

C

En lostramosgrandes

Y 45º

E

En eltramocortoY 45º

Y griega

F

Extremoa extremoReducción

G

Codo 90ºTe

CruzY griega

AA

Codo45º

CC

En lostramosgrandes

Y 45º

EE

En eltramocortoY 45º

Y griega

FF

Superficiede contacto

aSuperficie

de contactoReducción

GG

1/2 3/4 1 1 1/4

1 1/2 2 2 1/2 3 4

5 6 81012

1416182024

4 3/4 5 1/8 5 7/8 6 1/4

7 8 1/2 9 5/810 1/212 1/4

14 3/415 1/2192326 1/2

29 1/232 1/23638 3/446

7/811 1/81 1/8

1 1/41 1/21 5/81 7/82 1/8

2 7/83 1/43 5/84 1/44 7/8

5 1/45 3/46 3/878

3/16 7/32 1/4 5/16

3/8 7/16 1/2 5/8 3/4

29/321 1/321 13/321 23/322

2 3/162 1/22 13/163 1/83 23/32

1/2 11/16 7/8 1 1/8

1 3/8 1 7/8 2 1/4 2 3/4 3 5/8

4 3/8 5 3/8 7 8 3/410 3/8

11 3/81314 5/816 3/819 5/8

4 4 1/4 4 3/4 5 1/4

5 3/4 7 8 910 1/2

1313 5/816 1/819 1/422

24 1/2273032 1/238

2 3/4 3 3 1/4 3 3/4

4 4 1/2 5 5 1/2 7

8 1/2 9 1/810 5/811 3/413

141617 1/218 1/220 1/2

......

...... 8 3/4 9 3/4

10 3/413151719

2324 5/829 5/835 3/440 1/2

43 3/4485357 1/267

......

...... 2 1/4 2 3/4

3 1/4 3 3/4 4 1/4 4 3/4 5 3/4

7 1/4 7 7/8 8 7/81011 3/4

12 1/414 1/216 1/417 1/220 1/4

......

...... 4 1/2 5 1/4

5 3/4 6 3/4 7 3/4 8 3/410 1/4

13 1/41416 1/219 3/422 1/2

25 1/427 3/43133 1/239 1/4

4 1/4 4 1/2 5 5 1/2

6 7 1/4 8 1/4 9 1/410 3/4

13 1/413 7/816 3/819 1/222 1/4

24 3/427 1/430 1/432 3/438 1/4

3 3 1/4 3 1/2 4

4 1/4 4 3/4 5 1/4 5 3/4 7 1/4

8 3/4 9 3/810 7/81213 1/4

14 1/416 1/417 3/418 3/420 3/4

..... . ...... 910

1113 1/415 1/417 1/419 1/4

23 1/424 7/829 7/83640 3/4

4448 1/453 1/457 3/467 1/4

......

...... 2 1/2 3

3 1/2 4 4 1/2 5 6

7 1/2 8 1/8 9 1/810 1/412

12 1/214 3/416 1/217 3/420 1/2

......

.... . 5 5 3/4

6 1/4 7 1/4 8 1/4 9 1/410 3/4

13 3/414 1/21720 1/423

25 3/428 1/431 1/23439 3/4

ELBOW

Codo 90º

45º ELBOW

Codo 45º

TEE

Te

45º LATERAL

Y 45

CROSS

Cruz

EELL

AAHH

AAAHH

AAHH

AAHH

AAHH

AAHH

AAHH

AAHH

AAHH

F

E

A

A

AA

A

A

AA

FFMM

CCKK

C

Page 151: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Sistemas de transporte de petróleo por tubería 151

Concluye C.07.g.31–– 1 500 LB ––

DIMENSIONES DE ACCESORIOS DE ACERO CON BRIDAS

Dimensiones en pulgadas

16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 IJunta de anillo Taladro de la base

Distancias del cruce deejes centrales al extremo de la brida Diámetro Círculo de

Codo 90ºTe

CruzY griega

HH

Codo 45º

KK

En lostramosgrandes

Y 45º

LL

En eltramocortoY 45º

Y griega

MM

Extremoa

extremoReducción

NN

Crucede ejes

centralesa labase

R

de la basecircular

o lado dela base

cuadrada

S

Espesorde labase

T

Espesorde la

costilla

U

pernoso

distanciaentre

pernosbase

cuadradaW

Diámetrode los

agujeros

Diámetronominal

deltubo

4 1/4 4 1/2 5 5 1/2

6 7 5/16 8 5/16 9 5/1610 13/16

13 5/161416 9/1619 11/1622 9/16

25 1/827 11/1630 11/1633 3/1638 13/16

3 3 1/4 3 1/2 4

4 1/4 4 13/16 5 5/16 5 13/16 7 5/16

8 13/16 9 1/211 1/1612 3/1613 9/16

14 5/816 11/1618 3/1619 3/1621 5/16

......

...... 910

1113 5/1615 5/1617 5/1619 5/16

23 5/162530 1/1636 6/1641 1/16

44 3/848 11/1653 11/1658 3/1667 13/16

......

...... 2 1/2 3

3 1/2 4 1/16 4 9/16 5 1/16 6 1/16

7 9/16 8 1/4 9 5/1610 7/1612 5/16

12 7/815 3/1616 15/1618 3/1621 1/16

* 5 1/2 6 6 1/2 7 3/4

9 9 3/411 1/213 3/415 1/2

17 1/418 3/4

6 1/2 6 1/2 7 1/210

1012 1/212 1/21515

17 1/217 1/2

7/8 7/811 1/4

1 1/41 7/161 7/161 5/81 5/8

1 7/81 7/8

3/4 3/4 3/4 3/4

3/4111 1/81 1/8

1 1/41 1/4

5 5 5 7/8 7 7/8

7 7/810 5/810 5/81313

15 1/415 1/4

3/4 3/4 7/8 7/8

7/8 7/8 7/811

1 1/81 1/8

1/2 3/4 1 1 1/4

1 1/2 2 2 1/2 3 4

5 6 81012

1416182024

* Para dimensiones a extremos de accesorios reducción y reducciones, junta de anillo, debe sumarse a lasdimensiones de la abertura mayor de accesorios rectos el valor de "E" profundidad de ranura, de su bridacorrespondiente. Ver C.07.g.8 así como C.07.e.: 7, 22 III y 23 V y C.07.g.6.

Page 152: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Petróleos Mexicanos152

C.07.g.32 [ TABLA 33.-ANSI B 16.5 ]]–– 2500 LB ––

DIMENSIONES DE ACCESORIOS DE ACERO CON BRIDAS

Dimensiones en pulgadas

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15Dimensiones al borde de la brida 1/4 pulg. cara realzada

Espesor EspesorDistancia del cruce de ejes

Centrales al borde de la bridaDistancias del cruce de ejes centralesa la superficie de contacto de la brida

Superficiede

Diámetronominal

deltubo

Diámetroexterior

de labrida

O

de paredde labridamín.

C

de pareddel

accesoriomín.

t

Diámetrointerior

delaccesorio

d

Codo 90ºTe

CruzY griega

A

Codo45º

C

En lostramos

grandesY 45º

E

En eltramocortoY 45º

Y griegaF

Extremoa

extremoReducción

G

CodoTe

CruzY griega

AA

Codo45º

CC

En lostramos

grandesY 45º

EE

En eltramocortoY 45º

Y griegaFF

Contactoa

Superficiede contactoReducción

GG 1/2 3/4 1 1 1/4 1 1/2

2 2 1/2 3 4

5 6 81012

5 1/4 5 1/2 6 1/4 7 1/4 8

9 1/410 1/21214

16 1/21921 3/426 1/230

1 3/161 1/41 3/81 1/21 3/4

22 1/42 5/83

3 5/84 1/456 1/27 1/4

1/4 9/32 11/32 7/16 1/2

5/8 3/4 7/81 3/32

1 11/321 19/322 1/162 19/323 1/32

7/16 9/16 3/411 1/8

1 1/21 7/82 1/42 7/8

3 5/84 3/85 3/47 1/48 5/8

4 15/16 5 1/8 5 13/16 6 5/8 7 5/16

8 5/8 9 3/411 1/813

15 3/817 3/419 7/824 3/427 3/4

......

...... 3 3/4 4 4 1/2

5 1/2 6 7 8 1/4

9 3/411 1/412 1/215 3/417 1/2

......

......

......

......

......

151719 1/222 3/4

2731354349

......

......

......

......

......

5 5 1/2 6 1/2 7 1/2

910 1/411 1/214 1/216

......

......

......

......

......

91011 1/413

15 1/417 1/2202528 1/2

5 3/16 5 3/8 6 1/16 6 7/8 7 9/16

8 7/81011 3/813 1/4

15 5/81820 1/82528

......

...... 4 4 1/4 4 3/4

5 3/4 6 1/4 7 1/4 8 1/2

1011 1/212 3/41617 3/4

......

......

......

......

......

15 1/417 1/419 3/423

27 1/431 1/435 1/443 1/449 1/4

......

......

......

......

......

5 1/4 5 3/4 6 3/4 7 3/4

9 1/410 1/211 3/414 3/416 1/4

......

...... ...... ...... ......

9 1/210 1/211 3/413 1/2

15 3/41820 1/225 1/229

ELBOW

Codo 90º

45º ELBOW

Codo 45º

TEE

Te

45º LATERAL

Y 45

CROSS

Cruz

EELL

AAHH

AAAHH

AAHH

AAHH

AAHH

AAHH

AAHH

AAHH

AAHH

F

E

A

A

AA

A

A

AA

FFMM

CCKK

C

Page 153: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Sistemas de transporte de petróleo por tubería 153

Concluye C.07.g.32

–– 2500 LB ––DIMENSIONES DE ACCESORIOS DE ACERO CON BRIDAS

Dimensiones en pulgadas

16 17 18 19 20 lJunta de Anillo

Distancias del cruce de ejes centralesal Extremo la brida Extremo

Diámetronominal

Codo 90ºTe

CruzY griega

HH

Codo 45º

KK

En lostramosgrandes

Y 45ºLL

En eltramo corto

y 45ºY griega

MM

aExtremo

Reducción

NN

del tubo

5 3/165 3/86 1/166 15/167 5/8

8 15/1610 1/811 1/213 7/16

15 7/818 1/420 7/1625 7/1628 7/16

........

........44 5/164 13/16

5 13/166 3/87 3/88 11/16

10 1/411 3/413 1/1616 7/1618 3/16

.........

.........

.........

.........

.........

15 5/1617 3/819 7/823 3/16

27 1/231 1/235 9/1643 11/1649 11/16

.........

.........

.........

.........

.........

5 5/165 7/86 7/87 15/16

9 1/210 3/412 1/1615 3/1616 11/16

*

1/23/411 1/41 1/2

22 1/234

5681012

* Para dimensiones a extremos de accesorios reducción y reducciones, junta de anillo, debe sumarse a lasdimensiones de la abertura mayor de accesorios rectos, el valor de "E" profundidad de ranura de su bridacorrespondiente. Ver C.07.g.8, así como C.07.e.: 7, 22 III y 23 V y C.07.g.6.

REDUCER ECCENTRICREDUCER

ReduccionesConcéntricasy Excéntricas

TRUE “Y”

Y griega

O

C

t

GGNN

G G

GGNN

FFMM F

90°

Page 154: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Petróleos Mexicanos154

C.08 Bridas de acero para tubo de 12 a 36 pulg de diámetro nominal

C.08.a Materiales.

C.08.a.1 El acero usado en la manufactura de bridas, en grado F 48 y mayores grados,debe ser acero muerto y debe ser de tal calidad que responda a la aplicación detratamiento térmico. El material debe ser apropiado para ser soldado en elcampo a otras bridas o accesorios y a tubos manufacturados bajo lasespecificaciones ASTM: A53; A106; A381 y a tubería de línea API Spec 5L y5LX.

C.08.a.2 Los grados F46 y menores grados en todas las clases de presión, y todos losgrados en 150 lb y 300 lb de presión, pueden ser surtidos de acero conforme alos requisitos de composición química de la especificación ASTM A 105.

C.08.a.3 El acero usado debe tener un contenido máximo de carbono de 0.35 y uncarbono equivalente computado por la siguiente ecuación:

Ec cMn Si Cr Mo Ni Cu

=+ + +

++

6 16

el cual no debe exceder de 0.52% basado en el análisis de comprobación, si elfactor de carbono equivalente excede de 0.52% la aceptación de la brida esopcional.

C.08.a.4 La selección y uso de elementos de aleación, combinados con los elementos ydentro de los límites prescritos en C.08.a.3, deben dar las propiedades detensión prescritas en C.08.a.6.-TABLA 1.-MSS SP 44, y se debe reportar elanálisis de colada para identificar el tipo de acero.

C.08.a.5 Las propiedades de tensión deben cumplir los requisitos de la siguiente tabla.

Page 155: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Sistemas de transporte de petróleo por tubería 155

C.08.a.6 [ TABLA 1.-MSS SP 44 ]]

REQUISITOS DE TENSION

Resistencia Elongación enGrado Límite elástico a la rotura 2 pulg.

Min Min Min %

F 36 36000 60000 20F 42 42000 60000 20F 46 46000 60000 20F 48 48000 62000 20F 50 50000 64000 20F 52 52000 66000 20F 56 56000 68000 20F 60 60000 75000 20F 65 65000 77000 18

C.08.b Tratamiento térmico.

C.08.b.1 El grado F 42 y los grados mayores de bridas, en todas las clasificaciones depresión; y la de 400 lb y clases mayores de bridas grado F 36, deben sernormalizadas o templadas y revenidas.

C.08.b.2 Está reconocido que el enfriamiento en la operación de templado puede ser máslenta en el plato que en el cuello de la brida. De este modo el incremento dellímite elástico debido a la operación de templado puede ser menor en la seccióndel plato que en la sección del cuello. Este factor se encuentra más adelante, enC.08.c.4.

C.08.c Diseño de las bridas.

C.08.c.1 Patrón de taladro. El patrón de taladro en bridas para 12 a 14 pulg, de diámetronominal, está en C.07.g.20 a C.07.g.25. El patrón de taladro en bridas para 26 a36 pulg, de diámetro nominal de tubo se encuentra en C.08.f.6 a C.08.f.10inclusive bridas 150 y 125 lb.

C.08.c.2 El diámetro exterior y el espesor de la brida deben estar de acuerdo con lastablas que se darán más adelante.

C.08.c.3 Las bridas, para diámetros normales de tubos de 12 a 24 pulg, donde laspropiedades mecánicas (límite elástico mínimo) de todas las secciones de labrida son iguales o mayores que aquellas a las que se va a aparearpertenecientes a la tubería, pueden tener las mismas dimensiones que tiene elcubo de las bridas que se indican en C.07. Bridas.

Page 156: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Petróleos Mexicanos156

C.08.c.4 Cuando el límite elástico mínimo del plato de la brida es menor que elespecificado para el tubo al que se va a aparear, el espesOr mínimo del cubo dela brida en el extremo, debe ser tal que el producto de su espesor por el límiteelástico en el extremo soldable, debe ser igual, cuando menos, al producto delespesor nominal especificado por el límite elástico mínimo especificado del tuboal que va a ser apareada la brida. Además el plato de la brida debe tenersuficiente capacidad de presión por el servicio, basado en su resistencia encondiciones normales. Esta capacidad debe ser verificada con las "Reglas parala conexión atornillada de las bridas” del párrafo UA 45 a UA 52 del códigoASME Sección VIII. Bajo estas condiciones un simple ahusamiento puedehacerse al cubo de la brida y, su diámetro exterior en la base al cubo de la bridapuede ser modificado. Cuando esta operación se hace en fábrica, laidentificación de la brida debe ser una combinación de la clase de material de labrida y el grado del material del tubo al que la brida se unirá.

C.08.c.5 Cuando el espesor del cubo de la brida en el extremO soldable es mayor que lacorrespondiente del extremo del tubo, el diseño de la junta puede hacerse comose indica en C.08.f.1.-Fig. 1.-MSS SP 44.

C.08.c.6 El borde soldable y el bisel deben estar de acuerdo con C.08.f.2.-Fig. 2.-MSSSP 44 y C.08.f.3.-Fig. 3.-MSS SP 44 para espesores de 3/4, 0.75 pulg, ymenores, y para espesores mayores de 3/4 pulg, respectivamente.

C.08.c.7 Bridas ciegas. El diámetro exterior y el espesor del plato de las bridas ciegas seencuentran también en las tablas que se dan en C.08.f.6 y subsecuentes.El espesor del plato en dichas tablas está basado en materiales que tienenpropiedades físicas para el grado F 36 de C.08.a.6.-TABLA 1.-MSS SP 44, y elpatrón de taladro ya se dio en las tablas C.07.g.19 y subsecuentes.

C.08.d Marcas.

C.08.d.1 Las bridas deben ser marcadas de acuerdo a las reglas establecidas en MSSSP - 25 “Standard Marking System for Valves, Fittings, Flanges and Unions”.

Page 157: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Sistemas de transporte de petróleo por tubería 157

Como agregado deben ponerse las letras "LP" precediendo a la marca de laclase de presión. La marca del símbolo de clase en bridas de cuello soldabledebe designar la clase material en el extremo soldable del cubo. Cuando lasbridas son producidas según C.08.c.4 la marca debe incluir también el grado delmaterial del tubo al cual va a ser conectada la brida. Por ejemplo, una brida quetenga una clase F 42 en el cubo, diseñada para usarse con tubo grado X60,deberá contener la marca F42/X60 agregada a la marca que especifica el MSSSP - 25.

C.08.e Limitación de códigos.

C.08.e.1 Todo producto usado bajo la jurisdicción del ASME está sujeto a las limitacionesdel mismo código. Esto incluye cualquier limitación máxima de temperatura parael material, o cualquier mandato de la regla de un código para usar el material abaja temperatura.

C.08.f Figuras y tablas.

Page 158: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Petróleos Mexicanos158

C.08.f.1 [[ FIG. 1 .-MSS SP 44 ]]

DISEÑOS ACEPTABLES DE ESPESORES DE PAREDDESIGUALES

NOTA: Ninguno de los dos t1, t2, ni t1, + t2 deben exceder de 0.5 t.* No es mínimo cuando los materiales a unir tengan límite elástico igual.

Cuando el límite elástico mínimo especificado de la sección que va a ser unidaes desigual, el metal depositado debe tener propiedades mecánicas, cuandomenos iguales a aquellas de la sección que tenga la mayor resistencia, y elespesor tD debe ser cuando menos igual a t veces la relación del límite elásticomínimo especial entre el tubo y el accesorio.

14° MIN. (1:4) *

14°±1° *

30° MAX.

1° MIN.

30° MAX.

30° MAX.

ttDt

t

t

30° MAX.14° MIN. (1:4) *

0.5t MAX.30° MAX.

tDt

t 0.5t MAX.

14°±1° *

tD

1° MIN.

30°MAX

1/14” ± 1/32”T

T

10° ± 1°

Radio

37 1/2” ± 2 1/2”

C.08.f.3 [FIG. 3.-MSS SP 44] BISELRECOMENDADO PARA ESPESORES DEPARED (T) EN EL EXTREMO DE LA BRIDA,EN ESPESORES DE ¾ PULG Y MENORES.

1/14” ± 1/32”

C.08.f.2 [FIG. 2.-MSS SP 44] BISELRECOMENDADO PARA ESPESORES DEPARED (T) EN EL EXTREMO DE LA BRIDAEN ESPESORES DE 3/4 PULG Y MENORES.

Page 159: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Sistemas de transporte de petróleo por tubería 159

C.08.f.4 [ TABLA 2.-MSS SP 44 ]

DIMENSIONES DE EMPAQUETADURAS PLANAS

Diámetronominal

Diámetroexterior

de la

G. Mín. Diámetro interior de la empaquetadura

del tubo empaquetaduraR ** 150 300 400 600 900

12 15 12 - 3/4 12 - 3/4 12 - 3/4 12 - 3/4 12 - 3/414 16 - 1/4 14 14 14 14 1416 18 - 1/2 16 16 16 16 1618 21 18 18 18 18 1820 23 20 20 20 20 2022 24 21 21 21 2124 27 - 1/4 24 24 24 24 2426 29 - 1/2 26 27 - 5/8 27 26 - 5/8 26 - 3/828 31 - 1/2 28 29 - 1/2 28 - 7/8 28 - 3/8 28 - 3/830 33 - 3/4 30 31 - 5/8 30 - 7/8 30 - 3/8 30 - 3/832 36 32 33 - 3/4 33 32 - 1/2 32 - 3/834 38 34 35 - 5/8 34 - 7/8 34 1/4 34 - 3/836 40 - 1/4 36 37 - 5/8 36 - 7/8 36 - 1/4 36 - 3/8

** El diámetro R puede ajustarse al diámetro interior de los espárragos, de otro modo se ajustará al diámetroexterior de la cara realzada de la brida.

Gmín.

R**

Page 160: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Petróleos Mexicanos160C.08.f.5 [ TABLA 3.-MSS SP 44 ]

DIMENSIONES DE EMPAQUETADURAS DE ANILLOVer C.09.i

300, 400, y 600 LB 900 LBDiámetronominaldel tubo

Diámetrodel círculo

centraldel Anillo

Ancho delanillo

Alturadel anillo

Octagonal

Ladomenor

deloctágono

Anchodel

anillo

Diámetrodel círculo

centraldel anillo

Anchodel

anillo

Alturadel anillooctagonal

Ladomenor

deloctágono

númerodel

anillo

P A H C P A H C12 15 7/16 5/8 .305 R57 15 7/16 5/8 .305 R5714 16 - 1/2 7/16 5/8 .305 R61 16 - 1/2 5/8 13/16 .413 R6216 18 - 1/2 7/16 5/8 .305 R65 18 - 1/2 5/8 13/16 .413 R6618 21 7/16 5/8 .305 R69 21 3/4 15/16 .485 R7020 23 1/2 11/16 .341 R73 23 3/4 15/16 .485 R7422 25 9/16 3/4 .377 R81 –– –– –– –– ––24 27 - 1/4 5/8 13/16 .413 R77 27 - 1/2 1 1 - 1/4 .681 R7826 29 - 1/2 3/4 15/16 .485 R93 29 - 1/2 1 - 1/8 1 - 3/8 .780 R10028 31 - 1/2 3/4 15/16 .485 R94 31 - 1/2 1 - 1/4 1 - 1/2 .879 R10130 33 - 3/4 3/4 15/16 .485 R95 33 - 3/4 1 - 1/4 1 - 1/2 .879 R10232 36 7/8 1 - 1/16 .583 R96 36 1 - 1/4 1 - 1/2 .879 R10334 38 7/8 1 - 1/16 .583 R97 38 1 - 3/8 1 - 5/8 .977 R10436 40 - 1/4 7/8 1 - 1/16 .583 R98 40 - 1/4 1 - 3/8 1 - 5/8 .977 R105

Ver tolerancias en C.09 (i)Dimensiones en pulgadas.

ANILLO OCTAGONAL

Radio1/16 pulg para anillos de 7/16 pulg de ancho y menores3/32 pulg para anillos de 1 pulg de ancho y mayores

23ºA

H

P C

Page 161: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Sistemas de transporte de petróleo por tubería 161

C.08.f.6 [ TABLA 4.-MSS SP 44 ]]DIMENSIONES DE BRIDAS CIEGAS Y BRIDAS CUELLO

SOLDABLE CARA REALZADA 1/16 PULG–– 150 LB ––

275 LB/PULG2 A TEMPERATURA ATMOSFERICA

Dimensiones de la bridaDimensiones

del cuello Taladro

Diámetronominaldel tubo

Diámetroexterior

de labrida

Espesorde la brida

longitudde labrida

Diámetroexterior

del cuello

númerode

agujeros

Diámetrode los

agujeros

Diámetrodel círculo

de losespárragos

Diámetrode lacara

realzada

Radio delfilete del

cuellomin.

O C Y X R A12141618202224262830323436

192123 - 1/22527 - 1/229 - 1/23234 - 1/436 - 1/238 - 3/441 - 3/443 - 3/446

1 - 1/41 3/81 - 7/161 - 9/161 - 11/161 - 13/161 - 7/82 - 11/162 - 13/162 - 15/163 - 3/163 - 1/43 - 9/16

4 - 1/2555 - 1/25 - 11/165 - 7/864 - 3/44 - 15/165 - 3/85 - 11/165 - 7/86 - 3/16

14 - 3/815 - 3/41819 - 7/8222426 - 1/826 - 5/828 - 5/830 - 3/432 - 3/434 - 3/436 - 3/4

12121616202020242828283232

11 - 1/81 - 1/81 - 1/41 - 1/41 - 3/81 - 3/81 - 3/81 - 3/81 - 3/81 - 5/81 - 5/81 - 5/8

1718 - 3/421 - 1/422 - 3/42527 - 1/429 - 1/231 - 3/4343638 - 1/240 - 1/242 - 3/4

1516 - 1/418 - 1/2212325 - 1/427 - 1/429 - 1/231 - 1/233 - 3/4363840 - 1/4

3/83/83/83/83/83/83/83/87/167/167/161/21/2

1. Para tolerancias ver C.07.e.33 y sus subsecuentes.2. Ver empaquetaduras en C.08.f.4.3. Detalles de soldadura ver C.08.f: 1, 2 y 3.4. Dimensión de proyecto.5. Ver C.08.c: 5 y 6.6. Los espesores de la brida ciega y de la brida cuello soldable son iguales.Dimensiones en pulgadas.

1.- BLIND FLANGE

2.- RAISED FACE1. BRIDA CIEGA2. BRIDA CUELLO

SOLDABLECARA REALZADA

OR

C Nota 6

1/16

1/16

C

Y

B Nota 4H Nota 5

A

X

Page 162: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

C.08.f.7 [ TABLA 5-MSS SP 44 ]DIMENSIONES DE BRIDAS CIEGAS Y BRIDAS CUELLO SOLDABLE:

CARA REALZADA (nota 2) 1/16 PULG Y JUNTA DE ANILLO–– 300 LB ––

720 LB/PULG2 A TEMPERATURA ATMOSFERICA

Dimensiones de la brida Dimensionesdel cuello

Taladro Dimensiones de la cara

Diámetronominal Diámetro

Espesor de labrida Longitud Diámetro Diámetro

Junta de anillosRadio del Radio del

del tubo exteriorde labrida

CuelloSoldable

Bridaciega

(nota 6)

de labrida

exteriordel cuello(nota 7)

númerode

agujeros

Diámetrode los

agujeros

delcírculo de

espárragos

Diámetrode lacara

realzada

Diámetrode lacara

Profun-didadde la

ranura

DiámetroCentralde la

ranura

Anchode la

ranura

Númerodel

anillo

filete delcuellomin

filete dela ranura

O C E Y X R K L P D A r12 20-1/2 2 2 5-1/8 14-3/4 16 1-1/4 17-3/4 15 16-1/2 5/16 15 16/32 R57 3/8 1/3214 23 2-1/8 2-1/8 5-5/8 16-3/4 20 1-1/4 20-1/4 16-1/4 18 5/16 16-1/2 15/32 R61 3/8 1/3216 25-1/2 2-1/4 2-1/4 5- 19 20 1-3/8 22-1/2 18-1/2 20 5/16 18-1/2 15/32 R65 3/8 1/3218 28 2-3/8 2-3/8 6-1/4 21 24 1-3/8 24-3/4 21 22-5/8 5/16 21 15/32 R69 3/8 1/3220 30-1/2 2-1/2 2-1/2 6 3/8 23-1/8 24 1-3/8 27 23 25 3/8 23 17/32 R73 3/8 1/1622 33 2-5/8 2-5/8 6-1/2 25-1/4 24 1-5/8 29-1/4 25-1/4 27 7/16 25 19/32 R81 3/8 1/1624 36 2-3/4 2-3/4 6-5/8 27-5/8 24 1-5/8 32 27-1/4 29-1/2 7/16 27-1/4 21/32 R77 3/8 1/1626 38-1/4 3-1/8 3-5/16 7-1/4 28-3/8 28 1-3/4 34-1/2 29-1/2 31-7/8 1/2 29-1/2 25/32 R93 3/8 1/1628 40-3/4 3-3/8 3-9/16 7-3/4 30-1/2 28 1-3/4 37 31-1/2 33-7/8 1/2 31-1/2 25/32 R94 7/16 1/1630 43 3-5/8 3-3/4 8-1/4 32-9/16 28 1-7/8 39-1/4 33-3/4 36-1/8 1/2 33-3/4 25/32 R95 7/16 1/1632 45 1/4 3-7/8 3-5/16 8-3/4 34-11/16 28 2 41-1/2 36 38-3/4 9/16 36 29/32 R96 7/16 1/1634 47-1/2 4 4-1/8 9-1/8 36-7/8 28 2 43-1/2 38 40-3/4 9/16 38 29/32 R97 ½ 1/1636 50 4-1/8 4-3/8 9-1/2 39 32 2-1/8 46 40-1/4 43 9/16 40-1/4 29/32 R98 ½ 1/16

1. Ver tolerancia en C.07.e.33 y subsecuentes. 5. Ver C.08.c.2. Ver empaquetaduras en C.08.f.4.-TABLA 2. 6. Ver C.08.c.7.3. Ver detalles de soldadura en C.08.f: 1, 2 y 3. 7. Para diámetro de 24 pulg y menores ver C.07.f.1.4. Dimensión según proyecto.

1.- BLIND FLANGE 3.- BLIND FLANGE

B Nota 6

2.- RING TYPE JOINT4.-RAISED FACE1. BRIDA CIEGA

2. BRIDA CUELLOSOLDABLECARA REALZADA

B Nota 6

DL OK

E PL 23°

1/161/16

C

RO

C LA

Y

A

Y

B Nota 5B Nota 4

B Nota 5B Nota 4

X

X

Page 163: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

C.08.f.8 [[ TABLA 6.-MSS SP 44 ]]DIMENSIONES DE BRIDAS CIEGAS Y BRIDAS CUELLO SOLDABLE:

CARA REALZADA (nota 2) 1/4 PULG Y JUNTA DE ANILLO–– 400 LB ––

960 LB/PULG2 A TEMPERATURA ATMOSFERICA

Dimensiones de la brida Dimensionesdel cuello

Taladro Dimensiones de la caraRadio

Diámetronominal Diámetro

Espesor de labrida Diámetro

Junta de anillos Radio delfilete del

delfilete de

del tubo exteriorde labrida

CuelloSoldable Brida

ciega(nota 6)

longitudde labrida

Diámetroexterior

del cuello(nota 7)

númerode

agujeros

Diámetrode los

agujeros

delcírculo de

espárragos

Diámetrode lacara

realzada

Diámetrode lacara

Profun-didadde la

ranura

DiámetroCentralde la

ranura

Anchode la

ranura

Númerodel

anillo

cuellomin

la ranura

O C E Y X R K L P D A r12 20-1/2 2-1/4 2-1/4 5-3/8 14-3/4 16 1-3/8 17-3/4 15 16-1/4 5/16 15 15/32 R57 7/16 1/3214 23 2-3/8 2-3/8 5-7/8 16-3/4 20 1-3/8 20-1/4 16-1/4 18 5/16 16-1/2 15/32 R61 7/16 1/3216 25-1/2 2-1/2 2-1/2 6 19 20 1-1/2 22-1/2 18-1/2 20 5/16 18-1/2 15/32 R65 7/16 1/3218 28 2-5/8 2-5/8 6-1/2 21 24 1-1/2 24-3/4 21 22-5/8 5/16 21 15/32 R69 7/16 1/3220 30-1/2 2-3/4 2-3/4 6-5/8 23-1/8 24 1-5/8 27 20 25 3/8 23 17/32 R73 7/16 1/1622 33 2-7/8 2-7/8 6-3/4 25-1/4 24 1-3/4 29-1/4 25-1/4 27 7/16 25 19/32 R81 7/16 1/1624 36 3 3 6-7/8 27-5/8 24 1-7/8 32 27-1/4 29-1/2 7/16 27-1/4 21/32 R77 7/16 1/1626 38-1/4 3-1/2 3-7/8 7-5/8 28-5/8 28 1-7/8 34-1/2 29-1/2 31-7/8 1/2 29-1/2 25/32 R93 7/16 1/1628 40-3/4 3-3/4 4-1/8 8-1/8 30-3/16 28 2 37 31-1/2 33-7/8 1/2 31-1/2 25/32 R94 1/2 1/1630 43 4 4-3/8 8-5/8 32-5/16 28 2-1/8 39-1/4 33 36-1/8 1/2 33-3/4 25/32 R95 1/2 1/1632 45-1/4 4-1/4 4-9/16 9-1/8 35 28 2-1/8 41-1/2 36 38-3/4 9/16 36 29/32 R96 1/2 1/1634 47-1/2 4-3/8 4-3/16 9-1/2 37-3/16 28 2-1/8 43-1/2 38 40-3/4 9/16 38 29/32 R97 9/16 1/1636 50 4-1/2 5-1/16 9-7/8 39-3/8 32 2-1/8 46 40-1/4 43 9/16 40-1/4 29/32 R98 9/16 1/16

1. Ver tolerancia en C.07.e.33 y subsecuentes. 5. Ver C.08.c.2. Ver empaquetaduras en C.08.f.4.-TABLA 2. 6. Ver C.08.c.7.3. Ver detalles de soldadura en C.08.f: 1, 2 y 3. 7. Para diámetro de 24 pulg y menores ver C.07.f.1.4. Dimensión según proyecto.

1.- BLIND FLANGE 3.- BLIND FLANGE

B Nota 6

2.- RING TYPE JOINT4.-RAISED FACE

1. BRIDA CIEGA2. JUNTA DE ANILLO3. BRIDA CIEGA4. CARA REALZADA

B Nota 6

DL OK

E PL 23°

1/41/4

C

R

O

CL

A

Y

A

Y

B Nota 5B Nota 4

B Nota 5B Nota 4

X

X

Page 164: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

C.08.f.9. [ TABLA 7. MSS SP 44 ]] DIMENSIONES DE BRIDAS CIEGAS Y BRIDAS CUELLO SOLDABLE:CARA REALZADA (nota 2) 1/4 PULG Y JUNTA DE ANILLO.

–– 600 LB ––1440 LB/PULG2 A TEMPERATURA ATMOSFERICA

Dimensiones de la brida Dimensióndel cuello

Taladro Dimensiones de la cara

Radio delDiámetronominal Diámetro

Espesor de labrida Diámetro Diámetro

Junta de anillos Radio delfilete del

filete dela ranura

del tubo exteriorde labrida

CuelloSoldable

Bridaciega

(nota 6)

longitudde labrida

exteriordel cuello(nota 7)

númerode

agujeros

Diámetrode los

agujeros

del círculode los

espárragos

Diámetrode lacara

realzada

Diámetrode lacara

Profun-didadde la

ranura

DiámetroCentralde la

ranura

Anchode la

ranura

Númerodel

anillo

cuellomin

O C E Y X R K L P D A r12 22 2-5/8 2-5/8 6-1/8 15-3/4 20 1-3/8 19-1/4 15 16-1/4 5/16 15 15/32 R57 7/16 1/3214 23-3/4 2-3/4 2-3/4 6-1/2 17 20 1-1/2 20-3/4 16-1/4 18 5/16 16-1/2 15/32 R61 7/16 1/3216 27 3 3 7 19-1/2 20 1-5/8 23-3/4 18-1/2 20 5/16 18-1/2 15/32 R65 7/16 1/3218 29-1/4 3-1/4 3-1/4 7-1/4 21-1/2 20 1-3/4 25-3/4 21 22-5/8 5/16 21 15/32 R69 7/16 1/3220 32 3-1/2 3-1/2 7-1/2 24 24 1-3/4 28-1/2 23 25 3/8 23 17/32 R73 7/16 1/1622 34-1/4 3-3/4 3-3/4 7-3/4 26-1/4 24 1-7/8 30-5/8 25-1/4 27 7/16 25 19/32 R81 7/16 1/1624 37 4 4 8 28-1/4 24 2 33 27-1/4 29-1/2 7/16 27-1/4 21/32 R77 7/16 1/1626 40 4-1/4 4-15/16 8-3/4 29-7/16 28 2 36 29-1/2 31-7/8 ½ 29-1/2 25/32 R93 7/16 1/1628 42-1/4 4-3/8 5-3/16 9-1/4 31-5/8 28 2-1/8 38 31-1/2 33-7/8 ½ 31-1/2 25/32 R94 ½ 1/1630 44-1/2 4-1/2 5-1/2 9-3/4 33-15/16 28 2-1/8 40-1/4 33-3/4 36-1/8 ½ 33-3/4 25/32 R95 ½ 1/1632 47 4-5/8 5-13/16 10-1/4 36-1/8 28 2-3/8 42-1/2 36 38-3/4 9/16 36 29/32 R96 ½ 1/1634 49 4-3/4 6-1/16 10-5/8 38-5/16 28 2-3/8 44-1/2 38 40-3/4 9/16 38 29/32 R97 9/16 1/1636 51-3/4 4-7/8 6-3/8 11-1/8 40-5/8 28 2-5/8 47 40-1/4 43 9/16 40-1/4 29/32 R98 9/16 1/16

1. Ver tolerancia en C.07.e.33 y subsecuentes. 5. Ver C.08.c.2. Ver empaquetaduras en C.08.f.4.-TABLA 2. 6. Ver C.08.c.7.3. Ver detalles de soldadura en C.08.f: 1, 2 y 3. 7. Para diámetro de 24 pulg y menores ver C.07.f.1.4. Dimensión según proyecto.

1.- BLIND FLANGE 3.- BLIND FLANGE

B Nota 6

2.- RING TYPE JOINT4.-RAISED FACE1. BRIDA CIEGA

2. JUNTA DE ANILLO3. BRIDA CIEGA4. CARA REALZADA

B Nota 6

DL OK

D PL 23°

1/41/4

C

RO

CL

A

Y

A

Y

B Nota 5B Nota 4

B Nota 5B Nota 4

X

X

Page 165: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

C.08.f.10 [ TABLA 8.-MSS SP 44 ]DIMENSIONES DE BRIDAS CIEGAS Y BRIDAS CUELLO SOLDABLE:

CARA REALZADA (nota 2) 1/4 PULG Y JUNTA DE ANILLO–– 900 LB ––

2160 LB/PULG2 A TEMPERATURA ATMOSFERICA

Dimensiones de la brida Dimensióndel cuello

Taladro Dimensiones de la caraRadio

Diámetronominal Diámetro

Espesor de labrida Longitud Diámetro

Junta de anillos Radio delfilete del

delfilete de

deltubo

exteriorde labrida

CuelloSoldable

Bridaciega

(nota 6)

de labrida

Diámetroexterior

del cuello(nota 7)

númerode

agujeros

Diámetrode los

agujeros

delcírculo de

espárragos

Diámetrode lacara

realzada

Diámetrode lacara

Profun-didadde la

ranura

DiámetroCentralde la

ranura

Anchode la

ranura

Númerodel

anillo

cuellomin

la ranura

O C E Y X R K L P D A r12 24 3-1/8 3-1/8 7-7/8 16-1/2 20 1-1/2 21 15 16-1/2 5/16 15 15/32 R57 7/16 1/3214 25-1/4 3-3/8 3-1/8 8-3/8 17-3/4 20 1-5/8 22 16-1/4 18-3/8 7/16 16-1/2 21/32 R62 7/16 1/1616 27-3/4 3-1/2 3-1/2 8-1/2 20 20 1-3/4 24-1/4 18-1/2 20-5/8 7/16 18-1/2 21/32 R66 7/16 1/1618 31 4 4 9 22-1/4 20 2 27 21 23-3/8 ½ 21 25-32 R70 7/16 1/1620 33-3/4 4-1/4 4-1/4 9-3/4 24-1/2 20 2-1/8 29-1/2 23 25-1/2 ½ 23 25-32 R74 7/16 1/1624 41 5-1/2 5-1/2 11-1/2 29-1/2 20 2-5/8 35-1/2 27-1/4 30-3/8 5/8 27-1/4 1-1/16 R78 7/16 3/3226 42-3/4 5-1/2 6-5/16 11-1/4 30-1/2 20 2-7/8 37-1/2 29-1/2 32-3/4 11/16 29-1/2 1-3/16 R100 7/16 1/1628 46 5-5/8 6-3/4 11-3/4 32-3/4 20 3-1/8 40-1/4 31-1/2 35 11/16 31-1/2 1-5/16 R101 1/2 1/1630 48-1/2 5-7/8 7-3/16 12-1/4 35 20 3-1/8 42-3/4 33-3/4 37-1/4 11/16 33-3/4 1-5/16 R102 ½ 1/1632 51-3/4 6-1/4 7-5/8 13 37-1/4 20 3-3/8 45-1/2 36 39-1/2 11/16 36 1-5/16 R103 ½ 1/1634 55 6-1/2 8-1/16 13-3/4 39-5/8 20 3-5/8 48-1/4 38 42 13/16 38 1-7/16 R104 9/16 1/1636 57-1/2 6-3/4 8-7/16 14-1/4 41-7/8 20 3-5/8 50-3/4 40-1/4 44-1/4 13/16 40-1/4 1-7/16 R105 9/16 1/16

1. Ver tolerancia en C.07.e.33 y subsecuentes. 5. Ver C.08.c.2. Ver empaquetaduras en C.08.f.4.-TABLA 2. 6. Ver C.08.c.7.3. Ver detalles de soldadura en C.08.f: 1, 2 y 3. 7. Para diámetro de 24 pulg y menores ver C.07.f.1.4. Dimensión según proyecto.

1.- BLIND FLANGE 3.- BLIND FLANGE

B Nota 6

2.- RING TYPE JOINT4.-RAISED FACE1. BRIDA CIEGA

2. JUNTA DE ANILLO3. BRIDA CIEGA4. CARA REALZADA

B Nota 6

DL OK

D PL23°

1/4

1/4

C

RO

C LA

Y

A

Y

B Nota 5B Nota 4

B Nota 5B Nota 4

X

X

Page 166: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Petróleos Mexicanos166

C.09 Empaquetaduras

C.09.a Definiciones.

C.09.a.1 Se darán las limitaciones dimensionales de las empaquetaduras, de acuerdo asu clasificación de presión ANSI.

C.09.a.2 Se darán también las especificaciones de empaquetaduras según ANSI B 16.5,B 16.20, B 16.21 y API Std 601.

C.09.b Materiales.

C.09.b.1 La clasificación de materiales y tipos se muestran en C.09.f.1.-FIG. E 1.-Appendix E.-ANSI B 16.5.

C.09.c Calidad.

C.09.c.1 La calidad de las empaquetaduras debe ser establecida en el proyecto, referidaa las normas antes mencionadas, de acuerdo con el tipo, densidad, flexibilidad,resistencia al fluido y a la temperatura, la compresibilidad, y que no hayacavidad en su diámetro interior cuando la empaquetadura se encuentre entre lascaras de las bridas. Debe preverse el daño que pueda causar al equipo laposible desintegración parcial de la empaquetadura ya en servicio,seleccionando apropiadamente la empaquetadura para evitarlo.

C.09.d Dimensiones.

C.09.d.1 Las dimensiones están dadas en tablas y figuras a partir de C.09.f de acuerdocon ANSI y API, estas dimensiones representan las máximas combinaciones deanchos y diámetros de los diferentes tipos.

C.09.d.2 El ASME sección VIII establece los factores de carga y los grupos deempaquetaduras como sigue:

Grupo Factor "m” Factor “y” I 0 a 3.00 0 a 4500 II Sobre 3.00 a 4.25 Sobre 4500 a 10100III Sobre 4.25 Sobre 10100

m = Factor de empaque- y = Carga unitaria de asentamiento de latadura superficie de la junta de contacto, lb/ pulg2

Page 167: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Sistemas de transporte de petróleo por tubería 167

C.09.d.3 El ancho de contacto de la empaquetadura es como sigue:Grupo I, ANSI B 16.5 brida deslizable, ancho de cara realzada.Grupo II, ANSI B 16.5 ancho de espiga grande.Grupo III, ANSI B 16.5 ancho de espiga chica menos 1/32 pulg, pero no menor

de 3/16 pulg.

C.09.d.4 Las empaquetaduras de los tres grupos deben tener el diámetro interior igual aldiámetro exterior del tubo correspondiente.

C.09.d.5 Las empaquetaduras de los grupos II y III no deben exceder el ancho decontacto especificado en más de 10%.

C.09.e Inspección

C.09.e.1 Las dimensiones, material, clasificación de presión, calidad y comprobación conel proyecto deben verificarse a la recepción en los centros de distribución demateriales.

C.09.f Figuras y tablas.

Page 168: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Petróleos Mexicanos168

C.09.f.1 [ FIG. E 1.-ANSI B 16.5 ]] MATERIAL YCONSTRUCCION DE EMPAQUETADURAS

Ver UA-49.1 ASME Los detalles y valores de esta tabla no son mandatorios.

Númerode

grupo dela

empaque-tadura

MATERIAL DE LA EMPAQUETADURA

Factor deempaque

-taduralb/pulg2

m

lb/pulg2

Carga unitariade

asentamientoen superficie

y

Dibujo

Elastómetro o plástico vinílico elástico sin tejer, o fibra de altoporcentaje de asbesto

*Abajo de 75 Durómetro Shore* 75 ó mayor. Durómetro Shore

0.501.00

0 200

Asbestos con aglutinante apropiadopara las condiciones de operación

*1/8”*1/16” 2.00

2.7516003700

Elástometro con algodón tejido intercalado1.25 400

IElástometro con asbesto tejido * 3 capascon o sin inserción. * 2 capasAlambre de refuerzo * 1 capa 2.25

2.502.75

220029003700

Fibra vegetal 1.75 1100

Metal devanado en espiral, conasbesto, en otra fibra no metálica

* Acero al carbono* Acero inoxidable

o monel

2.503.00

29004500

Metal corrugado, inserción de asbestoMetal corrugado, doble cubiertarelleno de asbesto

* Aluminio suave* Cobre suave o latón* Hierro o acero suave

2.502.753.00

290037004500

Metal corrugado * Aluminio suave* Cobre suave o latón

2.753.00

37004500

Asbesto con aglutinante apropiadopara las condiciones de operación

* 1/32 pulgada espesor 3.50 6500

Metal corrugado, asbesto intercaladoMetal corrugado, doble cubierta rellenode asbesto

* Monel ó 4 a 6 %Cromo* Acero inoxidable

3.253.50

55006500

Metal corrugado* Hierro o acero suave* Monel ó 4 a 6% cromo* Acero inoxidable

3.253.503.75

550065007600

II a&

II b Camisa de lámina metálicaRelleno de asbesto

* Aluminio suave* Cobre suave o latón* Hierro o acero suave* Monel* 4 a 6% cromo* Acero inoxidable

3.253.503.753.503.753.75

550065007600800090009000

Metal corrugado

* Aluminio suave* Cobre suave o latón* Hierro o acero suave* Monel ó 4 a 6% cromo* Acero inoxidable

3.253.503.753.754.25

550065007600900010100

Lámina metálica plana * Aluminio suave 4.00 8800

III a&

III b

Lámina metálica plana * Cobre suave o latón* Hierro o acero suave* Monel ó 4 a 6% cromo* Acero inoxidable

4.755.506.006.50

13000180002180026000

Page 169: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Sistemas de transporte de petróleo por tubería 169

C.09.f.2 [[ TABLA I APPENDIX E.-ANSI B 16.5 ]]EMPAQUETADURAS GRUPO I

FIGURA 23 FIGURA 33

W1

Ancho de FIGURA 2 FIGURA 3

Diámetro Contacto Diámetro exteriornominal de la

empaque-

tadura

Diámetro interior

Diámetro

exterior

Diámetro Interior 150 lb 300 lb 400 lb 600 lb 900 lb 1500 lb 2500 lb

1/2 3/4 1 1 1/4

1 1/2 2 2 1/2 3

3 1/2 4 5 6

8101214

16182024

17/64 5/1611/3227/64

31/645/85/83/4

3/427/327/815/16

111 1/81 1/8

1 1/41 1/21 1/21 5/8

27/32 1 1/16 1 5/16 1 21/32

1 29/32 2 3/8 2 7/8 3 1/2

4 4 1/2 5 9/16 6 5/8

8 5/810 3/412 3/414

16182024

1 3/8 1 11/16 2 2 1/2

2 7/8 3 5/8 4 1/8 5

5 1/2 6 3/16 7 5/16 8 1/2

10 5/812 3/41516 1/4

18 1/2212327 1/4

27/32 1 1/16 1 5/16 1 21/32

1 29/32 2 3/8 2 7/8 3 1/2

4 4 1/2 5 9/16 6 5/8

8 5/810 3/412 3/414

16182024

1 7/8 2 1/4 2 5/8 3

3 3/8 4 1/8 4 7/8 5 3/8

6 3/8 6 7/8 7 3/4 8 3/4

1113 3/816 1/817 3/4

20 1/421 5/823 7/828 1/4

2 1/8 2 5/8 2 7/8 3 1/4

3 3/4 4 3/8 5 1/8 5 7/8

6 1/2 7 1/8 8 1/2 9 7/8

12 1/814 1/416 5/819 1/8

21 1/423 1/225 3/430 1/2

2 1/8 2 5/8 2 7/8 3 1/4

3 3/4 4 3/8 5 1/8 5 7/8

6 3/8 7 8 3/8 9 3/4

1214 1/816 1/219

21 1/823 3/825 1/230 1/4

2 1/8 2 5/8 2 7/8 3 1/4

3 3/4 4 3/8 5 1/8 5 7/8

6 3/8 7 5/8 9 1/210 1/2

12 5/815 3/41819 3/8

22 1/424 1/826 7/831 1/8

2 1/2 2 3/4 3 1/8 3 1/2

3 7/8 5 5/8 6 1/2 6 5/8

. . . 8 1/8 9 3/411 3/8

14 1/817 1/819 5/820 1/2

22 5/825 1/827 1/233

2 1/2 2 3/4 3 1/8 3 1/2

3 7/8 5 5/8 6 1/2 6 7/8

. . . 8 1/41011 1/8

13 7/817 1/820 1/222 3/4

25 1/427 3/429 3/435 1/2

2 3/4 3 3 3/8 4 1/8

4 5/8 5 3/4 6 5/8 7 3/4

. . . 9 1/41112 1/2

15 1/418 3/421 5/8 . . .

. . . . . . . . . . . .

1. Los diámetros de la empaquetadura pueden variar. En ningún caso el área libre de la empaquetadura nometálica será menor que aquella de los espárragos.

2. El diámetro exterior puede aumentar o usar una extensión de 1/8 pulg de espesor menor que elespecificado.

3. El tipo brida dibujada es para ilustración solamente.4. Dimensiones en pulgadas.

DIAM. INT. DIAM. INT.DIAM. EXT. DIAM. EXT.

W W

Page 170: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Petróleos Mexicanos170

C.09.f.3 [ TABLA II APPENDIX E.-ANSI B 16.5 ]]EMPAQUETADURAS GRUPO II a

FIGURA 43 FIGURA 53

W1

Ancho de FIGURA 4 FIGURA 5

Diámetronominal

Contactode la

empaque-

tadura

DiámetroInterior

Diámetroexterior

DiámetroInterior

Diámetroexterior

de laSuperfici

e

Diámetro exteriorde la extensión2

deContacto 150 lb 300 lb 400 lb 600 lb 900 lb 1500 lb 2500 lb

1/2 3/4 1 1 1/4

1 1/2 2 2 1/2 3

3 1/2 4 5 6

8101214

16182024

3/16 3/16 1/4 5/16

3/8 3/8 3/8 3/8

3/8 1/2 1/2 1/2

5/8 3/4 3/4 3/4

7/8 7/811

27/32 1 1/16 1 5/16 1 21/32

1 29/32 2 3/8 2 7/8 3 1/2

4 4 1/2 5 9/16 6 5/8

8 5/810 3/412 3/414

16182024

1 7/32 1 7/16 1 13/16 2 9/32

2 21/32 3 1/8 3 5/8 4 1/4

4 3/4 5 1/2 6 9/16 7 5/8

9 7/812 1/414 1/415 1/2

17 3/419 3/42226

27/32 1 1/16 1 5/16 1 21/32

1 29/32 2 3/8 2 7/8 3 1/2

4 4 1/2 5 9/16 6 5/8

8 5/810 3/412 3/414

16182024

1 7/32 1 7/16 1 13/16 2 9/32

2 21/32 3 1/8 3 5/8 4 1/4

4 3/4 5 1/2 6 9/16 7 5/8

9 7/812 1/414 1/415 1/2

17 3/419 3/42226

1 7/8 2 1/4 2 5/8 3

3 3/8 4 1/8 4 7/8 5 3/8

6 3/8 6 7/8 7 3/4 8 3/4

1113 3/816 1/817 3/4

20 1/421 5/823 7/828 1/4

2 1/8 2 5/8 2 7/8 3 1/4

3 3/4 4 3/8 5 1/8 5 7/8

6 1/2 7 1/8 8 1/2 9 7/8

12 1/814 1/416 5/819 1/8

21 1/423 1/225 3/430 1/2

2 1/8 2 5/8 2 7/8 3 1/4

3 3/4 4 3/8 5 1/8 5 7/8

6 3/8 7 8 3/8 9 3/4

1214 1/816 1/219

21 1/823 3/825 1/230 1/4

2 1/8 2 5/8 2 7/8 3 1/4

3 3/4 4 3/8 5 1/8 5 7/8

6 3/8 7 5/8 9 1/210 1/2

12 5/815 3/41819 3/8

22 1/424 1/826 7/831 1/8

2 1/2 2 3/4 3 1/8 3 1/2

3 7/8 5 5/8 6 1/2 6 5/8

. . . 8 1/8 9 3/411 3/8

14 1/817 1/819 5/820 1/2

22 5/825 1/827 1/233

2 1/2 2 3/4 3 1/8 3 1/2

3 7/8 5 5/8 6 1/2 6 7/8

. . . 8 1/41011 1/8

13 7/817 1/820 1/222 3/4

25 1/427 3/429 3/435 1/2

2 3/4 3 3 3/8 4 1/8

4 5/8 5 3/4 6 5/8 7 3/4

. . . 9 1/41112 1/2

15 1/418 3/421 5/8 . . .

. . . . . . . . . . . .

1. Los diámetros de las empaquetaduras pueden variar, siempre que la superficie de contacto no exceda dela que se muestra, sujeta a tolerancias.

2. Las empaquetaduras metálicas pueden tener un anillo de extensión de 1/8 pulg de espesor, menor que elespecificado.

3. El tipo de brida dibujado es para ilustración solamente.4. Dimensiones en pulgadas.

DIAM. INT.DIAM. EXT.

DIAM. INT.DIAM. EXT. SUPF. DE CONTACTO

EXTENSION DIAM. EXT.

W W

Page 171: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Sistemas de transporte de petróleo por tubería 171

C.09.f.4 (TABLA II B APPENDIX E.-ANSI B 16.5)EMPAQUETADURAS GRUPO II b

FIGURA 63 FIGURA 73

W1

Ancho de FIGURA 6 FIGURA 7

Diámetro Contacto Diámetro exteriorNominal de la

empaque-

tadura

Diámetro Interior

Diámetro

exterior

Diámetro Interior 150 lb 300 lb 400 lb 600 lb 900 lb 1500 lb 2500 lb

1/2 3/4 1 1 1/4

1 1/2 2 2 1/2 3

3 1/2 4 5 6

8101214

16182024

3/16 3/16 1/4 5/16

3/8 3/8 3/8 3/8

3/8 1/2 1/2 1/2

5/8 3/4 3/4 3/4

7/8 7/811

1 1 5/16 1 1/2 1 7/8

2 1/8 2 7/8 3 3/8 4 1/4

4 3/4 5 3/16 6 5/16 7 1/2

9 3/811 1/413 1/214 3/4

16 3/419 1/42125 1/4

1 3/8 1 11/16 2 2 1/2

2 7/8 3 5/8 4 1/8 5

5 1/2 6 3/16 7 5/16 8 1/2

10 5/812 3/41516 1/4

18 1/2212327 1/4

1 1 5/16 1 1/2 1 7/8

2 1/8 2 7/8 3 3/8 4 1/4

4 3/4 5 3/16 6 5/16 7 1/2

9 3/811 1/413 1/214 3/4

16 3/419 1/42125 1/4

1 7/8 2 1/4 2 5/8 3

3 3/8 4 1/8 4 7/8 5 3/8

6 3/8 6 7/8 7 3/4 8 3/4

1113 3/816 1/817 3/4

20 1/421 5/823 7/828 1/4

2 1/8 2 5/8 2 7/8 3 1/4

3 3/4 4 3/8 5 1/8 5 7/8

6 1/2 7 1/8 8 1/2 9 7/8

12 1/814 1/416 5/819 1/8

21 1/423 1/225 3/430 1/2

2 1/8 2 5/8 2 7/8 3 1/4

3 3/4 4 3/8 5 1/8 5 7/8

6 3/8 7 8 3/8 9 3/4

1214 1/816 1/219

21 1/823 3/825 1/230 1/4

2 1/8 2 5/8 2 7/8 3 1/4

3 3/4 4 3/8 5 1/8 5 7/8

6 3/8 7 5/8 9 1/210 1/2

12 5/815 3/41819 3/8

22 1/424 1/826 7/831 1/8

2 1/2 2 3/4 3 1/8 3 1/2

3 7/8 5 5/8 6 1/2 6 5/8

. . . 8 1/8 9 3/411 3/8

14 1/817 1/819 5/820 1/2

22 5/825 1/827 1/233

2 1/2 2 3/4 3 1/8 3 1/2

3 7/8 5 5/8 6 1/2 6 7/8

. . . 8 1/41011 1/8

13 7/817 1/820 1/222 3/4

25 1/427 3/429 3/435 1/2

2 3/4 3 3 3/8 4 1/8

4 5/8 5 3/4 6 5/8 7 3/4

. . . 9 1/41112 1/2

15 1/418 3/421 5/8 . . .

. . . . . . . . . . . .

1. Los diámetros de la empaquetadura pueden variar, siempre que el ancho de contacto no exceda de la quese muestra, sujeta a tolerancias.

2. El diámetro exterior puede aumentar o usar extensión de 1/8 pulg de espesor menor que el especificado.3. El tipo de brida dibujado es para ilustración solamente.4. Dimensiones en pulgadas.

Diám.

Diám. Ext.Diám.Diám. Ext.

W W

Page 172: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Petróleos Mexicanos172

C.09.f.5 [ TABLA III A APPENDIX E.-ANSI B 16.5 ]]

EMPAQUETADURAS GRUPO Ill a

FIGURA 83 FIGURA 93

W1

Ancho de FIGURA 8 FIGURA 9

DiámetroNominal

Contactode la

empaque-tadura

Diámetroexterior

DiámetroInterior

DiámetroInterior

Diámetroexterior

de laSuperficie

Diámetro exteriorde la extensión2

contacto150 lb 300 lb 400 lb 600 lb 900 lb 1500 lb 2500 lb

1/2 3/4 1 1 1/4

1 1/2 2 2 1/2 3

3 1/2 4 5 6

8101214

16182024

3/16 3/16 3/16 3/16

3/16 3/16 3/16 3/16

3/16 7/32 7/32 7/32

9/3211/3211/3211/32

13/3213/3215/3215/32

27/32 1 1/16 1 5/16 1 21/32

1 29/32 2 3/8 2 7/8 3 1/2

4 4 1/2 5 9/16 6 5/8

8 5/810 3/412 3/414

16182024

1 7/32 1 7/16 1 13/16 2 1/32

2 9/32 2 3/4 3 1/4 3 7/8

4 3/8 4 15/16 6 7 1/16

9 3/1611 7/1613 7/1614 11/16

16 13/1618 13/1620 15/1624 15/16

27/32 1 1/16 1 5/16 1 21/32

1 29/32 2 3/8 2 7/8 3 1/2

4 4 1/2 5 9/16 6 5/8

8 5/810 3/412 3/414

16182024

1 7/32 1 7/16 1 13/16 2 1/32

2 9/32 2 3/4 3 1/4 3 7/8

4 3/8 4 15/16 6 7 1/16

9 3/1611 7/1613 7/1614 11/16

16 13/1618 13/1620 15/1624 15/16

1 7/8 2 1/4 2 5/8 3

3 3/8 4 1/8 4 7/8 5 3/8

6 3/8 6 7/8 7 3/4 8 3/4

1113 3/816 1/817 3/4

20 1/421 5/823 7/828 1/4

2 1/8 2 5/8 2 7/8 3 1/4

3 3/4 4 3/8 5 1/8 5 7/8

6 1/2 7 1/8 8 1/2 9 7/8

12 1/814 1/416 5/819 1/8

21 1/423 1/225 3/430 1/2

2 1/8 2 5/8 2 7/8 3 1/4

3 3/4 4 3/8 5 1/8 5 7/8

6 3/8 7 8 3/8 9 3/4

1214 1/816 1/219

21 1/823 3/825 1/230 1/4

2 1/8 2 5/8 2 7/8 3 1/4

3 3/4 4 3/8 5 1/8 5 7/8

6 3/8 7 5/8 9 1/210 1/2

12 5/815 3/41819 3/8

22 1/424 1/826 7/831 1/8

2 1/2 2 3/4 3 1/8 3 1/2

3 7/8 5 5/8 6 1/2 6 5/8

. . . 8 1/8 9 3/411 3/8

14 1/817 1/819 5/820 1/2

22 5/825 1/827 1/233

2 1/2 2 3/4 3 1/8 3 1/2

3 7/8 5 5/8 6 1/2 6 7/8

. . . 8 1/41011 1/8

13 7/817 1/820 1/222 3/4

25 1/427 3/429 3/435 1/2

2 3/4 3 3 3/8 4 1/8

4 5/8 5 3/4 6 5/8 7 3/4

. . . 9 1/41112 1/2

15 1/418 3/421 5/8 . . .

. . . . . . . . . . . .

1. Los diámetros de las empaquetaduras pueden variar, siempre que la superficie de contacto no exceda dela que se muestra, sujeta a tolerancias.

2. Las empaquetaduras metálicas pueden tener un anillo de extensión de 1/8 pulg de espesor, menor que elespecificado.

3. El tipo de brida dibujado es para ilustración solamente.4. Dimensiones en pulgadas.

DIAM. INT.

DIAM. EXT.DIAM. INT.

DIAM. EXT. SUPF. DE CONTACTOEXTENSION DIAM. EXT.

W W

Page 173: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Sistemas de transporte de petróleo por tubería 173

C.09.f.6 [ TABLA III B APPENDIX E.-ANSI B 16.5 ]]EMPAQUETADURAS GRUPO III b

FIGURA 103 FIGURA113

W1

Ancho de FIGURA 10 FIGURA 11

Diámetro Contacto Diámetro exteriornominal de la

empaque-tadura

DiámetroInterior

Diámetroexterior

DiámetroInterior 150 lb 300 lb 400 lb 600 lb 900 lb 1500 lb 2500 lb

1/2 3/4 1 1 1/4

1 1/2 2 2 1/2 3

3 1/2 4 5 6

8101214

16182024

3/16 3/16 3/16 3/16

3/16 3/16 3/16 3/16

3/16 7/32 7/32 7/32

9/3211/3211/3211/32

13/3213/3215/3215/32

1 1 5/16 1 5/8 2 1/8

2 1/2 3 1/4 3 3/4 4 5/8

5 1/8 5 3/4 6 7/8 8 1/16

10 1/1612 1/1614 5/1614 9/16

17 11/1620 3/1622 1/1626 5/16

1 3/8 1 11/16 2 2 1/2

2 7/8 3 5/8 4 1/8 5

5 1/2 6 3/16 7 5/16 8 1/2

10 5/812 3/41516 1/4

18 1/2212327 1/4

1 1 5/16 1 1/2 2 1/8

2 1/2 3 1/4 3 3/4 4 5/8

5 1/8 5 3/4 6 7/8 8 1/16

10 1/1612 1/1614 5/1615 9/16

17 11/1620 3/1622 1/1626 5/16

1 7/8 2 1/4 2 5/8 3

3 3/8 4 1/8 4 7/8 5 3/8

6 3/8 6 7/8 7 3/4 8 3/4

1113 3/816 1/817 3/4

20 1/421 5/823 7/828 1/4

2 1/8 2 5/8 2 7/8 3 1/4

3 3/4 4 3/8 5 1/8 5 7/8

6 1/2 7 1/8 8 1/2 9 7/8

12 1/814 1/416 5/819 1/8

21 1/423 1/225 3/430 1/2

2 1/8 2 5/8 2 7/8 3 1/4

3 3/4 4 3/8 5 1/8 5 7/8

6 3/8 7 8 3/8 9 3/4

1214 1/816 1/219

21 1/823 3/825 1/230 1/4

2 1/8 2 5/8 2 7/8 3 1/4

3 3/4 4 3/8 5 1/8 5 7/8

6 3/8 7 5/8 9 1/210 1/2

12 5/815 3/41819 3/8

22 1/424 1/826 7/831 1/8

2 1/2 2 3/4 3 1/8 3 1/2

3 7/8 5 5/8 6 1/2 6 5/8

. . . 8 1/8 9 3/411 3/8

14 1/817 1/819 5/820 1/2

22 5/825 1/827 1/233

2 1/2 2 3/4 3 1/8 3 1/2

3 7/8 5 5/8 6 1/2 6 7/8

. . . 8 1/41011 1/8

13 7/817 1/820 1/222 3/4

25 1/427 3/429 3/435 1/2

2 3/4 3 3 3/8 4 1/8

4 5/8 5 3/4 6 5/8 7 3/4

. . . 9 1/41112 1/2

15 1/418 3/421 5/8 . . .

. . . . . . . . . . . .

1. Los diámetros de la empaquetadura pueden variar, siempre que el ancho de contacto no exceda de la quese muestra, sujeta a tolerancias.

2. El diámetro exterior puede aumentar o usar extensión de 1/8 pulg de espesor menor que el especificado.3. El tipo de brida dibujado es para ilustración solamente.4. Dimensiones en pulgadas.

Page 174: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Petróleos Mexicanos174

C.09.g Empaquetaduras no metálicas.

C.09.g.1 Tipos.- Los tipos de empaquetaduras no metálicas de acuerdo con ANSI B16.21, son para juntas de bridas que tengan cara: plana, levantada, macho yhembra, ranura y espiga. No incluye, para tubos de hierro fundido.

C.09.g.2 Los tipos de empaquetaduras cubren todos los tamaños de las siguientes bridasy accesorios bridados:

I. Válvulas fundidas con extremos de bridas, resistentes a la corrosión, bridas yaccesorios con extremos de bridas, en clase 150 lb (MSS SP - 42).

II. Empaquetaduras para bridas de hierro fundido y accesorios con extremos debridas en:

25 lb (ANSI B 16.b.2)Clase 125 (ANSI B 16.1)Clase 250 (ANSI B 16.2)Clase 300 (ANSI B 16.16)

III. Empaquetaduras para bridas de acero en tuberías y accesorios con extremos debridas: 150, 300, 400, 600, 900, y 1500 lb, ANSI B 16.5.

C.09.g.3 Materiales.- El material que constituye las empaquetaduras debe ser nometálico tal como caucho forzado, fibra vegetal, composiciones a base deasbesto, etc.

C.09.g.4 Dimensiones.- Las dimensiones de empaquetaduras no metálicas están dadasen C.09.g.7.-TABLA 1.-ANSI B 16.21.

C.09.g.5 Tolerancias.- Empaquetaduras para bridas junta macho y hembra o ranura yespiga deben cubrir el fondo de la depresión con una mínima tolerancia,permitiendo más o menos 1/64 pulg, de la cara de la hembra.

C.09.g.6 Selección.- La C.09.g.7.-TABLA 1.-ANSI B 16.21, tiene como ejemplo con líneade puntos la selección de una empaquetadura anillo plano para 2 pulg, y 250 lben hierro fundido. Se entra a la tabla superior denominada "TAMAÑOS DEBRIDAS" y en la columna 2 “REFERENCIA" se localiza el material "Hierrofundido” en el renglón de 250 lb; se sigue entonces ese renglón hacia la derechahasta localizar el tipo de empaquetadura de "Disco plano" en la columna 5 del

Page 175: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Sistemas de transporte de petróleo por tubería 175

grupo que contiene el diámetro de 2 pulg, o sea el grupo 1-3. Seguir hacia abajopor la misma columna para entrar a la tabla inferior de los diámetros de laempaquetadura, hasta cruzar con el renglón que corresponde al tamaño nominaldel tubo columna 1, en este caso 2 pulg, para encontrar así al diámetro exteriorde la empaquetadura 4 3/8 pulg, el diámetro interior que es de 2 3/8 pulg, que seencuentra en la columna 2 del mismo renglón. Las dimensiones de laempaquetadura son 2 3/8 X 4 3/8 pulg.

Page 176: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Petróleos Mexicanos176

C.09.g.7 [ TABLA 1.-ANSI B 16.21 ]]

DIMENSIONES DE EMPAQUETADURAS NO METALICAS

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15

TAMAÑOS DE BRIDAS

Referencia Cara llena Disco plano Macho y Hembra Espiga y Ranura

Chica Grande Chica GrandeANSIMSS

Bronce18-8

B 16,24 150-lbB16,24 300-lbSP-42 150-lb

1/2-12. . .

1/4-12

. . .1/2-8. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

Ejem 1

Hierrofundido

B16b2 25-lbB16,1 125-lbB16,2 250-lbB16,16 300-lbB16b1 800-lb

4-961

1-481, 2

. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

. . . 1-3

. . .2-12

. . .

. . .3 1/2-48

. . .

. . .

41-482

. . .

. . .3 1/2

5-96. . .. . .. . .. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

. . . 1-24

. . . 2-12

. . .

. . .

. . .1/4-4. . .

. . .

. . .1-245-122-12

ANSI

Acero

B16,5 150-lbB16,5 300-lbB16,5 400-lbB16,5 600-lbB16,5 900-lbB16,5 1500-lb

1-242

. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

. . . 1/2-3 1/2-3

1/2-24. . .. . .

. . .3 1/2-24

. . .

. . .

. . .

. . .

1/2-242

. . . 3 1/2 3 1/2

. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

. . .4-24. . .. . .. . .

. . .

. . .

. . .

. . .1/2-2 1/2

1/2-24

. . .

. . .

. . .

. . .3-24

10

1/2-241/2-241/2-241/2-241/2-241/2-24

1/2-241/2-241/2-241/2-241/2-241/2-24

. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

1/2-241/2-241/2-241/2-241/2-241/2-24

OD. DIAM. EXT. ID DIAM. INT. DE LA EMPAQUETADURADiám.Nom.

EmpaquetaduraCara llena Disco plano

ID* OD OD OD OD OD OD OD OD OD ID x OD ID x OD ID x OD ID x OD

1/4 3/8 1/2 3/4 1 1 1/4 1 1/2 2 2 1/2 3 3 1/2 4 5 6 8101214 OD16 OD18 OD20 OD24 OD30 OD36 OD42 OD48 OD54 OD60 OD72 OD84 OD96 OD

9/16 11/16 27/16 1 1/16 1 8/16

1 11/161 20/16

2 3/8 2 1/4 3 1/2 4 4 1/2 5 1/16 6 1/8 8 5/8 10 1/4 10 3/4 14 16 18 20 24 30 36 42 48 54 60 72 84 96

2 1/2 2 1/2 3 1/2 3 7/8 4 1/4 4 5/8 5 6 7 7 1/2 8 1/2 9 10 11 13 1/2 16 19 21 23 1/2 25 27 1/2 32 38 1/4 46 53 59 1/2 66 1/4 73 86 1/2 99 1/4113 1/4

. . .

. . . 3 3/4 4 5/8 4 7/8 5 1/4 6 1/8 6 1/2 7 1/2 8 1/4 9101112 1/215

. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

. . . 2 1/8 2 5/6 2 7/8 3 1/4 3 1/4 4 3/8 5 1/8 5 7/8

Ver Col. 7 7 5/8 9 1/210 1/212 5/815 3/4

1819 3/822 1/424 1/826 7/831 1/8

. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

. . . 6 1/2 7 1/8 8 1/2 9 7/812 1/814 1/816 3/819 1/821 1/423 1/225 3/430 1/237 1/2

4450 3/458 3/4

. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

. . . 1 7/8 2 1/4 2 5/8 3 3 3/8 4 1/2 4 7/8 5 3/8 6 3/8 6 7/8 7 3/4 8 3/4 1113 3/816 1/817 1/420 1/421 5/823 7/828 1/434 3/441 1/44854 1/2

. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

. . . 7 7/8 8 7/8 11 1/8 13 5/8 16 3/8 18 20 1/2 22 24 1/4 28 3/8 35 1/8 41 7/8 48 1/2 55 61 3/4 68 1/8 81 3/8 94 3/4107 3/4

. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

. . . 7 8 3/8 9 3/41214 1/816 1/21921 1/823 3/825 1/230 1/4

. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

. . . 2 1/2 2 3/4 3 1/8 3 1/2 3 7/8 5 3/8 6 1/2 6 7/8

. . . 8 1/4

1011 1/813 7/8

Ver Col. 1120 1/222 3/825 1/427 3/429 3/835 1/2

. . .

. . .

. . ... .. . .. . .. . .. . .. .

. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

. . . 6 5/8

. . . 8 1/8 9 3/411 3/814 1/817 1/819 5/820 1/222 5/825 1/827 1/233

. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

. . . . . .

. . . . . .x 11/32x 5/16x 1 1/16x 1 1/2x 1 3/4x 2 1/4x 2 11/16x 3 8/16x 3 11/16x 4 8/16x 5 3/8x 6 3/8x 8 3/8x 10 1/2x 12 1/2x 13 1/4x 15/3/4x 17 3/4x 19 3/4x 23 3/4

. . . . . .

. . . . . .

. . . . . .

. . . . . .

. . . . . .

. . . . . .

. . . . . .

. . . . . .

. . . . . .

. . . . . .

. . . . . . 27/32 x 1 3/8 1 1/16 x 1 11/16 1 8/16 x 2 1 11/32 x 2 1/2 1 20/32 x 2 7/8 2 3/8 x 3 1/8 2 7/8 x 4 1/8 3 1/2 x 5 4 x 5 1/2 4 1/2 x 6 3/16 5 1/16 x 7 8/16 6 5/8 x 8 1/2 8 5/8 x 10 1/410 1/4 x 12 1/412 3/4 x 1514 x 16 1/416 x 18 1/218 x 2120 x 2324 x 27 1/4

. . . . . .

. . . . . .

. . . . . .

. . . . . .

. . . . . .

. . . . . .

. . . . . .

. . . . . .

. . . . . .

1 x 1 3/81 x 1 3/81 x 1 3/81 5/16 x 1 11/161 1/2 x 1 7/81 7/8 x 2 1/42 1/8 x 2 1/22 7/8 x 3 1/43 3/8 x 3 3/44 1/4 x 4 5/84 3/4 x 5 1/85 3/16 x 5 11/16

. . . . . .

. . . . . .

. . . . . .

. . . . . .

. . . . . .

. . . . . .

. . . . . .

. . . . . .

. . . . . .

. . . . . .

. . . . . .

. . . . . .

. . . . . .

. . . . . .

. . . . . .

. . . . . .

. . . . . .

. . . . . .

. . . . . .

. . . . . .

. . . . . . 1 x 1 1/16 1 5/16 x 1 11/16 1 1/2 x 2 1 7/8 x 2 1/2 2 1/8 x 2 7/8 2 7/8 x 3 5/8 3 3/8 x 4 1/8 4 1/4 x 5 4 3/4 x 5 1/2 5 3/16 x 6 3/16 6 5/16 x 7 5/16 7 1/2 x 8 1/2 9 3/8 x 10 5/811 1/4 x 12 3/413 1/2 x 1514 1/4 x 16 1/416 3/4 x 18 1/219 1/4 x 2121 x 2325 1/4 x 27 1/4

. . . . . . .

. . . . . . .

. . . . . . .

. . . . . . .

. . . . . . .

. . . . . . .

. . . . . . .

. . . . . . .

. . . . . . .* ID: Diámetro InteriorOD: Diámetro Exterior

Page 177: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Sistemas de transporte de petróleo por tubería 177

C.09.h Empaquetaduras metálicas.

C.09.h.1 Definiciones.- Las empaquetaduras metálicas, API Std 601 en forma de discoplano se usarán en juntas de bridas de acero de cara realzada descritas enC.07. Las empaquetaduras son de dos tipos: de doble camisa corrugada y deenrollamiento en espiral, con dimensiones de 1 a 24 pulg, de diámetro nominalclasificadas por presión según C.09.f.2 y subsecuentes, designadas comoempaquetaduras de camisa metálica corrugada, rellena de asbesto.

TIPO DE CLASIFICACION ANSIEMPAQUETADURA LIBRAS

Doble camisa 150 a 1500 inclusiveEnrollamiento en espiral 150 a 2500 inclusive

C.09.h.2 Una empaquetadura de las siguientes dimensiones para las clasificacionesmostradas, es apropiada para cualquier brida de cara realzada descrita en lafracción C.07., incluso bridas tipos deslizable, roscada o de cuello soldable.

TIPO DE CLASIFICACIONEMPAQUETADURA TAMAÑO ANSI, EN LB

Doble camisa 2 pulg y mayores 150 y 1 500 inclusiveEnrollamiento 3 pulg y mayores 150 y 300en espiral

C.09.h.3 Tamaño y clasificación.

I –– La empaquetadura metálica debe ser designada por su tamaño nominal enpulgadas y la clasificación de presión nominal en libras, correspondiendo altamaño nominal del tubo y la clasificación de presión principal de la brida, con lacual va a ser usada.

II –– Una empaquetadura debe ser apropiada para las mismas condiciones depresión y temperatura correspondiente a la brida.

C.09.h.4 Empaquetaduras metálicas de camisa doble.

I. Las empaquetaduras metálicas de camisa doble deben estar hechas con unrelleno completamente cerrado por una camisa metálica corrugada. C.09.h.6.-

Page 178: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Petróleos Mexicanos178

TABLA 1.-API 601.

II. Dimensiones.

El paso de la corrugación debe ser 1/8 pulg, 3 mm mínimo; 1/4 pulg, 6.3 mmmáximo.El espesor de la camisa metálica debe ser 0.015 pulg, 0.38 mm, mínimo.El relleno debe ser cuando menos de 1/16 pulg, 1.6 mm de espesor.El factor (m) y el valor de la carga de asentamiento para el diseño (y) debe serconforme a los valores de los grupos I y II de C.09.f.1.-FIG. E1.-ANSI B 16.5.Las dimensiones y tolerancias deben ser según C.09.h.6.-TABLA 1.-API 601.

III. Materiales.

La cabeza metálica debe ser de acero suave al carbono.El relleno debe ser de asbesto con un aglutinante apropiado.

IV. Marcas.

Deben marcarse con estampado de tinta a prueba de agua, usando símbolosalrededor de 1/4 pulg, de alto, si el tamaño de la empaquetadura lo permite, conlo siguiente:

• Tamaño nominal.Clasificación de presión.Material de la camisa (si es otra que no es de acero suave al carbono).Identificación API 601.Marca de fabricante.

• Marca típica: 21/2-1500-304 API 601 y nombre de fábrica.

• Marca típica para empaquetadura con camisa de acero al carbono:21/2-300/600 API 601 y nombre de fábrica.

• Ejemplo símbolos usuales en otro material de la camisa: 316 monel.

Page 179: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Sistemas de transporte de petróleo por tubería 179

C.09.h.5 Empaquetaduras metálicas de enrollamiento.

I. Las empaquetaduras metálicas de enrollamiento en espiral deben estar hechasde tiras de metal dobladas en cierta forma que dan vuelta en espiral en unrelleno y cierran herméticamente. El relleno debe esencialmente llenar a ras lasvueltas en ambas caras de la empaquetadura. El metal enrrollado en laempaquetadura debe ser soldado a iguales espaciamientos a partir del diámetrointerior de la empaquetadura con el mínimo número de puntos de soldaduracomo sigue:

Dimensiones de la empaquetadura Núm de puntos deen pulgadas. Soldadura eléctrica

3 y menores 6 mínimo.4 a 12 inclusive 4 mínimo.14 y mayores 3 mínimo.

II. El disco exterior de extensión, el más delgado, de la empaquetadura deberáestar convenientemente unido a la parte que constituye el empaque; sucircunferencia interior debe tener una ranura o rebordes donde se empotre laempaquetadura.

III. El diseño de estas empaquetaduras debe estar en una proporción de relleno ymetal de enrollamiento de modo que el factor (m) y la carga de asiento (y),cumplan los límites del grupo 1, de C.09.f.1.-FIG. E 1.-ANSI B 16.5, así mismo,un esfuerzo uniforme de 30 000 lb/pulg2 de los espárragos de una junta debridas que comprime la empaquetadura a un espesor de 0.130 + 0.005 pulg.

IV. Dimensiones.

En C.09.h.7.-TABLA 2.-API 601 se dan las dimensiones de las ernpaquetadurasde enrollamiento en espiral, de su disco de extensión, tolerancias y clasificaciónANSI de presión.

V. Materiales.

El metal de enrollamiento debe ser 18.8 Cr - Ni, AISI Type 304.El material de relleno debe ser de tiras de asbesto, con un aglutinanteapropiado.El disco de extensión debe ser de acero al carbono, pintado, plateado, o

Page 180: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Petróleos Mexicanos180

con otro recubrimiento que resista la corrosión atmosférica.

VI. Marcas.

El disco de extensión de la empaquetadura debe estamparse a prueba de aguausando símbolos alrededor de 1/8 pulg. de alto, con las siguientes marcas:

Tamaño nominal.Clasificación de presión.Material de enrrollamiento (si no es AISI Tipo 304)Material de relleno (si no es asbesto)Identificación API 601.Nombre del fabricante.Marca típica: 6-600 API 601 y la marca de fábrica.

Page 181: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Sistemas de transporte de petróleo por tubería 181

C.09.h.6 [ TABLA 1.-API 601 ]]

EMPAQUETADURA METALICA CON CAMISACORRUGADA

Diámetro exterior de la empaquetadura2

(nominal)Diámetronominal

DiámetroInterior de la

empaquetaduraClasificación de presión en lb (nominal)

(nominal 2) 150 300 4003 600 9003 1,500

11 1/41 1/2

2

}(VerNota

4)

1 7/161 13/162 1/162 7/8

2 1/22 7/83 1/4

4

2 3/43 1/83 5/84 1/4

2 1/43 1/83 5/84 1/4

33 3/83 1/45 1/2

2 1/2 3 1/8 4 3/4 5 5 6 3/83 4 1/2 5 1/4 5 3/4 5 3/4 6 1/2 6 1/446

5 3/167 1/2

6 3/48 5/8

79 3/4

6 7/89 5/8

7 1/210 3/8

811 1/4

8 1/211

8101214

9 3/811 1/413 1/214 3/4

10 7/813 1/4

1617 5/8

1214 1/816 1/2

19

11 7/814

16 3/818 7/8

12 1/215 5/817 7/819 1/4

1417

19 1/220 3/8

13 1/41720 2/822 5/8

16182024

16 3/419 1/4

2125 1/4

20 1/821 1/223 3/428 1/8

21 1/823 3/825 6/830 3/8

2123 1/425 3/830 1/8

22 1/824

26 3/431

22 1/225

27 3/832 7/8

25 1/827 5/829 5/835 3/8

1. Tolerancia de espesor + 1/32 pulg, ––0.2. Tolerancia de diámetros interior y exterior + 1/16 pulg, –-0.3. No hay bridas 400 lb en 1 pulg a 3 pulg Diám. Nom., usar 600 lb; no hay bridas 900 lb en 1pulg a 2 1/2 pulg, usar 1500 lb.4. Empaquetaduras de 1, 1 1/4 ó 1 1/2 pulg Diám. Nom., no se recomiendan para diámetrosinteriores más grandes que el del tubo de pared estándar ANSI B 36.10, la empaquetadura puedeinvadir el agujero. Estos tamaños son apropiados para bridas cuello soldable que tengan undiámetro interior igual al de una brida de tamaño nominal.

De los agujeros ylos espárragos

Diám. del espárrago

Paso

Espárrago 1/8” 1

Diám. Int. de la empaquetadura

Diám. Ext. de la empaquetadura

Page 182: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Petróleos Mexicanos182

C.09.h.7 [ TABLA 2.-API 601 ]]

EMPAQUETADURAS METALICASDE ENROLLAMIENTO EN ESPIRAL

Diámetroexterior

Diámetro Interior de la empaquetadura3 Diámetro exterior del disco de extensión4

DiámetroNominal

de laempaque-

Clasificación de presión en lb(nominal)

Clasificación de presión en lb(nominal

tadura 150 300 4005

600 9008 1,500 2,5008 150 300 4005 600 9005 1,500 2,5005

1 1 1/4 1 1/8

2

1 1/4 2 1/8 2 5/8 3 1/4

1 1/4 1 11/16 1 11/16 2 1/4

1 1/81 11/161 11/162 1/4

1 1/4 1 3/16

1 7/8 2 5/16

2 5/8 3 3 1/8 4 1/8

2 7/8 3 1/4 3 3/4 4 3/8

2 7/8 3 1/4 3 3/4 4 3/8

3 1/8 3 1/2 3 7/8 5 3/8

3 3/8 4 1/8 4 5/8 5 3/4

2 1/8 3 1/4 3 1/8 3 1/8 2 1/4 4 7/8 5 1/8 5 1/8 6 1/2 6 5/8 3 4 5/8 4 4 3 5/8 3 3/4 5 3/8 5 7/8 5 7/8 6 5/8 6 7/8 7 3/4 4 6

5 1/4 8 1/8

5 7 1/16

4 3/8 6 7/8

4 1/8 6 7/8

4 5/8 6 1/4

6 7/8 8 1/4

7 1/8 9 7/8

7 9 3/4

7 5/810 1/2

8 1/811 1/8

8 1/411 1/8

9 1/412 1/2

81012

10 1/412 3/814 5/8

9 1/1611 1/1613 1/8

8 7/8 10 11/16

12 7/8

8 1/810 12/1612 7/8

8 1/810 5/812 1/4

1113 3/816 1/8

12 1/814 1/416 5/8

1214 1/816 1/2

12 5/815 1/418

14 1/817 1/819 5/8

13 7/817 1/820 1/2

15 1/418 3/421 5/8

14 15 7/8 14 5/8 14 1/4 14 1/2 17 3/4 19 1/8 19 19 3/8 20 1/2 22 1/416182024

18 1/420 5/822 3/826 7/8

16 5/818 11/1620 11/1624 3/4

16 1/418 1/820 1/824 3/4

16 1/418 1/420 1/424 1/4

20 1/421 5/823 7/828 1/4

21 1/423 1/225 3/430 1/2

21 1/823 3/825 1/230 1/4

22 1/424 1/826 7/831 1/8

22 5/825 1/827 1/833

25 1/427 1/429 3/435 1/4

1. Tolerancia de espesor ± 0.005 pulg.2. Tolerancia del diámetro exterior ± 1/32 pulg; Diám. Ext. = Diám. Int. + 2 (ancho de contacto), excluyendo

1/16 pulg. de transición.3. Tolerancia de Diám. Int. ± 1/64 pulg.4. Tolerancia del disco de extensión: Diám. Ext. ± 1/32; espesor ± 0.006 pulg.5. No hay bridas 400 lb en 1 pulg a 3 pulg Diám. Nom. usar 600 lb; no hay bridas 900 lb en 1 pulg a 2 1/2 pulg

Diám. Nom. usar 1500 lb. Tampoco hay bridas 2500 lb mayores de 12 pulg Diám. Nom.6. Limitaciones de uso de empaquetaduras de enrollamiento, ver C.09 (h).7. Dimensiones en pulgadas.

Diám. Int. de la empaquetadura

Diám. Ext. de la empaquetadura

Diám. Ext. del disco de extensión

0.175” Espesor1

Disco de extensión

1/16”

Transición0.125”

Diám. del espárrago

De los agujeros ylos espárragos

Page 183: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Sistemas de transporte de petróleo por tubería 183

C.09.h.8 [ TABLA 3.-API 601 ]]

USO DE EMPAQUETADURAS METALICASDE ENROLLAMIENTO EN ESPIRAL

TAMAÑONOMINALPulgadas

CLASIFICACION DE PRESION

150 300 400 600 900 1500 2500 1

1 1/4 1 1/2

Ver nota 2 VerNota 2

2 2 1/2

Brida cuello soldablecon paso estándar

(bore)

Ver nota 2

3 4 6 81012

Brida deslizable, inclusive bri-da de cuello soldable de cual-

Brida de cuello soldable conpaso cédula 10S, descrita enANSI B 36.19, incluso con boca estándar3 pero excluyendo labrida deslizable.

Brida cuello soldable paso están-dar (incluso con boca estándarpero excluyendo brida desliza-ble).

1416182024

quier paso con boca estándar.3

Brida cuello soldable con pasocédula 10, según ANSI B 36.10 (excluidas brida boca estándary bridas deslizables).

Brida de cuellosoldable pasoestándar (bore)excluyendo bo-ca estándar3 ybrida deslizable.

1. Esta tabla muestra el paso trascendental (bore) máximo de bridas para las cuales las dimensiones de laempaquetadura de enrrollamiento en C.09.h.7.-Tabla 2.-API 601 se recomiendan, considerandoinvolucradas las tolerancias, posible excentricidad y la posible intromisión de la empaquetadura dentro delagujero de paso.

2. En estos tamaños, la empaquetadura es apropiada para brida de cuello soldable de paso estándar siempreque la empaquetadura y la brida estén ensamblados concéntricamente, esto también se aplica a bocasestándar.

3. Una boca de manufactura estándar, es la de una brida estándar cuello soIdable; el paso igual al de unabrida tamaño nominal.

Page 184: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Petróleos Mexicanos184

C.09.i Empaquetaduras metálicas de anillo.

C.09.i.1 Tipos.- Las empaquetaduras o anillos especificación ANSI B 16.20 son de dostipos: octagonal y oval para ranuras de fondo plano.

C.09.i.2 Tamaños.- Los anillos y ranuras abarcan todas las dimensiones en bridas,accesorios de bridas y válvulas de bridas, contenidas en C.07. Bridas y en C.11.Válvulas, para líneas de transporte.

C.09.i.3 Material.- Los anillos deben ser generalmente de material más suave que el dela brida, con algunas excepciones como en el caso de bridas y anillos de aceroinoxidable tratados para la mayor resistencia corrosiva, deben ser del mismomaterial. Deberá verificarse si los anillos son apropiados para el servicio al queserán sometidos.

Dureza máxima de empaquetadura de anillo

D u r e z a M á x i m aEmpaquetaduras Brinell Rockwell Escala "B"

Hierro suave

Acero bajo carbono

Acero 4—6% Cr. 1/2% Mo

Acero tipo 410

Acero tipo 304

Acero tipo 316

Acero tipo 347

90

120

130

170

160

160

160

50

68

72

86

83

83

83

C.09.i.4 Dimensiones y tolerancias.- Ver C.09.i.9.-TABLA 1.-ANSI B 16.20 y figura,para anillos octogonales y ovales en ranuras de fondo plano. Las distanciasaproximadas entre bridas ensambladas, están dadas en la C.07.g.8.-TABLA 10.-ANSI B 16.5, de acuerdo con la clasificación de presión.

C.09.i.5 Acabado.- Las superficies laterales de contacto de las ranuras y de los anillosdeben estar libres de lomos o acanaladuras, y de huellas de herramienta.

C.09.i.6 Número de identificación.- Los anillos y las ranuras de un diámetro, tienen unmismo número seguido de una letra R para fines de identificación.

Page 185: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Sistemas de transporte de petróleo por tubería 185

C.09.i.7 Marcas.

I.- La parte lateral de una brida tipo junta de anillo debe llevar el número delanillo y una R antepuesta.

II.- La superficie de cada anillo debe llevar la marca de fábrica, la letra R, elnúmero del anillo y la identificación del material.

III.- La aplicación debe ser hecha de manera de no dañar las superficies decontacto ni distorsionar el anillo.

IV.- La identificación de los materiales debe hacerse de acuerdo a lasindicaciones siguientes:

Identificación de Materiales de Empaquetadurasde Anillo.

Material Identificación EjemplosHierro suaveAcero bajo carbonoAcero 4 - 6% Cr. 1/2% MoTipo 410 AceroTipo 304 AceroTipo 316 AceroTipo 347 Acero

DS

F 5 (ASTM A 182) S 410 S 304 S 316 S 347

(T) R 51 D(T) R 51 S(T) R 51 F 5(T) R 51 S 410(T) R 51 S 304(T) R 51 S 316(T) R 51 S 347

(T), denota que en esa posición se anotará la marca de fábrica.

C.09.i.8 Inspección.- Estas especificaciones deben ser aplicadas a los anillos que sereciban en los centros de distribución y se deben verificar con los datos deproyecto.

Page 186: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Petróleos Mexicanos186

C.09.i.9 [ TABLA 1.-ANSI B 16.20 ]] DIMENSIONES DE LASEMPAQUETADURAS DE ANILLO.

1 2 3 4 5 6Diámetro Ancho Altura del anillo Ancho

Númerodel

anillo

mediodel anillo

P

del anillo

A

Oval

B

Octagonal

H

del planode apoyodel anillo

CR11R12R13R14R15

R16R17R18R19R20

R21R22R23R24R25

R26R27R28R29R30

R31R32R33R34R35

R36R37R38R39R40

R41R42R43R44R45

R46R47R48R49R50

R51R52R53R54R55

1 11/32 1 9/16 1 11/16 1 3/4 1 7/8

2 2 1/4 2 3/8 2 9/16 2 11/16

2 27/32 3 1/4 3 1/4 3 3/4 4

4 4 1/4 4 3/8 4 1/2 4 5/8

4 7/8 5 5 3/16 5 3/16 5 3/8

5 7/8 5 7/8 6 3/16 6 3/8 6 3/4

7 1/8 7 1/2 7 5/8 7 5/8 8 5/16

8 5/16 9 9 3/410 5/810 5/8

111212 3/412 3/413 1/2

1/4 5/16 5/16 5/16 5/16

5/16 5/16 5/16 5/16 5/16

7/16 5/16 7/16 7/16 5/16

7/16 7/16 1/2 5/16 7/16

7/16 1/2 5/16 7/16 7/16

5/16 7/16 5/8 7/16 5/16

7/16 3/4 5/16 7/16 7/16

1/2 3/4 5/16 7/16 5/8

7/8 5/16 7/16 5/81 1/8

7/16 9/16 9/16 9/16 9/16

9/16 9/16 9/16 9/16 9/16

11/16 9/16 11/16 11/16 9/16

11/16 11/16 3/4 9/16 11/16

11/16 3/4 9/16 11/16 11/16

9/16 11/16 7/8 11/16 9/16

11/161 9/16 11/16 11/16

3/41 9/16 11/16 7/8

1 1/8 9/16 11/16 7/81 7/16

3/8 1/2 1/2 1/2 1/2

1/2 1/2 1/2 1/2 1/2

5/8 1/2 5/8 5/8 1/2

5/8 5/8 11/16 1/2 5/8

5/8 11/16 1/2 5/8 5/8

1/2 5/8 13/16 5/8 1/2

5/8 15/16 1/2 5/8 5/8

11/16 15/16 1/2 5/8 13/16

1 1/16 1/2 5/8 13/161 3/8

0.1700.2060.2060.2060.206

0.2060.2060.2060.2060.206

0.3050.2060.3050.3050.206

0.3050.3050.3410.2060.305

0.3050.3410.2060.3050.305

0.2060.3050.4130.3050.206

0.3050.4850.2060.3050.305

0.3410.4850.2060.3050.413

0.5830.2060.3050.4130.780

Se permite una tolerancia de3/84” para “H” y “B” si lavariación en toda la circun-ferencia no excede de 1/84”

Tolerancia± 1/84”

R1 = 1/16”. Para anillos de 7/8” deancho y menores.R1 = 3/32”. Para anillos de 1” y ma-yores.

Tolerancia± 0.0807”

ATolerancia± 0.008” 23° Tolerancia

± 1/2 Grado

H

A2

Tolerancia± 1/6 4”

OCTAGONAL

OVAL

Tolerancia± 1/6 4”B

P

Tolerancia± 0.008”

R1

C

Page 187: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Sistemas de transporte de petróleo por tubería 187

CONCLUYE C.09.i.9.-TABLA 1.-ANSI B 16.20

1 2 3 4 5 6Diámetro Ancho Altura del anillo Ancho

Númerodel

anillo

mediodel anillo

P

delanillo

A

Oval

B

Octagonal

H

del planode apoyodel anillo

CR56R57R58R59R60

R61R62R63R64R65

R66R67R68R69R70

R71R72R73R74R75

R76R77R78R79R80

R81R82R84R85R86

R87R88R89R90R91R92

R93R94R95R96R97R98R99

R100R101R102R103R104R105

15151515 5/816

16 1/216 1/216 1/217 7/818 1/2

18 1/218 1/220 3/82121

2122232323

26 1/227 1/427 1/427 1/424 1/4

25 2 1/4 2 1/2 3 1/8 3 9/16

3 15/16 4 7/8 4 1/2 6 1/810 1/4 9

29 1/231 1/233 3/4363840 1/4 9 1/4

29 1/231 1/233 3/4363840 1/4

5/16 7/16 7/8 5/161 1/4

7/16 5/81 5/16 7/16

5/81 1/8 5/16 7/16 3/4

1 1/8 5/16 1/2 3/41 1/4

5/16 5/811 3/8 5/16

9/16 7/16 7/16 1/2 5/8

5/8 3/4 3/4 7/81 1/4 7/16

3/4 3/4 3/4 7/8 7/8 7/8 7/16

1 1/81 1/41 1/41 1/41 3/81 3/8

9/16 11/161 1/8 9/161 9/16

11/16 7/81 5/16 9/16 11/16

7/81 7/16 9/16 11/161

1 7/16 9/16 3/411 9/16

9/16 7/81 5/161 3/4

. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

. . . 11/16

. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

1/2 5/81 1/16 1/21 1/2

5/8 13/161 1/4 1/2 5/8

13/161 3/8 1/2 5/8 15/16

1 3/8 1/2 11/16 15/161 1/2

1/2 13/161 1/41 5/8 1/2

3/8 5/8 5/8 11/16 13/16

13/16 15/16 15/161 1/161 1/2 5/8

15/16 15/16 15/161 1/161 1/161 1/16 5/8

1 3/81 1/21 1/21 1/21 5/81 5/8

0.2060.3050.5830.2060.879

0.3050.4130.6810.2060.305

0.4130.7800.2060.3050.485

0.7800.2060.3410.4850.879

0.2060.4130.6810.9770.206

0.3770.3050.3050.3410.413

0.4130.4850.4850.5830.8790.305

0.4850.4850.4850.5830.5830.5830.305

0.7800.8790.8790.8790.9770.977

–– El anillo oval u octagonal puede usarse en ranuras de fondo plano.–– Las ranuras ovales deben llevar solamente ovalados.Nota. Dimensiones en pulgadas.

Page 188: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Petróleos Mexicanos188

C.09.i.10 [ TABLA 2.-ANSI B 16.20 ]]

DIMENSIONES DE RANURAS PARA JUNTA DE ANILLO

1 2 3 4 5 1 2 3 4 5Número dela ranura

Diámetromedio

PProfundidad

LAncho

F

Radio en elfondo

R

Número dela ranura

Diámetromedio

PProfundidad

EAncho

F

Radio en elfondo

RR11R12R13R14R15

R16R17R18R19R20

R21R22R23R24R25

R26R27R28R29R30

R31R32R33R34R35

R36R37R38R39R40

R41R42R43R44R45

1 11/321 9/161 11/161 3/41 7/8

22 1/42 3/82 9/162 11/16

2 27/323 1/43 1/43 3/44

44 1/44 3/84 1/24 5/8

4 7/855 3/165 3/165 3/8

5 7/85 7/86 3/166 3/86 3/4

7 1/87 1/27 5/87 5/88 5/16

7/321/41/41/41/4

1/41/41/41/41/4

5/161/45/165/161/4

5/165/163/81/45/16

5/163/81/45/165/16

1/45/167/165/161/4

5/161/21/45/165/16

9/3211/3211/3211/3211/32

11/3211/3211/3211/3211/32

15/3211/3215/3215/3211/32

15/3215/3217/3211/3215/32

15/3217/3211/3215/3215/32

11/3215/3221/3215/3211/32

15/3225/3211/3215/3215/32

1/321/321/321/321/32

1/321/321/321/321/32

1/321/321/321/321/32

1/321/321/161/321/32

1/321/161/321/321/32

1/321/321/161/321/32

1/321/161/321/321/32

R46R47R48R49R50

R51R52R53R54R55

R56R57R58R59R60

R61R62R63R64R65

R66R67R68R69R70

R71R72R73R74R75

R76R77R78R79R80

8 5/16 9 9 3/410 5/810 5/8

111212 3/412 3/413 1/2

15151515 5/816

16 1/2g16 1/216 1/217 7/818 1/2

18 1/218 1/220 3/82121

2122232323

26 1/227 1/427 1/427 1/424 1/4

3/8 1/2 1/4 5/16 7/16

9/16 1/4 5/16 7/1611/16

1/4 5/16 9/16 1/411/16

5/16 7/16 5/8 1/4 5/16

7/1611/16 1/4 5/16 1/2

11/16 1/4 3/8 1/211/16

1/4 7/16 5/813/16 1/4

17/32 23/32 11/32 15/32 21/32

29/32 11/32 15/32 21/321 3/16

11/32 15/32 29/32 11/321 5/16

15/32 21/321 1/16 11/32 15/32

21/32 1 3/16 11/32 15/32 25/32

1 3/16 11/32 17/32 25/321 5/16

11/32 21/321 1/161 7/16 11/32

1/161/161/321/321/16

1/161/321/321/163/32

1/321/321/161/323/32

1/321/163/321/321/32

1/163/321/321/321/16

3/321/321/161/163/32

1/321/163/323/321/32

R81R82R84R85R86

R87R88R89R90R91R92

R93R94R95R96R97R98R99

R100R101R102R103R104R105

25 2 1/4 2 1/2 3 1/8 3 9/16

3 15/16 4 7/8 4 1/2 6 1/810 1/6 9

29 1/231 1/233 3/4363840 1/4 9 1/4

29 1/231 1/233 3/4363640 1/4

7/16 5/16 5/16 3/8 7/16

7/16 1/2 1/2 9/1611/16 5/16

1/2 1/2 1/2 9/16 9/16 9/16 5/16

11/1611/1611/1611/1613/1613/16

19/32 15/32 15/32 17/32 21/32

21/32 25/32 25/32 29/321 5/16 15/32

25/32 25/32 25/32 29/32 29/32 29/32 15/32

1 3/161 5/161 5/161 5/161 7/161 7/16

1/161/321/321/161/16

1/161/161/161/163/321/32

1/161/161/161/161/161/161/32

3/323/323/323/323/323/32

TOLERANCIASE { +1/64”

0 PROFUNDIDADF ± 0.008” ANCHOP ± 0.005” DIAMETRO MEDIOR RADIO EN EL FONDO MAXIMO23º ± 1/2º ANCHO

Dimensiones en pulgadas

P23°

E

F

R

Page 189: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Sistemas de transporte de petróleo por tubería 189

C.10 Tornillería

C.10.a Los espárragos y tuercas para bridas están tratados por sus materiales enC.02.-TABLA 423.1.-ANSI B 3.14 y en C.07.d.2.-TABLA 1.-ANSI B 16.5 y susdimensiones en C.07.g.19.-TABLA 13.-ANSI B 16.5 y tablas subsecuentes.

C.10.b Los espárragos y las tuercas, por el material y por sus dimensiones, deben serverificados a la recepción en los centros de distribución de materiales deconstrucción.

C.10.c Los espárragos deben ser de cuerda corrida y deben extenderse completamentea través de las tuercas.

C.10.d Las tuercas deben cumplir las especificaciones ASTM A 194 ó A 325; el materialASTM A 307 grado B, puede usarse en tuercas para bridas clasificación 150 y300 lb.

C.10.e Al utilizar bridas aisladas, los espárragos que se usen pueden reducir sudiámetro en 1/8 pulg, pero deberán estar constituidos por material ASTM A 193ó ASTM A 354.

C.10.f Cuando se utilicen bridas de fierro fundido, el uso de espárragos debesometerse al MSS SP-46, pero se repite nuevamente la recomendación de nousar piezas de fierro fundido en sistemas de transporte.

C.10.g Todos los espárragos de acero al carbono, deben llevar cuerda de paso ancho,según ANSI B 1.1, clase 2A y sus tuercas clase 2B.

C.10.h El encordado de los espárragos y de las tuercas de acero de aleación debenestar de acuerdo con ANSI B 1.1. En diámetros nominales de 1 pulg y menoresdeben ser de cuerda de paso ancho; en diámetros nominales de 1 1/8 pulg ymayores deben ser de series de 8 cuerdas. Los espárragos deben tenerdimensiones clase 2A y las tuercas deben tener dimensiones clase 2B.

C.10.i El atornillado regular de bridas está basado en esfuerzos que no excedan de7000 lb/puIg2 suponiendo que la presión primaria de servicio actúa sobre unaárea circunscrita por el diámetro exterior de la cara realzada, ver en C.07.g.7 elvalor de R.

C.1O.j El atornillado prescrito en esta norma está referido al uso de espárrago de aceropara bridas de acero. No se tratará el uso de bridas de hierro fundido yespárragos ASTM A 307.

Page 190: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Petróleos Mexicanos190

C.11 Válvulas

C.11.a. Definiciones.

C.11.a.1 Las válvulas de acero, de compuerta, macho, bola y de retención, (check)especificación API Std 6D se usan en tuberías de transporte de líquidos y gases.Deben ser recibidas en los centros de distribución bajo las siguientescondiciones de clasificación presión temperatura y siempre que sus extremossean: extremos para soldar a tope, extremos de bridas cara realzada y extremosde bridas de anillo con empaquetaduras especificadas en C.09.

C.11.b Clasificación presión temperatura.

C.11.b.1 Clase y presión máxima de trabajo para válvulas de compuerta, macho, bola, yretención, con extremos de bridas y extremos para soldar, en temperaturas de-20°F a 100°F. Para otras temperaturas ver la clasificación C.07.c.4.

Clase 150 300 400 600 900 1 500 2 500lb/pulg2,-20 a 100OF 275 720 960 1 440 2 160 3 600 6 000

C.11.b.2 La clasificación anterior no se aplica a piezas de sello de material no metálicosino elástico o plástico. Debe verificarse la importancia de esta condición en lasválvulas que se reciban para la obra.

C.11.c Características varias.

C.11.c.1 El extremo de las bridas debe ser totalmente maquinado del lado de la junta y elacabado de las caras de las bridas será maquinado según MSS SP - 6.

C.11.c.2 Deberá verificarse que las partes de las válvulas como el yugo, tuerca del yugo,los vástagos, soportes, prensa - estopas, bujes, compuertas, tapones, discos,asientos, etc., sean apropiados para el servicio consignado en el proyecto.

C.11.c.3 Deberá verificarse con el proyecto la posición de las cajas de engranes oextensión del volante y las dimensiones de éstas para válvulas así pedidas.

Page 191: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Sistemas de transporte de petróleo por tubería 191

C.11.c.4 Si es necesario relevar la presión del bonete o del cuerpo de la válvula, éstadeberá ser provista, de una perforación de 1/2 pulg, NPT o mayor diámetro yválvula de alivio y verificar la especificación del proyecto, así como tambiénrevisar las conexiones para drenar la válvula, mecanismo de cerradura, vástagoindicador y protector del vástago.

C.11.c.5 La brida de bonete debe cumplir las especificaciones de las caras de las bridas.

C.11.c.6 Deberá evitarse el uso de válvulas de fierro fundido, sobre todo cuando puedanrecibir esfuerzos mecánicos, a pesar de que está permitido utilizarlas apresiones hasta de 250 lb/puIg2, sólo podrá usarse en sistemas donde seasegure que en ninguna circunstancia cambiará a presiones mayores.

C.11.c.7 Deberá verificarse si las válvulas de compuerta, macho y bola, llenan losrequisitos para paso de diablo, cuando el proyecto así lo consigne.

C.11.d Materiales.

C.11.d.1 Los materiales ASTM A: 36; 105; 106; 181; 182; 216; 217; 242; 285; 350; 441;515; 516; y API Spec 5LX cuyo título descriptivo se encuentra en la fracciónC.02-TABLA 423.1-ANSI B 31.4, son los materiales especificados para lafabricación de cuerpos de válvulas, incluyendo los que tienen extremos debridas o extremos soldables, para la fabricación de bonetes y tapas de válvulas.Además se consignan los materiales que complementan las especificacionesnombradas pero que no están en dicha tabla.

• ASTM a 212 Placas de acero al carbono silicio, alta resistencia a la tensión paracalderas y otros recipientes a presión.

• ASTM A 352 Fundiciones de acero ferrítico para partes sujetas a presión paraservicio de baja temperatura.API Std 6A Equipo de cabezales de pozo.

Page 192: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Petróleos Mexicanos192C.11.d.2 [[ TABLA 3.1 - API 6D ]]

ESPECIFICACIONES DE MATERIALES PARA CUERPOS,BONETES, TAPAS Y EXTREMOS DE VALVULAS

Clasificacióngeneral del Cuerpos, bonetes Extremos de Extremos paramaterial y tapas bridas soldarFundiciones A 216 Gr WCB A 216 Gr WCB A 216 Gr WCB

ASTM A 216 Gr WCC A 216 Gr WCC A 216 Gr WCCA 217 Gr WC1 A 217 Gr WC1 A 217 Gr WC1A 352 Gr LCB A 352 Gr LCB A 352 Gr LCBA 352 Gr LCC A 352 Gr LCC A 352 Gr LCC

Forjas A 105 Gr I y II A 105 Gr I y II A 105 Gr I y IIASTM A 181 Gr I y II A 181 Gr I y II A 181 Gr II sólo

A 182 Gr F1 A 182 Gr F1 A 182 Gr F1A 350 Gr LF1 A 350 Gr LF1 A 350 Gr LF1

Placa laminada A 36 A 36ASTM A 212 Gr A y B A 212 Gr A y B

A 242 Para soldar A 242 Para soldarA 285 Gr B y CA 441 A 441A 515 A 515A 516 A 516A 537 Gr A A 537 Gr A

Tubos ASTM A 106 Gr A y B A 106 Gr B sóloTubos API API 5 LXMateriales API Std 6A tip. 1, 2 y 4* Std 6A Tip. 1, 2 y 4*** Los cuerpos, bonetes y tapas pueden repararse con soldadura según ASTM A 216.** Los extremos de bridas API Std 6A tipo 4 deben tener el diámetro interior y el reborde o cubo según API Std 6A.

Page 193: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Sistemas de transporte de petróleo por tubería 193

C.11.e Tipos de válvulas.

C.11.e.1 Las válvulas de compuerta deben ser surtidas dentro de los tipos siguientes:

Regular doble disco vástago ascendente.Regular doble disco vástago fijo (no ascendente).Paso completo vástago ascendente.Paso completo vástago fijo (no ascendente).

I. Las válvulas de compuerta doble disco deben tener de cara a cara de brida, ode extremo a extremo soldable, las dimensiones de C.11.h.1.-TABLA 4.1.-API6D. Las válvulas tipo paso completo deben tener como dimensionescorrespondientes las C.11.h.2.-TABLA 4.2.-API 6D. Las válvulas de pasoreducido son designadas por dos diámetros, el primero es el diámetro nominaldel tubo al que será unido, y el segundo el diámetro interior del paso reducido.Las válvulas de paso reducido deben tener las mismas dimensiones de cara acara de brida o de extremo a extremo soldable, que las válvulas de pasocompleto. Todas las válvulas de compuerta deben estar provistas con unasiento secundario y otro medio de reempacar el estopero mientras la válvulaestá en servicio a la máxima capacidad de presión de trabajo, condición quedeberá verificarse también en la recepción de materiales.

C.11.e.2 Las válvulas macho deben ser surtidas en los siguientes tipos y bajo lasdimensiones de cara a cara de brida y de extremo a extremo para soldar,contenidas en C.11.h.3.-TABLA 4.3.-API 6D.

Modelo cortoTipo regularTipo venturi.

I. En las válvulas modelo corto, las dimensiones de cara a cara de brida o deextremo a extremo soldable son las mismas que se aplican a válvulas decompuerta en la misma clasificación de presión. Estas válvulas tienen el paso,de forma substancialmente rectangular.

II. Las válvulas macho tipo regular tienen dimensiones de cara a cara de brida ode extremo a extremo soldable, y pueden o no, corresponder a las de lasválvulas de compuerta C.11.h.1, 2 y 3.-TABLAS 4.1, 4.2 y 4.3 - API 6D con elmismo diámetro y clasificación presión temperatura.

Page 194: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Petróleos Mexicanos194

Estas válvulas tiene el paso de forma substancialmente rectangular.

III. Las válvulas macho tipo venturi llenan la misma condición anterior descritapara las válvulas macho tipo regular, inclusive la forma del paso.

IV. Las válvulas macho tipo paso de forma redonda y de paso completo debentener de cara a cara de brida y de extremo a extremo soldable, dimensionesmayores que para los tres tipos anteriores correspondientes en diámetros y enclasificación de presión. La válvula macho tipo paso redondo y de pasocompleto tiene un paso circular en el tapón obturador y en el cuerpo de laválvula, igual o mayor que la válvula de compuerta del mismo diámetro yclasificación de presión.

C.11.e.3 Las válvulas esféricas o de bola deben ser surtidas en los tipos siguientes y bajolas dimensiones cara a cara de brida y de extremo a extremo soldable,contenidas en C.11.h.4.-TABLA 4.4.-API 6D.Tipo paso completo.Tipo paso reducido.Tipo corto.

I. Las válvulas de bola de paso completo deben tener un paso a través de sulongitud conforme a C.11.h.5.-TABLA 4.5.-API 6D, excepto para válvulas deextremos soldables, que deberá verificarse de acuerdo al proyecto, dicho paso.

II. Las válvulas de bola de paso reducido tienen dimensiones en los extremoscorrespondientes a la dimensión del tubo o a la válvula de bola de pasocompleto, y el diámetro del paso corresponde a una válvula de bola máspequeño. Se acostumbra designarlas por los valores de sus dos diámetros. Enválvulas de 12 pulg, diámetro nominal 12.750 pulg, diámetro exterior y menores,el tamaño del paso reducido es el diámetro real del canal o paso a través de labola aproximadamente superior en 1/8 pulg. En válvulas de 15 pulg, diámetronominal y mayores, el tamaño del paso reducido es el diámetro nominal de laválvula y estructura relacionada.

III. Las válvulas de bola tipo corto, tienen de cara a cara de brida o de extremo aextremo soldable, dimensiones menores que aquellas de paso completo, las

Page 195: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Sistemas de transporte de petróleo por tubería 195

válvulas de bola con el mismo diámetro nominal de un tubo se pueden surtir depaso completo y de paso reducido.

C.11.e.4 Las válvulas de retención deben ser surtidas en los tipos siguientes, y debentener las dimensiones contenidas en C.11.h.6.-TABLA 4.6.-API 6D.Tipo regularTipo abertura completa.

C.11.e.5 Válvulas especiales. Se incluirán requisitos para válvulas especiales, decompuerta, macho, bola y retención (check) las cuales son de extremossoldables y de 14 pulg, diámetro exterior y mayores.

C.11.e.5.I [[ TABLA 6.1.-API 6D ]]CLASIFICACION DE PRESION

1 2 3Presión máxima Presión máxima Presión máxima

de prueba de de operación de prueba decampo lb / pulg2 lb / pulg2 de fábrica lb / pulg2

1200 800 13201500 1000 16501800 1200 19802100 1400 23102400 1600 26403000 2000 3300

II. Clasificación de temperatura. Las válvulas especiales deben tenerestablecida su temperatura de servicio. Para temperaturas de –20ºF, –29ºC, elcuerpo, la junta del bonete y el material de los espárragos deben estar deacuerdo con la especificación ASTM correspondiente a la temperatura baja deservicio. La temperatura máxima de servicio para la presión máxima de servicio,no debe ser mayor de 250ºF.

III. Definiciones.

Presión máxima de prueba de campo. La presión máxima de prueba de campoes la presión máxima permitida que se puede aplicar a una válvula instalada. Laválvula puede estar abierta, cerrada o parcialmente abierta. Si la válvula secierra, la presión puede ser aplicada sobre uno o sobre ambos lados. Unaválvula cerrada no debe abrirse si excede la presión máxima de operación.

Page 196: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Petróleos Mexicanos196

• Presión máxima de operación. La presión máxima de operación es la presiónmáxima a la cual la válvula puede ser operada.IV. Dimensiones. Las dimensiones de éstas válvulas estarán de acuerdo a lasolicitud.

V. Marcas. Las marcas en estas válvulas especiales, se harán de acuerdo alAPI Std 6D. Tabla 6.2. 1971.

C.11.f Prueba hidrostática.

C.11.f.1 Las válvulas deben haber sido sujetas en fábrica, a una prueba hidrostática delcuerpo y deberán mostrarse exentas de fuga o deformación permanente bajo lapresión cuando ambos extremos están cerrados y las válvulas de compuerta,macho, bola o retención están parcial o totalmente abiertas. La prueba se harásegún C.11.f.3.-TABLA 5.1.-API 6D y C.11.f.4.- TABLA 5.2.- API 6D. Para lapresión de prueba y para el tiempo de duración, respectivamente.

C.11.f.2 Las válvulas deben haber sido sujetas en fábrica según C.11.f.3.-TABLA 5.1.-API 6D y C.11.f.4.- TABLA 5.2.-API 6D, a una prueba hidrostática del asiento,sin mostrar fuga o deformación permanente bajo la presión, cuando la pruebase aplique sucesivamente en cada lado de las válvulas de compuerta, tapón obola y del lado de corriente abajo de la válvula de retención con el otro ladoabierto a la atmósfera.

C.11.f.3 [[ TABLA 5.1.-API 6D ]]PRUEBA HIDROSTATICA

1 2 3 4Presión de prueba lb / pulg2

AsientoClase Hidrostática

del casco *Hidrostática* Aire

150 300 400 600 90015002500

425110014502175325054009000

275 720 9601440216036006000

80808080808080

* La presión de prueba enlistada tiene los valores mínimos.

Page 197: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Sistemas de transporte de petróleo por tubería 197

C.11.f.4 [[ TABLA 5.2.-API 6D ]]DURACION DE LA PRUEBA HIDROSTATICA

Diámetro de laválvula. Pulg

Prueba del cuerpominutos

Prueba del asientominutos

2 a 46 a 1012 a 1820 y mayores

2 51530

2 51015

* La presión de prueba no debe variar más de ± 2 % de la presión especificadadurante el periodo de prueba.

C.11.g. Marcas en válvulas.

C.11.g.1 Las válvulas deben estar marcadas como se muestra en seguida:

Nombre del fabricante o mar-ca de fábrica. Sobre el cuerpo y sobre

la placa.

Monograma API Sobre la placa.

Designación de clase API Sobre el cuerpo y sobrela placa.

Máxima presión de trabajo yen seguida las letras WOG Sobre la placa.

Designación del material delcuerpo STEEL, si está hechode acero al carbono. Sobre el cuerpo y sobre

la placa.

. . . Símbolo de aleaciónASTM, MSS o AISI y la iden-tificación de colada si está he-cho de acero al carbono. Símbolo de aleación en el

cuerpo y sobre la placa.Identificación de interiores:mediante símbolos, indicar elmaterial del vástago; las ca-ras de sello de los miembrosde cierre, si es material dife-rente del cuerpo de la válvula. Sobre la placa.

Page 198: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Petróleos Mexicanos198

Diámetro nominal de la vál-vula. En el cuerpo y en la

placa.

Bridas cara tipo anillo: Mar-car una letra R y el númerodel anillo. Sobre la parte lateral de

la brida.

C.11.g.2 En los centros de distribución al recibir las válvulas se debe verificar que notengan defectos inadmisibles de fábrica, por lo cual deben ser rechazadas ytambién en el caso en que los defectos sean descubiertos durante el manejo, elalmacenamiento, en la distribución y colocación para la ejecución de la obra, einclusive cuando la válvula se encuentre en servicio. En los centros dedistribución las válvulas deben haberse recibido y deben mantenerse secas,limpias, sin pintura o con pintura no dañada; todas las aberturas deben tenertapa que proteja de polvo u otras materias el interior de la válvula. Todas lasroscas y superficies maquinadas de la válvula. Todas las roscas y superficiesmaquinadas de la válvula deben estar protegidas con una capa de grasa u otromaterial apropiado que permanezca en su lugar y que no fluya o se funda a unatemperatura menor de 125º F, 52ºC.

C.11.g.3 Las válvulas deben empacarse de manera que estén protegidas las superficiesinteriores de asiento, así como las caras de las bridas o los extremos biselados.Deben usarse empaques apropiados y fijos a la válvula.

C.11.h Figuras y Tablas.

Page 199: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Sistemas de transporte de petróleo por tubería 199

C.11.h.1 [[ TABLA 4.1.-API 6D ]]

VALVULAS DE COMPUERTA - DOBLE DISCOVASTAGO ASCENDENTE - VASTAGO FIJO

Dimensiones: “A” Cara a cara de bridas“B” Extremo a extremo soldable“C” Extremo a extremo brida junta de anillo

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13Diámetronominal Clase 150 Clase 300 Clase 400 Clase 600

= A B C A B C A B C A B C

2 2 1/2 3 4 6

8 10

12 14

16 18 20

22 24

26

28 30 36*38*40*42*48*54*60

7 7 1/2 8 910 1/2

11 1/213

1415

161718

.....20

22

242428..............................

8 1/2 9 1/211 1/21215 7/8

16 1/218

19 3/422 1/2

242628

.....32

34

363640..............................

7 1/2 8 8 1/2 9 1/211

1213 1/2

14 1/215 1/2

16 1/217 1/218 1/2

.....20 1/2

.....

.....

.....

.....

.....

.....

.....

.....

.....

.....

8 1/2 9 1/211 1/21215 7/8

16 1/218

19 3/430

333639

4345

49

5355...................................

8 1/2 9 1/211 1/21215 7/8

16 1/218

19 3/430

333639

4345

49

5355...................................

9 1/210 1/211 3/412 5/816 1/2

17 1/218 5/8

20 3/830 5/8

33 5/836 5/839 3/4

43 7/845 7/8

50

5456...................................

11 1/213141619 1/2

23 1/226 1/2

3032 1/2

35 1/238 1/241 1/2

4548 1/2

.....

.....

.....

.....

.....

.....

.....

.....

11 1/213141619 1/2

23 1/226 1/2

3032 1/2

35 1/238 1/241 1/2

4548 1/2

.....

.....

.....

.....

.....

.....

.....

.....

11 5/813 1/814 1/816 1/819 5/8

23 5/826 5/8

30 1/832 5/8

35 5/838 5/841 2/4

45 3/848 7/8

.....

.....

.....

.....

.....

.....

.....

.....

11 1/213141722

2631

3335

394347

5155

57

6165.........................

11 1/213141722

2631

3335

394347

5155

57

6165.........................

11 5/813 1/814 1/817 1/822 1/8

26 1/231 1/8

33 1/843 1/847 1/4

51 5/855 3/8

57 1/255 5/8

57 1/8

61 1/865 1/8.........................

1 14 15 16 17 18 19 20 21 22Diámetronominal Clase 900 Clase 1500 Clase 2500

= A B C A B C A B C

2 2 1/2 3 4 6

8 10

12 14

16 18 20

22 24

*26*28*30*36

14 1/216 1/2151824

2933

3840 1/2

44 1/24852

.....61

.....

.....

.....

.....

14 1/216 1/2151824

2933

3840 1/2

44 1/24852

.....61

.....

.....

.....

.....

14 5/816 5/815 1/818 1/824 1/8

29 1/833 1/8

38 1/840 7/8

44 7/848 1/252 1/2

.....61 3/4

.....

.....

.....

.....

14 1/216 1/218 1/221 1/227 3/4

32 3/439

44 1/249 1/2

54 1/260 1/265 1/2

.....76 1/2

14 1/216 1/218 1/221 1/227 3/4

32 3/439

44 1/249 1/2

54 1/260 1/265 1/2

.....76 1/2

14 5/816 5/818 5/821 5/828

33 1/839 3/8

45 1/250 1/4

55 3/861 3/866 3/8

.....77 5/8

17 3/42022 3/426 1/236

40 1/450

56.....

.....

.....

.....

.....

.....

17 3/42022 3/426 1/236

40 1/450

56.....

.....

.....

.....

.....

.....

17 7/820 1/42326 7/836 1/2

40 7/850 7/8

56 7/8.....

.....

.....

.....

.....

.....

Tolerancias: ± 1/16 pulg en 10 pulg Diám. Nom. y menores. ± 1/8 pulg en 12 pulg y mayores.Las válvulas de paso reducido y las de paso completo tienen la misma dimensión de cara a cara de brida oextremo a extremo soldable.Las válvulas de paso reducido tienen como primer número de su designación el diámetro de la columna 1 yen su renglón correspondiente se determinan las dimensiones de cara a cara de brida o extremo a extremosoldable.Las dimensiones cara a cara de brida o extremo a extremo soldables son máximas. Las válvulas con unextremo de brida y el otro soldable tienen como dimensión de extremo a extremo, la suma de dos mitades deválvulas con extremos iguales y de la misma clasificación de presión.Dimensiones en pulgadas.

Page 200: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Petróleos Mexicanos200

C.11.h.2 [[ TABLA 4.2.-API 6D ]] VALVULAS DE COMPUERTA ––PASO COMPLETO –– VASTAGO ASCENDENTE ––

VASTAGO FIJODimensiones: “A” Cara a cara de bridas.

“B” Extremo a extremo soldable.“C” Extremo a extremo brida junta de anillo.

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10Diámetronominal Clase 150 Clase 300 Clase 400

= A B C A B C A B C

2 2 1/2 3 4 6

810

1214

161820

2224

2628

3032

3436

7 7 1/2 8 910 1/2

11 1/213

1415

161718

2020

2224

2628

3032

8 1/2 9 1/211 1/81215 7/8

16 1/218

19 3/422 1/2

242628

3032

3436

3638

4040

7 1/2 8 8 1/2 9 1/211

1213 1/2

14 1/215 1/2

16 1/217 1/218 1/2

20 1/220 1/2

.....

.....

.....

.....

.....

.....

8 1/2 9 1/211 1/81215 7/8

16 1/218

19 3/430

333639

4345

4953

5560

6468

8 1/2 9 1/211 1/81215 7/8

16 1/218

19 3/430

333639

4345

4953

5560

6468

9 1/810 1/811 3/412 5/816 1/2

17 1/818 5/8

20 3/830 5/8

33 5/836 5/839 3/4

43 7/845 7/8

5054

5661 1/8

65 1/869 1/8

.....

.....

.....1619 1/2

23 1/226 1/2

3032 1/2

35 1/238 1/241 1/2

4548 1/2

51 1/255

6065

7074

.....

.....

.....1619 1/2

23 1/226 1/2

3032 1/2

35 1/238 1/241 1/2

4548 1/2

51 1/255

6065

7074

.....

.....

.....16 1/819 5/8

23 5/826 5/8

30 1/232 5/8

35 5/838 5/841 3/4

45 3/848 7/8

5255 1/2

60 1/265 5/8

70 5/874 5/8

Tamaños 38, 40, 42, 48, 54 y 60 pulg. Diám. Nom. serán establecidas por proyecto.Tolerancias: ± 5/16 pulg en 10 pulg Diám. Nom. y menores. ± 1/8 pulg en 12 pulg Diám. Nom. y mayores.

1 11 12 13 14 15 16 17 18 19Diámetronominal Clase 600 Clase 900 Clase 1500

= A B C A B C A B C

2 2 1/2 3 4 6

810

1214

161820

2224

2628

3032

3436

11 1/213141722

2631

3335

394347

5155

5761

6570

7682

11 1/213141722

2631

3335

394347

5155

5761

6570

7682

11 5/813 1/814 1/817 1/822 1/8

26 1/831 1/8

33 1/835 1/8

39 1/843 1/847 1/8

51 3/855 3/8

57 1/261 1/2

65 1/270 5/8

76 5/882 5/8

14 1/216 1/2151824

2933

3840 1/2

44 1/24852

.....61

.....

.....

.....

.....

.....

.....

14 1/216 1/2151824

2933

3840 1/2

44 1/24852

.....61

.....

.....

.....

.....

.....

.....

14 5/816 5/815 1/818 1/824 1/8

29 1/833 1/8

38 1/840 7/8

44 7/848 1/252 1/2

.....61 3/4

.....

.....

.....

.....

.....

.....

14 1/216 1/218 1/221 1/227 3/4

32 3/439

44 1/249 1/2

54 1/260 1/265 1/2

.....76 1/2

.....

.....

.....

.....

.....

.....

14 1/216 1/218 1/221 1/227 3/4

32 3/439

44 1/249 1/2

54 1/260 1/265 1/2

.....76 1/2

.....

.....

.....

.....

.....

.....

14 5/816 5/818 5/821 5/828

33 1/839 3/8

45 1/8501/4

55 3/861 3/866 3/8

.....77 5/8

.....

.....

.....

.....

.....

.....

Tamaños 38, 40, 42, 48 pulg Diám. Nom. serán establecidas por proyecto.Tolerancias: ± 1/16 plg en 10 pulg Diám. Nom. y menores. ± 1/8 pulg en 12 pulg Diám.Nom. y mayores.

Las válvulas de paso reducido y las de paso completo tienen la misma dimensión de cara a cara de brida oextremo a extremo soldable. Las válvulas de paso reducido se designan por el diámetro de la columna 1 ydespués las dimensiones de cara a cara de brida o extremo a extremo soldable.Las dimensiones cara a cara de brida o extremo a extremo soldable son máximas.Las válvulas con un extremo de brida y el otro soldable tienen como dimensión de extremo a extremos, lasuma de dos mitades de válvulas con extremos iguales y de la misma clasificación de presión.Dimensiones en pulgadas.

Page 201: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Sistemas de transporte de petróleo por tubería 201

C.11.h.3 [[ TABLA 4.3.-API 6D ]]

VALVULAS MACHO

Dimensiones: “A” Cara a cara de bridas“B” Extremo a extremo soldable“C” Extremo a extremo brida junta de anillo

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11Clase 150

Diám. Modelo Corto Regular VenturiPaso RedondoPaso Completo

Nom.

A B C A C A B C A C

2 2 1/2 3 4 6

810121416

182024

7 7 1/2 8 910 1/2

11 1/21314............

......

......

.......

10 1/212131418

20 1/22225............

......

......

.......

7 1/2 8 8 1/2 9 1/211

1213 1/214 1/2............

......

......

.......

......

......

......

......15 1/2

182124.............

......

......

.......

......

......

......

......16

18 1/221 1/224 1/2

.......

... ...

......

......

.......

......

......

......

......

......

......21242730

343642

......

......

......

......

......

......22252730

343642

......

......

......

......

......

......21 1/224 1/227 1/230 1/2

34 1/236 1/242 1/2

10 1/211 3/413 1/21721 1/2

24 1/22630............

......

......

......

1112 1/41417 1/222

2526 1/230 1/2............

......

......

......C.11.(h) 3.- (Continúa)

1 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22Clase 300

Diám. Modelo Corto Regular VenturiPaso RedondoPaso Completo

Nom.

A B C A C A B C A B C

2 2 1/2 3 4 6

810121416

1820222426

2830323436

8 1/2 9 1/211 1/81215 7/8

16 1/21819 3/4............

......

......

......

......

......

......

......

......

......

......

10 1/212131418

20 1/22225............

......

......

......

......

......

......

......

......

......

......

9 1/810 1/811 3/412 5/816 1/2

17 1/818 5/820 3/8............

......

......

......

......

......

......

......

......

......

......

......

......

......

......15 7/8

19 3/422 3/8..................

3639434549

5355606468

......

......

......

......16 1/2

20 3/823..................

36 5/839 3/443 7/845 7/850

545661 1/865 1/869 1/8

......

......

......

......15 7/8

16 1/21819 3/43033

3639434549

5355606468

......

......

......

.....18

20 1/222253033

3639434549

5355606468

......

......

......

......16 1/2

17 1/818 5/820 3/830 5/833 5/8

36 5/839 3/443 7/845 7/850

545661 1/865 1/869 1/8

11 1/81315 1/41822

2732 1/238............

......

......

......

......

......

......

......

......

......

......

11 1/81315 1/41822

2732 1/238............

......

......

......

......

......

......

......

......

......

......

11 3/413 5/815 7/818 5/822 5/8

27 5/833 1/838 5/8............

......

......

......

......

......

......

......

......

......

......

Tolerancias: ± 1/16 plg en 10 pulg Diám. Nom. y menores. ± 1/8 pulg en 12 pulg Diám. Nom. y mayores.

Dimensiones en pulgadas.

Page 202: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Petróleos Mexicanos202

Continúa C.11.h.3

Dimensiones: “A” Cara a cara de bridas“B” Extremo a extremo soldable“C” Extremo a extremo brida junta de anillo

1 23 24 25 26 27 28 29 30 31Clase 400

Regular Venturi Paso Redondo Paso Completo

Diám.Nom.

A B C A B C A B C

2 2 1/2 3 4 6

810121416

1820222426

2830323436

11 1/213141619 1/2

23 1/226 1/230............

......

......

......

......

......

......

......

......

......

......

11 1/213141619 1/2

23 1/226 1/230............

......

......

......

......

......

......

......

......

......

......

11 5/813 1/814 1/816 1/219 5/8

23 5/826 5/830 1/8............

......

......

......

......

......

......

......

......

......

......

......

......

......

......19 1/2

23 1/226 1/23032 1/235 1/2

38 1/241 1/24548 1/251 1/2

5560657074

......

......

......

......19 1/2

23 1/226 1/23032 1/235 1/2

38 1/241 1/24548 1/251 1/2

5560657074

......

......

......

......19 5/8

23 5/826 5/830 1/832 5/835 5/8

38 5/841 3/445 3/848 7/852

55 1/260 1/265 5/870 5/874 5/8

131517 1/21924

293540............

......

......

......

......

......

......

......

......

......

......

......

......

......2223

33 1/43540............

......

......

......

......

......

......

......

......

......

......

13 1/815 1/817 5/819 1/824 1/8

29 1/835 1/840 1/8............

......

......

......

......

......

......

......

......

......

......

C.11 h.3.-(Continúa)

1 32 33 34 35 36 37 38 39 40Clase 600

Regular Vénturi Paso Redondo Paso Completo

Diám.Nom.

A B C A B C A B C

2 2 1/2 3 4 6

810121416

1820222426

30323436

11 1/213141722

2631..................

......

......

......

......

......

......

......

......

......

11 1/213141722

2631..................

......

......

......

......

......

......

......

......

......

11 5/813 1/814 1/817 1/822 1/8

26 1/831 1/8..................

......

......

......

......

......

......

......

......

......

......

......

......

......22

2631333539

4347515557

65707682

......

......

......

......22

2631333539

4347515557

65707682

......

......

......

......22 1/8

26 1/831 1/833 1/835 1/839 1/8

43 1/847 1/451 3/855 3/857 1/2

65 1/270 5/876 5/882 5/8

131517 1/22026

31 1/43742............

......

......

......

......

......

......

......2228

33 1/44042............

......

......

......

......

......

......

......

......

......

13 1/815 1/817 5/820 1/826 1/8

31 5/837 1/842 1/8............

......

......

......

......

......

......

......

......

......

Tolerancias: ± 1/16 pulg en 10 pulg Diám. Nom. y menores. ± 1/8 pulg en 12 pulg Diám. y mayores.

Dimensiones en pulgadas.

Page 203: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Sistemas de transporte de petróleo por tubería 203

Continúa C.11.h.3

Dimensiones: “A” Cara a cara de bridas“B” Extremo a extremo soldable“C” Extremo a extremo brida junta de anillo

1 41 42 43 44 45 46 47 48Clase 900

Regular Vénturi Paso RedondoPaso Completo

Diám.Nom.

A B C A B C A C

22 1/2346

8101216

14 1/216 1/2151824

2933..........

......

......151824

2933............

14 5/816 5/815 1/818 1/824 1/8

29 1/833 1/8............

......

......

......

......24

29333844 1/2

......

......

......

......24

29333844 1/2

......

......

......

......24 1/8

29 1/833 1/833 1/844 7/8

151718 1/22229

323344......

15 1/817 1/818 5/822 1/829 1/8

32 1/838 1/844 1/8......

C.11 h.3.–– (Concluye)

1 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58Clase 1500 Clase 2500

Diám. Regular VénturiPaso RedondoPaso Completo Regular

Nom.

A B C A B C A C A C

2 2 1/2 3 4 6

81012

14 1/216 1/218 1/221 1/227 3/4

32 3/43944 1/2

......

.......18 1/221 1/227 3/4

32 3/43944 1/2

14 5/816 5/818 5/821 5/828

33 1/839 3/845 1/8

......

......

......

......27 3/4

32 3/43944 1/2

......

......

......

......27 3/4

32 3/43944 1/2

......

......

......

......28

33 1/239 3/845 1/8

15 3/817 7/820 5/824 5/831

354248

15 1/21820 3/424 3/431 1/4

35 3/842 3/843 5/8

17 3/42022 3/426 1/236

40 1/45056

17 7/820 1/42326 7/836 1/2

40 7/850 7/856 7/8

Dimensiones en pulgadas.

Page 204: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Petróleos Mexicanos204

C.11.h.4 [[ TABLA 4.4.-API 6D ]]

VALVULAS DE BOLA

Dimensiones: “A” Cara a cara de bridas“B” Extremo a extremo soldable“C” Extremo a extremo brida junta de anillo

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13Clase 150 Clase 300

Paso Completo y PasoReducido

Modelo Corto Paso Completo y PasoReducido

Modelo Corto

Diám.Nom.

= A B C A B C A B C A B C

2 2 1/2 3 4 6

8 10 12 14 16

18 20 22 24 26

28 30 32 34 36*38*40*42*48*54*60

7 7 1/2 8 915 1/2

1821242730

3436––4245

4951545860....................................

8 1/2 9 1/211 1/81218

20 1/222253033

3639––4549

5355606468....................................

7 1/2 8 8 1/2 9 1/216

18 1/221 1/224 1/227 1/230 1/2

34 1/236 1/2––42 1/2......

......

......

......

......

......

......

......

......

......

......

......

––––––––10 1/8

11 1/81314––––

––––––––......

......

.....

......

......

......

......

......

......

.....

......

......

––––––––15 7/8

16 1/21819 3/4––––

––––––––......

......

......

......

......

......

......

......

......

.....

......

......

––––––––11

1213 1/214 1/2––––

––––––––......

......

......

......

......

......

......

......

......

.....

......

......

8 1/2 9 1/211 1/81215 7/8

19 3/422 3/825 1/83033

3639434549

5355606468....................................

8 1/2 9 1/211 1/81218

20 1/222253033

3639434549

5355606468....................................

9 1/210 1/811 3/412 5/816 1/2

20 5/82326 1/830 5/833 5/8

36 5/839 5/843 7/845 7/850

545661 1/865 1/869 1/8....................................

––––––––––

16 1/21819 3/4––––

––––––––––

––––––––––....................................

––––––––––

16 1/21819 3/4––––

––––––––––

––––––––––....................................

––––––––––

17 1/818 5/820 5/8––––

––––––––––

––––––––––....................................

–– Las válvulas de paso reducido y las de paso completo tienen la misma dimensión de cara a cara debrida o de extremo a extremo para la misma clasificación de presión en el mismo diámetro.

–– Para el uso de esta tabla en válvulas de paso reducido, el primer número de los dos diámetros es el dela columna 1 y determina además las dimensiones cara a cara o extremo a extremo.

–– Las dimensiones de extremo a extremo en válvulas soldables son máximas. Las de modelo cortopueden ser por proyecto.

–– Las válvulas con un extremo de brida y el otro soldable tienen como dimensión de extremo a extremo lasuma de dos mitades de válvula con extremos iguales y de la misma clasificación de presión.

–– Dimensiones en pulgadas.

Page 205: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Sistemas de transporte de petróleo por tubería 205

Concluye C.11.h.4

Dimensiones: “A” Cara a cara de bridas“B” Extremo a extremo soldable“C” Extremo a extremo brida junta de anillo

1 14 15 16 17 18 19 20 21 22Clase 400

Paso CompletoClase 600

Paso CompletoClase 900

Paso CompletoDiám.Nom.

= A B C A B C A B C 2 2 1/2 3 4 6

8 10 12 14 16

18 20 22 24 26

28 30 32 34 36*38*40*42*48

–––––––––1619 1/2

23 1/226 1/23032 1/235 1/2

38 1/241 1/24548 1/251 1/2

5560657074........................

–––––––––1619 1/2

23 1/226 1/23032 1/235 1/2

38 1/241 1/24548 1/251 1/2

5560657074........................

–––––––––16 1/819 5/8

23 5/826 5/830 1/832 5/835 5/8

38 5/841 3/445 3/848 7/852

55 1/260 1/265 5/870 5/874 5/8........................

11 1/213141722

2631333539

4347515557

6165707682........................

11 1/213141722

2631333539

4347515557

6165707682........................

11 5/813 1/814 1/817 1/822 1/8

26 1/231 1/833 1/835 1/839 1/8

43 1/847 1/451 3/855 3/857 1/2

61 1/265 1/270 5/876 5/882 5/8........................

14 1/216 1/2151824

29333840 1/244 1/2

4852–––61–––

–––––––––––––––

14 1/216 1/2151824

29333840 1/244 1/2

4852–––61–––

–––––––––––––––

14 5/816 5/815 1/818 1/824 1/8

29 1/833 1/838 1/840 7/844 7/8

48 1/252 1/2–––61 3/4–––

–––––––––––––––

–– Las válvulas de paso reducido y las de paso completo tienen la misma dimensión de cara a cara debrida o de extremo a extremo para la misma clasificación de presión en el mismo diámetro.

–– Para el uso de esta tabla en válvulas de paso reducido, el primer número de los dos diámetros es el dela columna 1 y determina además las dimensiones cara a cara o extremo a extremo.

–– Las dimensiones de extremo a extremo en válvulas soldables son máximas. Las de modelo cortopueden ser por proyecto.

–– Las válvulas con un extremo de brida y el otro soldable tienen como dimensión de extremo a extremo lasuma de dos mitades de válvula con extremos iguales y de la misma clasificación de presión.

–– Dimensiones en pulgadas.

Page 206: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Petróleos Mexicanos206

C.11.h.5 [[ TABLA 4.5.-API 6D ]]TAMAÑO MINIMO DEL DIAMETRO DEL PASO

PARA VALVULAS DE BOLA DE PASO COMPLETO

1 2 3 4 1 2 3

Tamaño

Diámetro mínimodel paso

Tamaño

Diámetromínimodel paso

nominal Clasificación nominal Clasificaciónde la

válvula150a

600900 1500

de laválvula

150a

600900

2 2 1/2 3 4 6 810121416182022

2 2 1/2 3 4 6 8101213 1/415 1/417 1/419 1/421 1/4

2 2 1/2 3 4 6 8101212 3/414 3/416 3/418 5/820 5/8

2 2 1/2 3 4 5 3/4 7 5/8 9 1/211 3/812 1/214 1/4.....................

24262830323436384042485460

23 1/425272930 3/432 3/434 1/236 1/238 1/240 1/44651 3/457 1/2

22 1/224 3/826 1/428 1/83031 7/833 3/4..........................................

Tolerancia - 1/16 pulg

Dimensiones en pulgadas

Page 207: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Sistemas de transporte de petróleo por tubería 207

C.11.h.6 [[ TABLA 4.6.-API 6D ]]

VALVULAS DE RETENCION DE COLUMPIOTIPOS REGULAR Y PASO COMPLETO

Dimensiones: “A” Cara a cara de bridas“B” Extremo a extremo soldable“C” Extremo a extremo brida junta de anillo

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13Diám. Clase 150 Clase 500 Clase 400 Clase 600Nom.

A B C A B C A B C A B C

2 2 1/2 3 4 6

8 10 12 14 16

18 20 22 24 26

28 30 36*38*40*42*48*54*60

8 8 1/2 9 1/2 11 1/214

19 1/224 1/227 1/23134

38 1/238 1/2425151

576077..........................................

8 8 1/2 9 1/211 1/214

19 1/224 1/227 1/23134

38 1/238 1/2425151

576077..........................................

8 1/2 9101214 1/2

20252831 1/2.......

.......

.......

.......

.......

.......

.......

.......

.......

.......

.......

.......

.......

.......

........

10 1/211 1/212 1/21417 1/2

2124 1/2283334

38 1/240445353

5962 3/482..........................................

10 1/211 1/212 1/21417 1/2

2124 1/2283334

38 1/240445353

5962 3/482..........................................

11 1/812 1/813 1/814 5/818 1/8

21 5/825 1/828 5/8..............

.......

.......

.......

.......

.......

.......

.......

.......

.......

.......

.......

.......

.......

.......

11 1/213141619 1/2

23 1/226 1/2303535 1/2

4041 1/2455555

636582..........................................

11 1/213141619 1/2

23 1/226 1/2303535 1/2

4041 1/2455555

636582..........................................

11 5/813 1/814 1/816 1/819 5/8

23 5/826 5/830 1/835 1/835 5/8

40 1/841 3/445 3/855 3/8.......

.......

.......

.......

.......

.......

.......

.......

.......

.......

11 1/213141722

2631333539

4347515557

636582..........................................

11 1/213141722

2631333539

4347515557

636582..........................................

11 5/813 1/814 1/817 1/822 1/8

26 1/831 1/833 1/835 1/839 1/8

43 1/847 1/451 3/855 3/857 1/8

63 1/865 1/8.................................................

Tolerancias: ± 1/16 pulg en 10 pulg. Diám. Nom y menores.± 1/8 pulg en 12 pulg. Diám. Nom y mayores.

–– Las válvulas soldables deben tener la misma longitud máxima que las válvulas de bridas cararealzada. Las válvulas modelo corto pueden ser según proyecto.

–– Las válvulas con un extremo de brida y el otro soldable tienen como dimensión de extremo aextremo, la suma de las dos mitades de válvulas con extremos iguales y de la misma clasificación depresión.

–– Dimensiones en pulgadas.

Page 208: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Petróleos Mexicanos208

C.11.h.6 (Concluye)

Dimensiones: “A” Cara a cara de bridas “B” Extremo a extremo soldable “C” Extremo a extremo brida junta de anillo

1 14 15 16 17 18 19 20 21 22Diám. Clase 900 Clase 1500 Clase 2500Nom.

A B C A B C A B C

2 2 1/2 3 4 6

810121416

182024

14 1/216 1/2151824

29333840 1/244 1/2

485261

14 1/216 1/2151824

29333840 1/244 1/2

485261

14 5/816 5/815 1/818 1/224 1/8

29 1/833 1/838 1/840 7/844 7/8

48 1/252 1/261 3/4

14 1/216 1/218 1/221 1/227 3/4

32 3/43944 1/249 1/254 1/2

60 1/265 1/276 1/2

14 1/216 1/218 1/221 1/227 3/4

32 3/43944 1/249 1/254 1/2

60 1/265 1/276 1/2

14 5/816 5/818 5/821 5/828

33 1/839 3/845 1/850 1/455 3/8

61 3/866 3/877 5/8

17 3/42022 3/426 1/236

40 1/45056..............

.......

.......

.......

17 3/42022 3/426 1/236

40 1/45056..............

.......

.......

.......

17 7/820 1/42326 7/836 1/2

40 7/850 7/856 7/8..............

.......

.......

.......

Tolerancias: ± 1/6 pulg en 10 pulg. Diám. Nom y menores. ± 1/8 pulg en 12 pulg. Diám. Nom y mayores.

–– Las válvulas soldables deben tener la misma longitud máxima que las válvulas de bridas cara realzada.Las válvulas modelo corto pueden ser según proyecto.

–– Las válvulas con un extremo de brida y el otro soldable tienen como dimensión de extremo a extremo, lasuma de las dos mitades de válvulas con extremos iguales y de la misma clasificación de presión.

–– Dimensiones en pulgadas.

Page 209: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Sistemas de transporte de petróleo por tubería 209

C.11.h.7 [[ FIG. 4.1.-API 6D ]]VALVULA DE COMPUERTA, REGULAR, DOBLE DISCO,

VASTAGO ASCENDENTE

1. Vástago indicador. 9. Válvula de relevo.2. Camisa del indicador. 10. Bonete.3. Volante. 11. Espárragos del bonete.4. Tuerca del yugo. 12. Guía del disco.5. Yugo. 13. Ensamble del disco.6. Vástago. 14. Anillo de asiento.7. Espárragos del yugo. 15. Cuerpo.8. Empaque del yugo. 16. Soporte.

À

Á

Â

11

ÉÈÇ

ÆÅ

ÄÃ

12

13

14

15

16

RAISED FACE

Cara Realzada

RING JOINT

A

Junta de anilloC

B WELDING END

Extremo soldable

Page 210: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Petróleos Mexicanos210

C.11.h.8 [[ FIG. 4.2.-API 6D ]]VALVULA DE COMPUERTA, REGULAR, DOBLE DISCO,

VASTAGO NO ASCENDENTE

1.- Volante 9.- Bonete2.- Vástago 10.- Espárragos del bonete3.- Brida del collarín 11.- Guía del disco4.- Collarín 12.- Anillo de asiento5.- Espárragos del collarín 13.- Ensamble del disco6.- Empaque del vástago 14.- Cuerpo7.- Prensaestopas 15.- Soporte8.- Válvula de relevo

Extremo soldableWELDING ENDB

Junta de anilloRING JOINTC

Cara RealzadaRAISED FACEA 15

Ã

10

11

12

13

14

ÇÆÅÄ

È

ÂÁÀ

Page 211: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Sistemas de transporte de petróleo por tubería 211

C.11.h.9 [[ FIG. 4.3.-API 6D ]] VALVULA DE COMPUERTA,PASO COMPLETO, VASTAGO ASCENDENTE

1.- Vástago indicador 9.- Válvula de relevo2.- Camisa del indicador 10.- Bonete3.- Volante 11.- Espárragos del bonete4.- Tuerca del yugo 12.- Ensamble del disco5.- Yugo 13.- Anillo de asiento6.- Vástago 14.- Cuerpo7.- Espárragos del yugo 15.- Guía de disco8.- Empaque del yugo 16.- Soporte

À

Á

Â

ÃÄÅÆÇÈ10

11

12

13

14

15

16

RAISED FACE

Cara RealzadaA

C RING JOINTJunta de anillo

WELDING ENDCuello soldable

B

Page 212: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Petróleos Mexicanos212

C.11.h.10 [[ FIG. 4.4.-API 6D ]] VALVULA DE COMPUERTA,PASO COMPLETO, VASTAGO NO SALIENTE.

1. Volante. 6. Cuerpo.2. Vástago. 7. Ensamble del disco.3. Empaque del vástago. 8. Anillo de asiento.4. Espárragos del bonete. 9. Soporte.5. Bonete.

À

ÁÁÁ

È

Ç

ÆÅÄÃ

Â

ARAISED FACE

Cara Realzada

RING JOINTJunta de anillo

C

B WELDING END

Cuello soldable

Page 213: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Sistemas de transporte de petróleo por tubería 213

C.11.h.11 [[ FIG. 4.5.-API 6D ]]

VALVULAS MACHO

1.- Lubricador de enroscar 7.- Empaque del vástago2.- Espárragos del collarín 8.- Válvula de retención del3.- Collarín lubricador4.- Espárragos de la tapa 9.- Tapón5.- Tapa 10.- Cuerpo6.- Empaquetadura de la tapa 11.- Collarín tope

À

Á

ÂÃÄÅÆÇ

È

É

11

Cara RealzadaA

Junta de anilloC

BCuello soldable

Page 214: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Petróleos Mexicanos214

C.11.h.12 [[ FIG. 4.6.-API 6D ]] VALVULA DE RETENCION(CHECK) DE COLUMPIO, REGULAR.

1.- Espárragos de la tapa2.- Tapa3.- Cuerpo4.- Disco5.- Anillo de asiento6.- Soporte

Cara RealzadaA

Junta de anilloC

BCuello soldable

ÀÁÂ

Ã

Ä

Å

Page 215: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Sistemas de transporte de petróleo por tubería 215

C.11.h.13 [[ FIG. 4.7.-API 6D ]] VALVULA DE RETENCION(CHECK) DE COLUMPIO, PASO COMPLETO.

1. Espárragos de la tapa2. Tapa3. Cuerpo4. Disco5. Anillo de asiento6. Soporte

Cara Realzada

Junta de anillo

Cuello soldableB

C

À

ÁÂ

Ã

ÄÅA

Page 216: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Petróleos Mexicanos216

C.12 Tapas. Conectores y Articulaciones

C.12.a Definición. Los accesorios importantes, como tapas de extremos, conectores yarticulaciones que se usan en tuberías, se definen a continuación para identificary verificar sus especificaciones a la recepción en los centros de distribución demateriales.

C.12.a.1 Tapas. La tapa de extremo de tuberías es un accesorio que incluye una parteremovible o ensamble, con su mecanismo de adaptación y operación, el cualestá provisto para dar acceso al hueco del tubo cuando se abre, y limita y cierrael hueco cuando se cierra. Las bridas ciegas no están incluidas en estadefinición.

C.12.a.2 Conector. Un conector de tubería está definido como un accesorio que permitedeslizar o girar o rigidizar, conectando y sellando al mismo tiempo dos extremosde tubos. Estos accesorios pueden ser permanentes o separables según sedisponga. Las bridas atornilladas no están incluidas en ésta definición.

C.12.a.3 Articulación de tubería. Una articulación de tubería se define como unaccesorio que tolera movimientos angulares o de rotación entre secciones deuna tubería mientras está bajo presión interior.

C.12.b Definiciones de presión para estos accesorios.

C.12.b.1 Presión máxima de prueba de campo. La presión máxima permitida para seraplicada a un accesorio de estos tipos, durante la prueba de campo es de una ymedia veces la presión máxima de operación.

C.12.b.2 Presión máxima de operación. PMO. Es la presión máxima de operación a lacual el accesorio puede ser sujeto durante el servicio. En ningún caso deberá lapresión máxima de operación exceder dos terceras partes de la presión máximapermisible de la prueba de campo.

C.12.b.3 Presión mínima de prueba de fábrica. La presión mínima prueba de fábricacomo aparece en C.12.b 4.-TABLA 8.1.-API 6D, debe ser de una y media vecesla presión máxima de la prueba de campo y los accesorios deben mostrarausencia de fugas o deformación permanente.

Page 217: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Sistemas de transporte de petróleo por tubería 217

C.12.b.4 [ TABLA 8.1.-API 6D ]CLASIFICACION DE PRESION

1 2 3Presión máxima de Presión máxima de Presión mínima dePrueba de campo Operación Prueba de fábrica

lb/puIg2 lb/pulg2 lb/pulg2

1.5 PMO*- 1 PMO* 2 PMO*

1080 720 14401440 960 19202160 1440 28803240 2160 43205400 3600 7200

Estas cantidades no restringen la manufactura para valores mayores de PMO.

* = PMO Presión Máxima de Operación.

C.12.b.5 [ TABLA 8.2.-API 6D ]

DURACION DE LA PRUEBA HIDROSTATICA1 2

Tamaño del accesorio Duración de la prueba delen pulgadas cuerpo en minutos

2 a 4 2 6 a 8 512 a 18 1520 y mayores 30

C.12.c Clasificación de temperatura. La clasificación de temperatura para la cual elaccesorio es apropiada, debe ser establecida y marcada en el accesorio. Lamáxima temperatura de servicio puede estar limitada por el anillo de sello o elmaterial del accesorio.

C.12.d Dispositivos de seguridad

Las tapas de tubería deben ser equipadas con un dispositivo de seguridad demodo que cuando libere, tenga alerta al operador para un posible peligro, amenos que la presión se releve completamente. El dispositivo debe serconstruido y localizado para que éste pueda ser rápidamente operado, además,que sea accesible para inspección.

Page 218: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Petróleos Mexicanos218

C.12.e Tapas.

Las tapas de tubería deben ser equipadas con un dispositivo para manipularlas.Los tipos siguientes son opcionales:

C.12.e.1 Sin dispositivo de manipulación.

C.12.e.2 Para instalación vertical de una tapa, un dispositivo para levantar la tapa provistade un elevador, articulación de bisagra, una tapa giratoria, cabeza o puerta paraacceso vertical.

C.12.e.3 Para instalación horizontal debe proveerse un dispositivo manual para soportar latapa de cierre, cabeza o puerta en posición de abierto y para permitir el acceso.El dispositivo debe ser capaz de apretar los componentes manuales, que debenestar colocados sobre el lado derecho, cuando la tapa está cerrada.

C.12.e.4 Para instalación horizontal, con las mismas condiciones del caso anterior perolos componentes estarán colocados del lado izquierdo cuando la tapa estácerrada.

C.12.e.5 Si la tapa para tubería se usa para ponerla en recipientes, ésta se debe fijar porsoldadura al extremo de una boquilla apropiada para esa unión.

C.12.f Materiales.

C.12.f.1 Los accesorios se deben fabricar de acuerdo con los requisitos de materialesaplicables de C.11.d.2- TABLA 3.1.-API 6D.

C.12.f.2 Los yugos y las piezas de sostén a lo largo del cuerpo y cubierta, deben serhechas de material conforme a una o más de las especificaciones mostradas enla columna 2 de C.11.d.2.-TABLA 3.1.-API 6D.

C.12.f.3 Los extremos soldables deben hacerse de materiales conforme a uno o más delos especificados en la columna 4 de C.11.d.2-TABLA 3.1.-API 6D.

C.12.g Dimensiones. El diámetro interior de cualquier accesorio debe ser no menor queel diámetro interior del tubo al que se va a unir, menos 1/16 pulg.

C.12.h Diseños.Los extremos soldables deben hacerse conforme a los diseños de C.04.h.2.-FIG.

Page 219: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Sistemas de transporte de petróleo por tubería 219

434.8.6 (a) -A.-ANSI B 31.4 y C.04.h. 1.-FIG. 434.8.6 (a) -B.-ANSI B 31.4. Losextremos para soldar estarán libres de rebabas en ambos lados interior yexterior.

C.12.i Marcas.

Las tapas, los conectores y las articulaciones se deben marcar de manera similara las válvulas como se indica en C.11.g excepto que, cuando el accesorio seapara servicio submarino, el marbete puede eliminarse. Debe agregarse la marcade la clasificación de temperatura en el cuerpo de los accesorios.

C.12.j Empaques.

El empaque y el recibo de estos materiales en los centros de distribución y sualmacenamiento y manejo será en forma similar al que se hace para las válvulas.Ver C.11.g.2 y C.11.g.3.

C.13 Boquillas con refuerzos, en tuberías

C.13.a Tipos:

Los refuerzos con piezas integrales estirados por presión para salidas decabezales, los refuerzos de boquillas soldadas para ramales; las aberturassimples con refuerzos y los refuerzos de aberturas múltiples de acuerdo conesos lineamientos y los que establece el ANSI B 31.4, que se muestran en losdibujos adjuntos:

C.13.b: 1, 2, 3 y 4.-FIGS. 404.3.1: (b) (3), (c) (1), (c) (2) y (c) (3).-ANSI B 31.4.

(3).-ANSI B 31.4.

Los accesorios de tuberías de acero con extremos de bridas para que seanusados, deberán cumplir con el ANSI B 16.5 Ver C.07.g.26.-TABLA 15.-ANSI B16.5 y subsecuentes.El uso de piezas hechas en taller como casquetes forjados a golpe, ingletes encodos, ingletes en tubos para cambios de dirección, debe restringirse a sistemasdonde se tenga la seguridad de que no se usarán a presiones que originenesfuerzos tangenciales mayores de 20% del límite elástico mínimo especificado;si sobre pasa del 20% de dicho límite queda prohibido el uso de las piezasanotadas.

C.13.b Figuras.

Page 220: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Petróleos Mexicanos220

C.13.b.1 [ FIG. 404.3.1 (b) (3).-ANSI B 31.4 ]]REFUERZOS DE BOQUILLAS EXTRUIDAS

Condición K = 1.00

Zona de refuerzo

Límite de laZona de refuerzo

tb

Del ramal

30° MAXAhusamiento

Máx: 1:3

ddc

DOTOT th

DC

ho

D

L

R1 • DO

Determinaciónde TOTO

fo

Zona de refuerzo

L

A1

A3

A2A2

A2A2

A3 A3

A3

L

A1

dc

dc

d

d

d

tb

tb

ho

ho

Condición K= 1.00

TO

TO

Area requeridaA = K ( th x DO )

T

T

th

th Area requeridaA = K ( th x DO )

Tb

Tb

A1

A1

DO

DO

r0r0

D

DDC

DC

r2

r2 r1

r0

r1

Page 221: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Sistemas de transporte de petróleo por tubería 221

C.13.b.2 [ FIG. 404.3.1 (c) (1).-ANSI B 31.4 ]]DETALLES DE SOLDADO DE REFUERZOS COMPLETOS

EN ABERTURAS DE TUBOS

Si la camisa o envolvente tiene mayor espesor de pared que el tubo principal, y va a ser soldada en susextremos, deberán biselarse éstos a 45º en el espesor diferencial, parte externa, y hacer la soldadura con loscatetos iguales al espesor del tubo.

Nota: Como la presión del fluido seejerce en ambos lados del metalabajo de la Te, el metal del tubono proporciona refuerzo.

Nota: Hacer un agujero en la camisa pararelevar fugas de soldaduras ocultasy para proporcionar ventilación du-rante el soldado y el tratamiento térmico.

Soldadoopcional

Soldadoopcional

SOLDADURA •LOCALIZACIONOPCIONAL

RefuerzoTipo camisa

RefuerzoTipo Te

Soldadoopcional

Soldadoopcional

Soldadoopcional

Soldadoopcional

Refuerzotipo silletaenvolvente

Refuerzotipo camisa

con silleta corta

Camisa

Tubo

t

Page 222: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Petróleos Mexicanos222

C.13.b.3 [ FIG. 404.3.1 (c) (2).-ANSI B 31.4 ]DETALLES DE REFUERZOS LOCALES

EN ABERTURAS DE TUBOS

Tb = Espesor nominal de pared del ramal.M = Espesor nominal de pared de la placa de refuerzo.Mb = Espesor nominal de pared de la silleta al ramal.Mh = Espesor nominal de pared de la silleta al cabezal.W1 (Mínimum) = Menor que Tb, M, ó 3/8”.w2 (Mínimum) = Menor que 0.7 Th, 0.7 M, ó 1/2”.W3 (Mínimum) = Menor que 0.7 Th, 0,7 Mh.ó 1/2”.W4 (Mínimum) = Menor que Tb, Mb, ó 3/8”.N = 1/16” (Mínimum), 1/8" (Máximum) (a menos que se use soldadura o tira de respaldo).–– Todas las soldaduras deberán tener catetos iguales y una garganta máxima = 0.707 X longitud de cateto.–– Si el miembro de refuerzo tiene mayor espesor de pared que el cabezal o tubo principal, sus orillas deberán

biselarse a 45º en el espesor diferencial, parte externa, y hacer la soldadura con los catetos iguales alespesor del tubo.

–– Hacer un agujero en el miembro del refuerzo para relevar fugas de soldaduras ocultas y proporcionarventilación durante el tratamiento térmico.

–– Para usarse sólo en construcción de tuberías nuevas.

W1

Ramal

W2 W2

W1

N

Cabezal

CabezalCabezal

Cabezal

N W2 W2

W4

W1 W1

W4

W3 W3 W3 W3

Ver figura404.3.1 ( c ) ( 3 )

Placa de refuerzo

Ramal

Ramal

Ramal

Ver figura404.3.1 ( c ) ( 3)

Silleta corta

Page 223: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Sistemas de transporte de petróleo por tubería 223

C.13.b.4 [ FIG. 404.3.1 (c) (3).-ANSI B 31.4 ]]DETALLES DE SOLDADO EN ABERTURAS ENTRE

CABEZAL Y RAMALES, ANTES DE COLOCARLAS SILLETAS

Cuando se use silleta o placa de refuerzo, deberán colocarse sobre este tipo de inserciones.Th = Espesor nominal de pared del cabezal.Tb = Espesor Nominal de pared del ramal.W1 = (Mínimum) = Menor que Th, Tb ó 3/8”N = 1/16” (mínimum), 1/8” (máximum), (a menos que se use soldadura o tira de respaldo).

Ramal Ramal

W1

W1

45°MIN

45°MIN

N

NCabezal Cabezal

Page 224: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Petróleos Mexicanos224

C.14 Expansión en tuberías *

C.14.a En la construcción se debe confirmar que el diseño ha previsto los problemas deflexibilidad para prevenir expansiones o contracciones que son causa deexcesivos esfuerzos en el material, excesivos momentos flexionantes en lajuntas; o excesivas fuerzas o momentos en los puntos de conexión de equipo, enanclajes o en guías, fuerzas y momentos que deben ser menores que los quepuedan resistir las tuberías. Cualquier problema imprevisto de flexibilidad debeatacarse bajo éste criterio, si aparece durante la construcción.

C.14.b La expansión se considera en tuberías enterradas siempre que se esperencambios de temperatura significativos, como cuando se transporta aceitecaliente. La expansión térmica en tuberías enterradas puede causar movimientoa puntos donde la línea termina, en los cambios de dirección o cambios dediámetro, que pueden soportarse por anclajes apropiados o bien permitir a latubería la flexibilidad necesaria.

C.14.c La expansión en tuberías aéreas puede ser prevenida por anclajes, de maneraque la expansión longitudinal o la contracción, debidas a cambios por presión otemperatura sean neutralizadas directamente por el tubo; y la compresión otensión axial, como en el caso de tuberías enterradas. También puedenpresentarse esfuerzos de flexión.

C.14.d Si la expansión no es neutralizada por compresión axial directa sobre la tubería,la flexibilidad debe preverse haciendo eses, doblando o dándole vueltas a latubería. De otro modo la previsión debe ser hecha neutralizando la expansióntérmica mediante juntas de expansión o coples deslizables, junta de bola o defuelle. Si se usan juntas de expansión deben instalarse anclajes o amarres desuficiente resistencia y rigidez para contrarrestar las fuerzas en los extremos,debidos a la presión del fluido o a otras causas.

C.14.e El coeficiente lineal de expansión térmica para el acero al carbono y acero dealeación de alta resistencia puede tomarse de 6 X 10-6 en pulgadas, por pulgada,por grado F de temperatura, hasta 250ºF.

* Se consideró de importancia consignar los principios de diseño de expansión en tuberías, en vez de lasespecificaciones de algunos materiales que se usan para este fin.

Page 225: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Sistemas de transporte de petróleo por tubería 225

C.14.f El cálculo de la flexibilidad debe basarse sobre el módulo de elasticidad atemperatura ambiente.

C.14.g La razón de Poisson:Deformación transvensal / Deformación longitudinal = 0.3 para el acero.

C.14.h Hay diferentes límites de esfuerzos longitudinales permisibles de expansióndebido a diferencias fundamentales de condiciones de carga: para tuberíaenterrada o condición similar de restricción que le da el terreno; para tuberíaaérea no sujeta a esfuerzos de empotramiento.

C.14.i Deberán estudiarse las condiciones en que se encontrará la tubería por esteconcepto de sus condiciones de carga, y ya sea que vengan o no las solucionesen el proyecto, se incluye la forma de verificarlo.

C.14.j Líneas enterradas con sujeción longitudinal por el terreno o condición similar. Elesfuerzo de compresión longitudinal neto debido a esfuerzos combinados deelevación de temperatura y presión del fluido debe ser calculado con la fórmula.

SL = E∝ (T2-T1) -ν Sh

SL = lb/puIg2, Esfuerzo de compresión longitudinal.Sh = lb/pulg2, Esfuerzo tangencial debido a la presión del

fluido.T1 = ºF, Temperatura al tiempo de instalación.T2 = ºF, Temperatura máxima o mínima de

operación.E = lb/puIg2, Módulo de elasticidad del acero.∝ = pulg/pulg/ºF, Coeficiente lineal de expansión térmica.ν = ºF, Razón de Poisson = 0.3 para el acero.

Los valores del esfuerzo permisible para el esfuerzo de rotura equivalente, enlíneas con sujeción por estar enterradas, no deben exceder de 90% del límiteelástico mínimo especificado.

C.14.k Líneas aéreas sin sujeción longitudinal. Los esfuerzos debidos a expansión enaquellas porciones de tubería sin sujeción axial importante, deben ser tratadoscon la siguiente ecuación:

Page 226: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Petróleos Mexicanos226

ES S Sb t= +2 24

en donde ( ) ( )

bSi M i M

Z=

+1 1

2

0 0

2

St = Mt/2Z = lb/pulg2, Esfuerzo de torsión.M1 = pulg. lb, Momento flexionante en el plano de un miembro (para miembrosque tengan una orientación definida tales como codos o tes. Para éstos últimos,el momento en cabezales y ramales se debe considerar por separado).M0 = pulg. lb, Momento flexionante, hacia afuera, o transversal al plano delmiembro.Mt = pulg. lb, Momento de torsión.i1 = Factor de intensificación del esfuerzo bajo el momento en el plano delmiembro.i0 = Factor de intensificación del esfuerzo bajo el momento hacia afuera, otransversal al plano del miembro.Z = puIg3, Módulo de sección del tubo.

C.14.l El esfuerzo máximo de expansión calculado SE, sin relacionarlo con el esfuerzode presión, basado en 100% de la expansión, con módulo de elasticidad paracondición en frío, debe no exceder la clasificación de esfuerzo permisibleclasificado SA, donde SA = 0.72 del límite elástico mínimo especificado del tubo.

C.14.m La suma del esfuerzo longitudinal debido a presión, peso y otras cargas externasno excederán de 0.75 SA.

C.14.n La suma de esfuerzos longitudinales producidos por presión, cargas vivas,cargas muertas y cargas ocasionales como viento o nieve no deben exceder de80% del límite elástico mínimo especificado en el tubo.

C.14.o Al ser construida una tubería deberá hacerse cuidando de que por ningún motivose agreguen esfuerzos diferentes a los que incluye el proyecto y deberá hacersela construcción sin acrecentar los esfuerzos supuestos en el proyecto.

C.14.p Todas las tuberías de instrumentos y otras auxiliares conectadas a las tuberíasprincipales de petróleo y las cuales operan a más de 15 lb/pulg2, debenconstruirse de acuerdo a esta norma.

C.14.q Los arreglos de tuberías de dispositivos de relevo deben ser conectados a supropio sistema, el cual puede ir a un quemador, fosa, colector de aceite otanques.

Page 227: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Sistemas de transporte de petróleo por tubería 227

D. REQUISITOS DE EJECUCION

D.01 Definición–-Los requisitos de ejecución están basados en el establecimiento deespecificaciones de construcción y las pruebas necesarias para definir una cali-dad de obra, inclusive de condiciones de procedimientos de construcción comola fase de alineado y soldado y la misma secuencia de construcción de las fa-ses. Los requisitos de ejecución se han ordenado de acuerdo a esa secuenciaobligada de construcción para dictar las normas que delimiten la calidad de laobra.

D.02 Proyecto

D.02.a El proyecto de una tubería de transporte debe estar constituido por diferentespartes, desde su proposición, estudio económico, investigación de datos, dise-ño, etc. hasta planear y armonizar todos los aspectos que presenta la construc-ción al grado de elaborar una ejecución teórica que debe desarrollarse en unperiodo práctico de tiempo y finalmente un presupuesto que debe apegarse acostos reales.

D.02.b Un proyecto debe tratar y resolver varios aspectos:

D.02.b.1 La ejecución teórica que involucra al aspecto tiempo como un factor ineludible-mente ligado a las fases de construcción y su secuencia, debe quedar estable-cido en un calendario de obra.

D.02.b.2 El aspecto técnico debe realizar un proyecto totalmente terminado.

D.02.b.3 El aspecto de mano de obra debe resolver la participación de personal técnico,obreros especializados y obreros generales en los diferentes trabajos de la obra,así como las máquinas, máquinas herramientas y herramientas y su personal deoperación y de mantenimiento.

D.02.b.4 El aspecto económico debe cumplir con la elaboración de presupuestos demateriales, de mano de obra y equipos; de administración, determinación deprecios de construcción, y precio total de obra.

D.02.b.5 El aspecto legal se encargará de formular y legalizar los contratos cuando loshaya y fundamentalmente solucionar las afectaciones a terceros y tramitar laaprobación de los proyectos ante las oficinas de gobierno y ante los particulares.

Page 228: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Petróleos Mexicanos228

D.02.b.6 Esta descripción es general y la organización para ejecutar la construcción pue-de abordar estos asuntos de una manera particular, pero cualquiera de los as-pectos enunciados no resuelto, producirá trastornos económicos y de tiempo enel desarrollo de la obra, principalmente durante su periodo de construcción.

Page 229: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Sistemas de transporte de petróleo por tubería 229

D.03 Planos de Proyecto

D.03.a Los planos de localización y de proyecto cumplirán las prevenciones generalesdel Artículo 9 del "Reglamento de Trabajos Petroleros" (Diario Oficial de laFederación, de 27 de Feb/74), las cuales se encuentran en los párrafossiguientes:

D.03.a.1 Se necesita una serie de mapas que muestren el área que será atravesada y laruta a seguir, de una línea de transporte. Usualmente para mostrar unalocalización general, será marcada la ruta sobre un mapa que tenga los linderosde los Municipios y Entidades Federativas en escala de 1 a 1 000 000. Despuésse pueden utilizar mapas geográficos escala 1 a 50 000 con curvas de nivel,donde se marcan desviaciones de la ruta obligadas por la topografía del terrenoy otros obstáculos.

D.03.a.2 Además deben usarse planos topográficos escala horizontal de 1 a 4000, ensecciones de línea de 3 km de largo y el perfil a escala vertical de 1 a 400, contodos los detalles de la topografía del terreno y alineamiento como son: lalocalización exacta de la tubería, localización de límites de propiedad, nombredel propietario del terreno y Iongitud afectada, kilometraje. La utilización de losterrenos: cultivo, pastura, madera, etc. La clase de terrenos cuando es rocoso,arcilloso, pantanoso y cualquiera otra previsión importante.

D.03.a.3 Deberá contarse con todos los planos de construcción originados por los planosde proyecto, para indicar las secciones tipo del derecho de vía, los secciona-mientos longitudinales de la tubería, las obras de arte, los proyectos de cruza-mientos y todas las obras especiales, escala 1 a 200.

D.03.a.4 Planos de localización escala 1 a 200, de estaciones de bombeo, de almacena-miento, de medición, de regulación, de separación, calentadores, etc., y los pla-nos respectivos de localización escala 1 a 1 000.

D.03.a.5 Todos los planos deberán estar autorizados por la dependencia oficial afectadaen su caso y todo el proyecto por la Secretaría del Patrimonio Nacional a travésde la "Dirección General de Minas y Petróleo " o de sus "Agencias Técnicas dePetróleo".

D.03.a.6 Los planos de les sistemas de seguridad para evitar accidentes en las instala-ciones.

Page 230: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Petróleos Mexicanos230

D.04 Derecho de vía

D.04.a Se debe considerar como derecho de vía la faja de terreno de ancho mínimonecesaria para la construcción de acuerdo con la tabla de anchos de derecho devía que se verá más adelante.

D.04.b El derecho de vía debe estar debidamente legalizado y en situación de dominiopara poder llevar a cabo la construcción de la línea regular, las estaciones dealmacenamiento, de bombeo, de compresión, de centros de distribución demateriales, de áreas para maniobras de caminos de acceso, etc.

D.04.c De acuerdo con el "Reglamento de Trabajos Petroleros" y de conformidad con lodispuesto en el artículo 37 del "Reglamento de la Ley Reglamentaria del Artículo27 Constitucional en el Ramo del Petróleo" sólo podrán usarse terrenos depropiedad particular si previamente se ha celebrado un convenio con elpropietario o poseedor.

D.04.d Las líneas de transporte que atraviesen áreas o instalaciones de la industriapetrolera, deberán tener permisos aprobados y contener las instrucciones rela-tivas a su cuidado durante la construcción y finalmente hacer del conocimientodel personal de construcción dichas instrucciones, y los riesgos y los peligros deincendio o daño por la fuga de substancias peligrosas que conducen tales insta-laciones.

D.04.e Al terminar la construcción deben quedar libres de materiales o desperdicios dela propia obra.

D.04.f El constructor y todo el personal de construcción deberán conocer los conveniosde derecho de vía en lo que se refiere a las limitaciones de uso de terrenosparticulares y de las prohibiciones para invadir áreas que no estén contratadas.

D.04.g El constructor y todo el personal de construcción deberán conocer lascondiciones de los permisos de cruzamiento de áreas federales o estatales y laslimitaciones de uso. Deberán conocer los procedimientos de construcciónaprobados cuando sea necesario atravesar obras públicas o particulares, de co-municaciones, acueductos, drenajes, irrigación, vías o corrientes fluviales, etc., ylas prohibiciones de procedimientos que pueden dañar dichas obras.

Page 231: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Sistemas de transporte de petróleo por tubería 231

D.05 Divisiones de obraDebido al desarrollo obligado de ejecución de la obra y con objeto de podercontrolar la calidad técnica, y controlar y obtener los costos previstos en losestudios de precios unitarios y del presupuesto, la obra debe ser dividida ysubdividirse tantas veces como sea necesario, pero sin perder de vista los obje-tivos antes mencionados. La división siguiente puede seguirse para estos fines.

Primera división de obra

Tubería en línea regular Obras especialesSe define como tubería en línearegular aquella que no interrumpela continuidad de sus fases desoldadura y de revestimiento.

Estaciones de bombeoPatios de tanquesTrampas de diablosVálvulas de seccionamientoMúltiplesCruce de vías de comunicaciónCruce de corrientes de aguaCruce de otros obstáculosvarios

Segunda división: Frentes de trabajoFrente de trabajo para la cons-trucción de la tubería en línea re-gular.– Obras auxiliares– Línea regular

Frentes de trabajo para la construcciónde cada obra especial.– Instalación de máquinas– Instalación de tuberías– Terracerías, etc.

Primeras subdivisiones

Fases de obra. Fases de obra.

Otras subdivisionesMaterialesMano de obra– Obreros

– Servicios– Máquinas

– Operación– Mantenimiento– Reserva

Administración

MaterialesMano de obra– Obreros

– Servicios– Maquinaria

– Operación– Mantenimiento– Reserva

Administración

Análisis de precios unitarios primarios

Page 232: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Petróleos Mexicanos232

D.06 Línea regular y obras especialesD.06.a Frente de trabajo.

Para poder realizar un tramo de tubería y dejarlo totalmente terminado sepueden establecer varios frentes de trabajo de acuerdo con la magnitud de laobra. Un frente de trabajo deberá comprender ambas: la construcción de latubería en línea regular y la construcción de cada una de las obras especialesen el tramo.

D.06.b Línea regular.

D.06.b.1 Obras auxiliares de la línea regular.D.06.b.11 Centros de distribución de materiales de construcción.D.06.b.12 Plantas de recubrimiento anticorrosivo.D.06.b.13 Patios de soldadura de tubos.D.06.b.14 Caminos de acceso. Construcción y mantenimiento.

D.06.b.2 Línea regular. Fases de obra.

I. Retrazo y nivelación del derecho de vía.II. Apertura del derecho de vía.

III. Terracerías en el derecho de vía.IV. Conservación del derecho de vía.V. Excavación de zanja.

VI. Tendido de tubos.VII. Doblado de tubos.

VIII. Alineado y soldado.IX. Prueba radiográfica.X. Reparación de soldaduras.

XI. Limpieza interior.XII. Recubrimiento anticorrosivo. Pruebas.

XIII. Bajado y tapado.XIV. Empates.XV. Medición de longitud de tubería.

XVI. Prueba hidrostática.XVII. Señalamientos.

XVIII. Restauración del derecho de vía.XIX. Limpieza del derecho de vía.XX. Preparación para protección catódica.

D.06.c Obras Especiales.

Page 233: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Sistemas de transporte de petróleo por tubería 233

D.07 Personal

D.07.a El personal de construcción de los sistemas de transporte por tubería debe estarconstituido por una planta de personal calificado: personal técnico y personalespecialista que desempeñen las labores de construcción, supervisión einspección, y que tengan experiencia en estos trabajos, y en una cantidad deellos acorde con la importancia de la obra.

Personal principal

Personal técnico Personal especializadoCalidad profesionalIngeniero responsable gene- – Sobrestantesral – AlineadorIngeniero Ayudante – EspaciadorIngeniero de doblado – SoldadoresIngeniero de soldadura – CaldererosIngeniero de mecánica – EsmaltadorIngeniero de costos – Operadores de máquinas

– Mecánicos– Radiologista– Barrenador– Poblador– De maniobras– Almacenista– Tomadores de tiempo

para costos

D.07.a.2 El personal especializado, tiene encomendados los trabajos fundamentales quedan el grado de calidad y seguridad de la construcción y para que sean desig-nados deben demostrar conocimientos y experiencia en este tipo de trabajos. Elpersonal técnico debe ser profesionista. En el primer caso deberán hacerseexámenes de capacidad en la especialidad relativa a los puntos importantes desu trabajo y sobre las especificaciones que lo rigen.

D.07.a.3 El personal obrero debe tener experiencia en este tipo de trabajos, hasta dondesea posible; en caso contrario, deberá instruírsele en las prácticas básicas deltrabajo que se le asigne.

Page 234: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Petróleos Mexicanos234

D.08 Equipo

D.08.a Equipo necesario.

El equipo necesario por frente de línea regular, está constituido por máquinas,máquinas herramientas y herramientas, la cantidad dependerá de la magnitudde la obra, de la velocidad y tiempo de ejecución, de la organización de lostrabajos y de las características del terreno, vegetación y clima.

D.08.b Frente en la línea regular.

D.08.b.1 Equipos por fase de línea regular. De acuerdo con las especificaciones deacabado de obra, puede considerarse como normativo el uso de cualquiera delos equipos que aquí se nombran, o de aquellos con los que se demuestre quesu utilización garantiza el cumplimiento de las especificaciones mencionadas,así como los tiempos de realización.

I. Retrazo. Equipo de topografía con tránsito y nivel fijo.II. Apertura. Tractores para desmonte o grúas, sierras manuales y mecá-

nicas. Hachas, machetes, etc.III. Terracerías. Tractores de hoja, palas y dragas, barrenadoras, confor-

madoras.IV. Conservación del derecho de vía. Tractores de hoja.V. Zanja. Zanjadora, compresoras de aire y perforadoras, palas mecá-

nicas.VI. Tendido. Autocamiones, tractores, plumas, atadores.

VII. Doblado. Dobladoras, tractores de pluma lateral, mandril.VIII. Alienado y soldado. Máquinas de soldar, motores de combustión inter-

na, generadores, equipo de soldador, tractores y remolques, tractores depluma lateral. Expansores, biseladoras, esmeriles, cinceles, martillos,etc., equipo de corte oxiacetileno y mecánico, sondas, alineadoresinterior y exterior. Durmientes de madera o apoyos para la tubería.

IX. Prueba radiográfica. Equipo radiográfico.X. Reparación de soldaduras. Tractores de pluma, equipos de corte y de

soldar.XI. Limpieza interior. Compresoras de aire, soldadoras, diablos de cons-

trucción, tractores de pluma lateral. Alineador exterior, biseladora.

Page 235: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Sistemas de transporte de petróleo por tubería 235

XII. Recubrimiento anticorrosivo. Rasqueteadora barnizadora ,tractores depluma lateral, bandas y cunas para tubería, esmaltadora y envolvedora,calderas de esmalte, antorchas. Detectores eléctricos.

XIII. Bajado y tapado. Tractores de pluma lateral, bandas, detectores eléc-tricos, calderetas, tractores de hoja.

XIV. Empates. Tractores de pluma lateral, soldadoras, biseladoras alinea-dores exteriores. Calderas y cubetas de esmalte.

XV. Medición. Cintas de acero.XVI. Prueba hidrostática. Bombas, de baja y alta presión para pruebas hi-

drostáticas, diablos de limpieza, alcohol industrial. Equipos de corte, desoldadura, manómetros, alineadores, etc.

D.08.c Frente en las obras especiales.

D.08.c.1 Las obras especiales como cruces de vías de comunicación, zonas pantanosas,ríos, lagunas, empates y otros obstáculos, requiere de los equipos semejantes alanteriormente descrito, en cantidades según el caso, ya que en un tramo cortode tubería se harán todas o casi todas las actividades de una línea regular.

D.08.c.2 Otros equipos necesarios para ejecutar obras especiales, son perforadora hori-zontal de terraplanes, tractores y remolques anfibios para trabajar en pantanos,etc.

D.08.c.3 Equipo para construcción de: puentes de tuberías o paso de tuberías sobrepuentes, estaciones de bombeo, medición, etc.

D.08.c.4 Equipo para cruzamientos subfluviales, como malacates, zanjadoras subflu-viales, barcos o lanchones con equipos de bombeo, de compresoras de aire,equipo de sonar, buceo y acualón.

D.08.d Mantenimiento del equipo.

D.08.d.1 Deberá tratarse de que el equipo mecánico de construcción trabaje a su rendi-miento máximo durante su participación en la jornada de tiempo útil o de opera-ción, debiendo determinarse por cada máquina, su costo de desgaste, opera-ción, mantenimiento, personal de operación y su rendimiento.

Page 236: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Petróleos Mexicanos236

D.08.d.2 Todo el equipo debe estar en condiciones de funcionamiento normal inmediatocontinuado y encontrarse dentro de su período de rendimiento alto o cuandomenos que conserve un rendimiento medio durante todo el tiempo que dure laconstrucción.

D.08.d.3 El proyecto debe planear equipos de repuesto y los medios rápidos de repara-ción de todos los equipos necesarios para conservar el avance de la obra.

D.08.d.4 Los equipos deberán usarse normalmente en los trabajos a que están destina-dos, dentro de sus limitaciones, en pendientes, velocidades, potencia, etc.

D.08.d.5 Asimismo deberán tenerse y obedecer las indicaciones de. los instructivos deoperación, de mantenimiento y de reparación de los equipos, tener un almacénde refacciones más utilizables.

D.08.d.6 Además de los equipos de construcción descritos, debe darse importancia vital alos equipos de servicio, como son:Vehículos de transporte, tractores, camiones, anfibios, automóviles, barcos, cha-lanes, etc. Plantas de luz, bodegas. Talleres de reparación, equipos de lubrica-ción. Repuestos.

D.08.d.7 El equipo de servicio debe cumplir condiciones de funcionamiento inmediato,alto rendimiento, tener equipos de repuesto y refacciones más empleadas. De-berán trabajarse normalmente tanto por su destino como por sus capacidades yaplicar los instructivos de operación y mantenimiento.

D.09 Calendario de obra

El calendario de obra viene a ser la realización teórica de la construcción de laobra, poniendo los elementos necesarios como materiales, personal etc., divi-diendo la obra y subdividiéndola para la mejor realización adaptada a lascondiciones del medio y determinando precios unitarios y presupuestos lo másapegados a las técnicas de construcción y rendimiento de personal y equipo. Elcalendario de obra se verá con detalle en la siguiente fracción denominadaConstrucción.

Page 237: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Sistemas de transporte de petróleo por tubería 237

D.10 Construcción

D.10.a Definiciones

D.10.a.1 La construcción de la obra debe cumplir los lineamientos de esta norma en losaspectos siguientes: los materiales, la selección de personal y sus actividadesde trabajo; los equipos de construcción, su funcionamiento y aplicación; losprocedimientos constructivos y las especificaciones y pruebas de calidad en lasdiferentes etapas y en la obra terminada; los ordenamientos y los requisitosadministrativos y técnicos para cumplir los programas de tiempo y del control decostos de la obra.

D.10.a.2 En las diferentes fases del desarrollo de una obra, el primer objetivo de la cons-trucción debe ser la obtención de la calidad técnica, acorde con su planeación, yel segundo objetivo en importancia, es el control estricto de la construcción conla responsabilidad de obtener o de mejorar los costos y los tiempos normales,señalados en el proyecto. No se justifica un costo mayor o un retraso de tiempoen una obra si han prevalecido las condiciones previstas para su ejecución. Notiene justificación ningún incidente de obra que altere su calendario, si no es unacausa de fuerza mayor no prevista.

D.10.a.3 Para iniciar la construcción de una tubería de transporte debe contarse con elpermiso de las "Agencias Técnicas de Petróleo" si la línea no excede de 30 kmde longitud, de otro modo el permiso procederá de la "Dirección General deMinas y Petróleo” ambas pertenecientes a la Secretaría del Patrimonio Nacional,debiendo proceder de acuerdo con el "Reglamento de Trabajos Petroleros"publicado en el Diario Oficial de la Federación en febrero 27 de 1974.

D.10.a.4 La construcción deberá ajustarse al calendario de obra consignado por elproyecto siguiendo el orden indicado en D.06., "Frentes de Trabajo", por lo cual,esta norma establecerá los requisitos de ejecución siguiendo dicho orden.

D.10.b Frente de línea regular.D.10.b.1 Obras auxiliares de la línea regular.

Page 238: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Petróleos Mexicanos238

CENTROS DE DISTRIBUCION DE MATERIALES DE CONSTRUCCION.

• Debe considerarse el transporte de materiales a centros de distribución, a todotransporte que se haga utilizando los medios que proporcionan las vías genera-les de comunicación, sujeto también a las tarifas de costo establecidas.

• Los materiales deben ser cargados y transportados sin dañar al material o a susempaques en su caso, por cualquiera de los motivos de manejo, vibraciones, in-temperie, etc., durante esta fase.

• Los materiales deben ser descargados en los centros de distribución con lamisma condición de no dañarlos en la descarga y en su manejo para almace-narlos.

• Es aconsejable iniciar con la maniobra de descarga de los vehículos de trans-porte en los centros de distribución, los costos internos de la obra originados porlos materiales.

Centros de distribución.

• Definición.–Se llama fuente de abastecimiento a una fábrica, un lugar de venta ouna concentración de materiales. Un centro de distribución de materiales, es unlugar o varios lugares, establecidos para concentrar los materiales que van ausarse en la obra.

• Localización.–Un centro de distribución debe tener una localización estratégica,ser accesible a Ios sistemas públicos de transporte y estar a la distancia media yconvenientemente comunicado con un tramo de línea.

• Función.

En un centro de distribución se debe efectuar la inspección de los materialesaplicando las especificaciones de fabricación contenidas en esta norma y laverificación con las especificaciones de proyecto, determinando además losposibles daños ocasionados por el manejo, transporte y almacenamiento.

Para los efectos deI cálculo de costos deberán determinarse con exactitud, poruna parte, el límite de las actividades de transporte de material, desde lasfuentes de abastecimiento a los centros de distribución, y por la otra la iniciaciónde las actividades de los centros de abastecimiento a los centros de abasteci-

Page 239: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Sistemas de transporte de petróleo por tubería 239

miento de los centros de distribución, y por la otra la iniciación de las actividadesde los centros de distribución y la fase de distribución de materiales, que perte-necen a la organización local de la obra.

Muchos aspectos de inspección de materiales pueden y deben hacerce durantela construcción misma. En cualquier momento que se encuentre un materialfuera de especificación debe ser rechazado. Cuando el transporte de materialeso equipos, termina en el punto de colocación definitiva en la obra, ahí se llevarána efecto las inspecciones, de acuerdo con las especificaciones de fábrica y lasde proyecto.

Los materiales deben recibirse en la obra solamente que vengan acompañadosadjunto a su documentación administrativa, la documentación técnica, queconsiste de las especificaciones que marca esta norma, Ios instructivos demanejo y almacenamiento, de protección de intemperie y si se trata de materialpeligroso, se exigirán además los instructivos de transporte, envase, empaque,manejo, almacenamiento y descripción de la peligrosidad del material. Los mate-riales que se reciban en la obra, deben estar contenidos en C.02.–Tabla 423.1.–ANSI B 31.4 y además corresponder al proyecto. Un centro de distribución debellevar a efecto la recepción, la distribución y el manejo interno sin alterar loscalendarios de obra, sin dañar a los materiales y ejecutar las maniobras sinaccidentes.

• Construcción.–Un centro de distribución estará constituido generalmente porpatios y edificaciones provisionales con intercomunicación para tránsito interiorde vehículos, donde se puedan conservar los materiales y equipos de acuerdocon los instructivos de protección de intemperie, ya se trate contra alguno oalgunos de los agentes naturales, contra todos ellos, o sin protección, de mane-ra que los hacinamientos de materiales se puedan manejar sin que se produz-can derrumbes, ni tampoco deformaciones en el material, el equipo o susempaques. Deberá procurarse un piso firme para circulación de la maquinariaque carga y descarga los materiales y para los vehículos que transportan. Loscentros de almacenamiento deben desmantelarse sin dejar desperdicios nibasura.

Page 240: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Petróleos Mexicanos240

El criterio de medición de obra de un centro de distribución debe conducir a ladeterminación de un costo total, costo que afectará directamente al costo decada uno de los materiales en la proporción de trabajos de carga manejo yalmacenamiento.

• Materiales peligrosos. Los materiales peligrosos como explosivos, combustibleso cualquier otro que se use, deben guardarse en almacenes especiales, debien-do cumplir las condiciones estipuladas para cada caso.

Un centro de distribución debe tener los almacenes de explosivos, construidosexprofeso antes de que éstos lleguen, debiendo ser cuidadosamente clasifica-dos para: explosivos, fulminantes, mechas, etc., conservándose a la temperatu-ra ambiente, protegiéndose contra la humedad; almacenando las cantidadesapropiadas de explosivos y que no se produzcan derrames. Los materiales quepor alguna causa resulten dañados, deben ser destruidos de inmediato.

Los almacenes de explosivos deben construirse a prueba de balas y proteccióndel intemperismo. El piso, muros y techos tendrán un acabado que no permitahumedades. Se proporcionará la ventilación, iluminación y acceso en lasmejores condiciones. La ubicación se prefiere en un terreno que tenga laprotección de las elevaciones; en los terrenos llanos, edificar barreras y dardistancias que van desde 10 m a más, estipuladas para edificios habitados, víasde comunicación, según la cantidad de explosivos almacenados, para lo cual serecomienda consultar el siguiente "Cuadro Norteamericano de distancias",publicadas por "Du pont Blasters Handbook” o "Manual para el uso deexplosivos", o bien la norma de seguridad DII–1 Reglamento para almacena-miento de explosivos.

Cantidades de explosivosalmacenados

Distancias del polvorín con barreras a:

de a Edificioshabitados

Víasférreas

Carreteraspúblicas

Entrepolvorines

kg kg m m m m

9115315910

3,180

13135360

1,1303,630

3882

114166243

1533466797

1533465876

3.57.5

101522

Page 241: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Sistemas de transporte de petróleo por tubería 241

Los almacenes de explosivos deben mantenerse siempre limpios y cualquierderrame deberá limpiarse, neutralizarse y quemar el material dañado y basura,en lugar alejado y sin riesgo. La clausura de estos almacenes deberá hacersesin dejar vestigio de la existencia de explosivos.

PLANTAS DE RECUBRIMIENTOANTICORROSIVO.

La localización de una planta de recubrimiento anticorrosivo no puede ser obli-gada, lo más conveniente es tenerla en un lugar cercano a la obra de maneraque al eliminar los transportes no se dañen los tubos recubiertos. Así mismo lamagnitud de estas plantas depende de la importancia de la obra o de las obrasque abastece.

Una planta debe estar constituida por: una instalación fija para la aplicación delrecubrimiento, preferentemente a cubierto; el área de calentamiento de esmalte;las diferentes fases de agrupamiento de tubos por el proceso y los almace-namientos de materiales, de tubos desnudos y de tubos procesados. Se debecontar con el equipo de manejo de tubos, en la descarga de los transportes, enla carga para distribución y en el manejo interno, apropiado a los diámetros detubos de que se trate.

La planta y los caminos de acceso para los dos tipos de transporte indicados yla circulación interior, deben construirse y mantenerse en condiciones de utilidaden todo el tiempo de funcionamiento previsto para la planta.

El manejo y apilamiento de tubos debe hacerse de manera de no dañar los tu-bos desnudos ni menos ya cubiertos, de definir las áreas de trabajo e instruir alpersonal para evitar accidentes. Ver API RP 5L1.

Cuando se haga el desmantelamiento de estas plantas no se deben abandonarmateriales de desecho, desperdicios ni basura y los materiales sobrantes utiliza-bles, deben recuperarse y devolverse a los almacenes de origen.

Deberá ser determinado el costo global de estas plantas, incluyendo costos deconstrucción, operación, mantenimiento y desmantelamiento durante el tiempoque proporcione servicio.

Page 242: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Petróleos Mexicanos242

Se debe determinar además, la cantidad de recubrimiento anticorrosivo portubo, con su correspondiente Iongitud recubierta, la que será igual a la del tubo,deduciendo 25 + 25 cm de extremos desnudo.

El costo del recubrimiento se debe determinar por varios conceptos a partir de ladescarga de los transportes, y después el almacenamiento de tubos desnudos,el recubrimiento, el almacenamiento de tubos con recubrimiento, la carga y laentrega a la obra en un punto fijo, ya sea en el almacenamiento o en la distribu-ción incluyendo o excluyendo el transporte. El costo de cada movimiento incluirálos costos de instalaciones, equipo, personal, materiales, y los correspondientesdel costo de la planta, operación, gastos administrativos y en su caso, se verá laconveniencia de cargar o no el costo relativo a caminos de acceso a la planta.

El costo del recubrimiento anticorrosivo de la tubería será complementado con elrecubrimiento de las juntas en la línea.

La aplicación del recubrimiento se hará de acuerdo con los lineamientos de estanorma tratados en "Recubrimiento Anticorrosivo", debiendo practicar una ins-pección más cuidadosa, tanto en aplicación como en manejo y transporte. Lacubierta debe pasar la prueba dieléctrica a partir de 30 cm del extremo del tubo.

Page 243: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Sistemas de transporte de petróleo por tubería 243

PATIOS DE SOLDADURA DE TUBOS.

• Los patios de soldadura para tubos deben cumplir las características que seindicaron para las plantas de recubrimiento anticorrosivo; la localización másconveniente será cercana a la obra; la estructura para el soldado será fija; nodeben dañarse los tubos durante el proceso y almacenamiento; la planta, porconstrucción, y por su operación y mantenimiento, será utilizable durante eltiempo de obra previsto; así como sus caminos de acceso. Su desmantela-miento no debe dejar vestigios de materiales ni desperdicios.

• El soldado debe efectuarse de acuerdo con los procedimientos calificados deejecución y prueba vistos en "Alineado y Soldado". Si se usa soldadura derolado, la estructura permitirá que los tubos giren pero no deberá registrarseningún movimiento entre uno y otro tubo, en ninguno de sus puntos.

• El costo de unión de dos tubos se determinará con los conceptos que inter-vienen para hacer estos trabajos, como son la instalación de la planta, el solda-do, el manejo y los transportes. El costo de construcción de la línea estará afec-tada por el costo de la unión en patio y finalmente se determinará el costo porkilómetro de soldadura en línea regular.

CAMINOS DE ACCESO. CONSTRUCCION Y MANTENIMIENTO.

• Los caminos de acceso a los centros de distribución, a las obras especiales y alas desviaciones obligadas del derecho de vía deberán construirse segúnproyecto, con equipo especial o con los equipos que constituyen el derecho devía, pero deberán ejecutarse con la anticipación prevista a los trabajos de línea.Estos caminos son considerados de carácter provisional, ver Brechas en laNorma 2.101.01 "Manual para Diseño de Caminos" pero deberán mantenerseen condiciones de tránsito durante el tiempo que dure la construcción de la obra.

• Deberá determinarse la longitud total de caminos de acceso y el costo de cons-trucción y mantenimiento, por kilómetro; dicho costo afectará al costo por kiló-metro de la línea, con un valor promedio o bien conservándolo por separado, co-mo el costo de una obra auxiliar de la línea.

Page 244: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Petróleos Mexicanos244

D.10.b.2 Línea regular. Fases de obra.

D.10.b.2 I. RETRAZO DEL DERECHO DE VIA.

• El retrazo topográfico y elaboración de los planos necesarios, correspondientesa los derechos de vía de instalaciones deberá ser realizado con la anticipaciónprevista en el proyecto y colocando en las orillas, las referencias necesarias detal manera que duren todo el tiempo que dure la construcción, o bien reponién-dolas si se pierden.

• El constructor debe hacer un reconocimiento de la ruta para conocer la topogra-fía del terreno y atender mejor el programa de ejecución de la obra de acuerdocon el proyecto y los requisitos de esta norma.

• Los puntos de intersección del trazo entre dos tangentes P.I., deben marcarsecon trompo y tachuela y deben ser referenciados y además marcando los datosde trazo en una estaca adjunta. Entre uno y otro P.I. subsecuentes se marcaránpuntos a cada 50 metros sobre el trazo de la tangente, colocando una estacacon los datos de trazo. Justamente antes de la construcción deberán moverselas estacas hacia el límite lateral más cercano del derecho de vía y el construc-tor debe conservarlas en ese lugar durante todo el tiempo que dure la construc-ción, así como también deberán conservarse las referencias de trazo de los P.I.

• Un procedimiento semejante deberá seguirse para la relocalización de loscaminos de acceso de las vías de comunicación a la obra y los caminos de loscentros de distribución de materiales de construcción, a la obra, y su trazo sehará con la técnica propia de estas vías. Si se hace necesario o está previsto,deberá contarse con mapas de vías de abastecimiento de materiales de cons-trucción hasta los centros de distribución.

• El criterio de medición selecciona como unidad de medida el kilómetro, pero lasmayores facilidades o dificultades del trabajo deben tomarse en cuenta paraobtener un costo promedio por kilómetro de trazo sobre el derecho de vía. Tam-bién puede considerarse por separado como una obra auxiliar.

Page 245: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Sistemas de transporte de petróleo por tubería 245

D.10.b.2 II. APERTURA DE DERECHO DE VIA.

• El derecho de vía deberá quedar liberado de árboles, arbustos y plantas de lafaja de terreno donde será construida la tubería, ejecutándose las operacionesde tala, destronque, roza y desenraice para dejar el área del derecho de vía,libre de madera, leña, basura y raíces, para que sea posible ejecutar después laconformación del terreno y la excavación de la zanja sin tener obstáculosdejados por la fase anterior.

• Antes de iniciar cualquiera de estas operaciones, es necesario romper lasbardas que cruza el área del derecho de vía y que son generalmente el límite depropiedades, colocando en su lugar puertas que resistan el uso durante eltiempo que dure la obra y que sean del tipo compuerta. Es importante que estose haga para no provocar mala voluntad de los propietarios. Algunas veceséstos, obligan a no romper las bardas y cruzar la tubería por un túnel.

• Donde la ruta de la línea, cruce o corra adyacente a cualquier camino público oprivado, deben ser colocados avisos y mechas con flama como lo requieran lasseñales establecidas para vías de comunicación en estos casos, o bien colocarlas señales en ambas direcciones del tráfico, desde una distancia de 150 m dela obra, cuando menos.

• En la ejecución de las diferentes partes del desmonte, deben respetarse loslímites del área que deberá estar especificada en el proyecto. La anchura deldesmonte ha sido fijada con suficiente amplitud para desarrollar las operacionesde construcción. Ver Fig. "Amplitud Dentro del Derecho de Vía para Construc-ción".

• Si el desmonte se hace en un bosque, donde se explota madera, los árbolesdeben cortarse según especificaciones que son proporcionadas por lospropietarios de la explotación, y se acomodan las trozas a lo largo del derechode vía. Los troncos pueden cortarse a nivel del terreno y después se debensacar de raíz, para que no se obstaculice la excavación de la zanja. La ramazón,las raíces y los árboles pequeños se harán leña y se colocarán a las orillas delderecho de vía para que de pueda ejecutar la conformación del terreno, pero ni

Page 246: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Petróleos Mexicanos246

Page 247: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Sistemas de transporte de petróleo por tubería 247

la leña ni las trozas deben ser colocados fuera del derecho de vía a menos quehaya un entendimiento satisfactorio con el propietario. Deberá procurarse que lamadera y la leña sean desalojadas del derecho de vía dando tiempo suficientepara permitir la ejecución de las fases siguientes.

Es importante considerar que no se deberán contravenir las leyes forestales enla utilización de madera y leña proveniente del desmonte.

Cuando el derecho de vía atraviesa huertos, es importante que el mínimo núme-ro de árboles sea cortado y cuando se atraviesen prados o céspedes se procu-rará destruirlos lo menos posible.

El criterio de medición de esta fase señala el kilómetro, debiéndose determinaruna densidad de vegetación promedio de toda el área del derecho de vía ytransformarla a densidad por kilómetro de longitud con la anchura correspon-diente de la faja del derecho de vía y consecuentemente aplicar un costo prome-dio por kilómetro de desmonte.

La vegetación se medirá en porciento de una densidad de vegetación conven-cional de 100% que se aplica al área unitaria de un terreno cualquiera y bajo lasbases de los conceptos que a continuación se exponen:

Vegetación:

Región desértica, región cultivada o región de pastizal. Está constituida predomi-nantmente por cactáceas, plantas de sembradío y zacatales; ejemplos de lamisma son: sahuarón, órganos, nopales, biznagas, candelillas, guayules, gober-nadoras, ocotillos, mezquitillos, pitahayas y magueyes, sembradíos de maíz, tri-go, arroz, cebada y caña, zacate y herbáceas.

Región árida región semi-árida. Está constituida predominantemente por árbo-les de poca altura y diámetro reducido y por arbustos; ejemplos de la mismason: mezquitales, pirules, tejocotes, huizaches y espinos.

Región de selva y región de bosque. La primera es típica de las zonas bajas declima caliente; comprende: palmeras, amates, chicozapotes, ceibas, caobas,mangos, cedros, cerones, chacas y chijoles.

Page 248: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Petróleos Mexicanos248

La segunda, es típica de las zonas altas de clima templado o frío; comprende:pinos, madroños, oyameles, encinos y eucaliptos.

Región de manglar. Es la típica de los esteros y zonas pantanosas de climacaliente; comprende: mangles, raíces aéreas, platanillo, tule, etc.

Densidad 100% de vegetación:

Región desértica; cultivada o pastizal, se considerará 100% de vegetación en to-dos los casos.

Región árida o semi-árida: se considerará 100% de vegetación cuando haya 50metros cuadrados de superficie de corte de madera por hectárea, medida a 1.50metros de altura en árboles y a 60 centímetros en arbustos.

Región de selva o bosque: se considerará 100% de vegetación cuando haya100 metros cuadrados de superficie de corte de madera por hectárea, medida a1.50 metros de altura en árboles y a 60 centímetros en arbustos.

Región de manglar, se considerará 100% de vegetación en todos los casos.

A la vegetación 100% se le asigna un costo fijo de desmonte y, consecuen-temente, una densidad de vegetación menor de 100%, tendrá un costo dedesmonte menor en la misma proporción.

Page 249: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Sistemas de transporte de petróleo por tubería 249

D.10.b.2 III.TERRACERIAS EN EL DERECHO DE VIA.

• Después del desmonte y las operaciones para despejar el área, se hará laconformación del terreno que consiste en construir la plantilla del derecho de víade acuerdo con la sección y niveles de la rasante del proyecto, dejando unasuperficie uniforme de sección transversal horizontal. Dicha superficie debetener características de estabilidad permanente.

• Esta fase comprende también la construcción de obras de arte necesarias en elderecho de vía.

• El ancho del derecho de vía conformado es para propositos de construcción y vade acuerdo al diámetro de la tubería y a la naturaleza del terreno. En el proyectodebe encontrarse el ancho necesario para los diferentes casos que puedanpresentarse, así como las ampliaciones del derecho de vía originadas por latopografía o las operaciones del equipo de construcción. Se deben cumplir losanchos mínimos siguientes en el caso de zanja de paramentos verticales.

Ancho mínimo del derecho de vía para efectos de construcción

Diám. Nom. de tubo en pulgadas B C A

De 4 a 8 3 m 7 m 10 mDe 10 a 18 4 m 9 m 13 mDe 20 a 36 5 m 10 m 15 m

B = Distancia del eje de la zanja al extremo izquierdo del derecho de vía.C = Distancia del eje de la zanja al extremo derecho del derecho de vía.A = B+C= Amplitud del derecho de vía.

• La conformación del derecho de vía debe dar hasta donde sea posible un perfilde tramos lo más rectos posibles o semejante a las ondulaciones propias quetendrá la tubería en la zanja de manera de no forzar ésta y tampoco obligar aque los tubos, mal apoyados, se pandeen por apuntamientos o depresiones delterreno durante el tendido; y que la tubería se apoye en toda su longitud cuandose aloje en la zanja. Es importante la mayor rectitud del trazo y del perfil delderecho de vía, interrumpido sólo por las deflexiones adaptadas a los doblecesa máquina permitidas en tubos, para lograr la mejor conformación debida a lasconsecuencias que la misma tiene en la excavación de la zanja.

Page 250: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Petróleos Mexicanos250

• La conformación del derecho de vía debe hacerse interponiendo, con el menorancho posible, un drenaje superficial.

• Cuando la conformación o nivelación cruza pequeños arroyos, generalmente noes necesario construir puentes. Pueden construirse terraplenes con alcantarillasu otras estructuras para permitir el paso del equipo, sin obstruir la corriente.Pueden construirse puentes temporales, resistentes para el paso de la maqui-naria de construcción y vehículos o equipo usado para el acarreo y distribuciónde tubos. Algunas corrientes son demasiado anchas o las riberas no son satis-factorias para la construcción de puentes temporales; entonces es necesariousar equipo flotante de cruce o bien hacer un rodeo hasta algún paso cercano.

• En algunos tipos de terreno no es práctico nivelar el derecho de vía para el pasoseguro de todos los tipos de maquinaria de construcción. Donde se encuentraesta condición, el constructor debe construir caminos de derivación, que inclusodeben estar consignados en los proyectos, y en caso de necesitar una deriva-ción no prevista, deberán ser tratadas las condiciones con los propietarios de losterrenos.

• Cuando la construcción de la plantilla del derecho de vía, se haga sobre suelosde tierra, o sobre suelos rocosos, se deberá tomar en cuenta la clasificación delmaterial del terreno que se da en D.10.b.2.V. Excavación de zanja.

• La medición de la conformación se hará por kilómetro de derecho de vía,debiéndose analizar los costos de construcción y clasificando los materialesconstitutivos del terreno de acuerdo a la clasificación que se da en D.10.b.2.V.Excavación de zanja, y determinando un costo promedio por kilómetro de lon-gitud de derecho de vía.

Page 251: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Sistemas de transporte de petróleo por tubería 251

D.10.b.2 IV. CONSERVACION DEL DERECHO DE VIA.

• Las condiciones de construcción de la plantilla del derecho de vía deben con-servarse durante todo el tiempo que dure la construcción de la tubería, debien-do inspeccionarse periódicamente para hacer las reparaciones necesarias, prin-cipalmente en tiempos de lluvia o en tramos difíciles, y no obstruir el avance delas diferentes fases de la obra.

• La medición de esta fase se hará por kilómetro de derecho de vía, debiéndoseobtener un costo promedio por vigilancia y por las reparaciones.

Page 252: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Petróleos Mexicanos252

D.10.b.2 V. EXCAVACION DE ZANJA.

• La excavación de zanja para enterrar la tubería, puede ser hecha con zanja-dora, pala mecánica, a mano, mediante voladuras o cualquiera otro método, de-be: ser preparada para las dimensiones requeridas por la tubería, ser suficien-temente ancha para permitir los espacios laterales, ser suficientemente profundapara dar la cubierta y, ser proyectados los taludes según la clase de terreno.

• Deben ser construidos cruzamientos, apropiadamente localizados sobre la zanjaabierta y mantener el servicio de paso durante la construcción para permitir queel propietario o morador pueda mover sus enseres o equipos, así como para elpaso de equipo de construcción, principalmente en el cruce con los caminos deacceso. El nivel del fondo de la zanja debe seguir el contorno de la plantillanivelada que dejó la fase de conformación. En todos los casos se debe lograr uncontorno aún más parejo que el del terreno, siendo a veces necesario profun-dizar la zanja en muchos lugares para evitar forzamientos o dobleces a máquinade la tubería.

• La superficie del fondo de la zanja debe quedar conformada a un nivel tal que latubería, al ser bajada, se apoye en el terreno en todos sus puntos.

Donde la operación de nivelado rellena una pequeña corriente de agua, se de-be profundizar la zanja suficientemente, cuando menos a 2 m de profundidadabajo del, nivel del lecho natural, y si es necesario, se harán después trabajosde limpieza en el cauce. La misma condición de profundizar la zanja está conte-nida en los aproches de cruzamiento de ferrocarriles o caminos.

• Los tramos de zanja que puedan ser inundables deberán tener canales de dre-naje, así mismo las zanjas deben protegerse para que no se formen corrientesde agua de lluvia o de otro origen.

• No debe permitirse que la zanja de la tubería interfiera en materia de operacióncon otras zanjas como las de drenaje, irrigación u otras corrientes de agua.Cuando sea necesario, puede hacerse un canal o ponerse un tubo que cruce lazanja de la tubería y que sirva como conducto del agua.

• Las especificaciones de proyecto de tuberías de transporte de hidrocarburosdeben consignar la profundidad de la zanja según el diámetro del tubo y condi-

Page 253: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Sistemas de transporte de petróleo por tubería 253

ciones de terreno, la cual debe medirse normal a la superficie de: la plantilla delderecho de vía nivelado; y si son corrientes de agua, del nivel más bajo del le-cho registrado o que pueda estimarse. En los casos que el proyecto haya pasa-do por alto estas condiciones, deberán cumplirse las aquí descritas.

• Deberá asegurarse que las labores de cultivo no alcancen al tubo, una vez quese ha tapado. Debe considerarse una capa de tierra sobre el tubo, de 0.90 mcomo mínimo. Si los terrenos se riegan con sistemas de tubos o canalesampliamente utilizados, la capa de tierra sobre el tubo puede llegar a ser hasta1.25 m para no inmiscuirse con los drenajes. Si la región es de terreno rocoso, ono es irrigable y se usa para pastura o es un desierto, la capa de tierra sobre eltubo se puede reducir hasta 0.60 m. (Ver la siguiente Tabla 434.6.a. ANSI B31.4. Cambios: a 0.90 m los colchones de menor valor en excavación en tierra ya 0.60 m los colchones de menor valor en excavación en roca).

Colchón mínimo en tuberías enterradas

Localización Para excavaciónnormal

Para excavaciónen roca usando

explosivos omedios similares

colchón míni-mo para tube-rías que trans-

portan LPGAreas Industriales comer-ciales y residencialesCruzamiento decorrientes y ríosZanjas de drenaje de caminos o ferrocarrilesOtras áreas cualquiera

36 pulg; 90 cm

48 pulg; 125 cm

36 pulg; 90 cm36 pulg; 90 cm

24 pulg; 60 cm

24 pulg; 60 cm

24 pulg; 60 cm24 pulg; 60 cm

48 pulg; 125 cm

48 pulg; 125 cm

48 pulg; 125 cm36 pulg; 90 cm

• Cuando se vaya a proteger de rocas agudas o cortantes la cubierta anticorrosivade la tubería, asentándola y cubriéndola de arena o tierra suelta o con costalesde arena o tierra, es necesario dar a la zanja una sobre profundidad de 10 cmaproximadamente.

• El ancho total de la zanja debe ser como mínimo de 12 pulgadas más que eldiámetro de la tubería. El ancho de la zanja puede restringise para no dañar elbanco o para reducir el manejo de tierra. Cuando la zanja ha sido hecha enterreno rocoso puede también construirse la zanja más ancha con el fin de pro-

Page 254: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Petróleos Mexicanos254

teger el recubrimiento anticorrosivo durante el bajado de la tubería.

• Clasificación del material de excavación.

La excavación puede hacerse (1) con zanjadora de baja capacidad, (2) conroturadora o equipo similar y (3) con perforadoras, con explosivos y con palamecánica; dependiendo de la dureza del terreno que se ha clasificado comomaterial "A", material "B" y material "C" cuya definición es la siguiente:

Material A es el poco o nada cementado, que puede ser manejado eficientemen-te sin ayuda de maquinaria, aunque ésta se utilice para obtener mayoresrendimientos. Se consideran como material A los suelos agrícolas, limos, ycualquier material blando o suelto con partículas hasta de 7.5 centímetros.

Material B es el que, pudiendo excavarse a mano, por sus características sólopuede ser excavado y cargado eficientemente con maquinaria. Se considerancomo material B las rocas muy alteradas, los conglomerados medianamentecementados, las areniscas blandas, los tepetates y las piedras sueltas menoresde 75 centímetros.

Material C es el que sólo puede ser excavado mediante el empleo de explosivos.Se consideran como material C las rocas basálticas, areniscas y conglomeradosfuertemente cementados, calizas, riolitas, granitos, andesitas sanas y las pie-dras sueltas mayores de 75 centímetros. A los materiales que por sus caracte-rísticas no puedan ser considerados totalmente dentro de una de las clasificacio-nes anteriores, se les fijará una clasificación intermedia, asignándoles porcen-tajes de material A, B y C en proporción a las cantidades y características decada uno de los materiales que intervengan, mencionando los tres mediante elporcentaje que corresponda a cada uno de ellos, siempre en el orden A, B, C yde manera que la suma de los tres sea cien (100).

• La continuidad de la construcción de la tubería no debe interrumpirse donde lalínea cruce pequeños canales, arroyos o barrancas angostas y profundas quepermitan al tubo, por la resistencia propia de su diámetro, cruzar el obstáculo sinrequerir soportes, y siempre que no exista el peligro de que la tubería seaalcanzada por la corriente, o se acumulen palos, o que los bancos de apoyo es-

Page 255: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Sistemas de transporte de petróleo por tubería 255

tén construidos de un material suave que no es capaz de soportar el peso del tu-bo y esté sujeto a deslaves o erosión. Debe tenerse en cuenta que este tipo deconstrucción coloca el tubo por encima del nivel de la corriente.

• La longitud del claro permitido para cruzar con un tubo es estrictamente materiade diseño y cada cruce es un problema individual que depende del tipo de tubo:su espesor de pared, su diámetro, fluido conducido, presión de operación,cargas de viento, de hielo, condiciones de los bancos, etc,; sin embargo se dana continuación algunos ejemplos de longitud de claros, y diámetros de tubos quepueden salvarlos.

DiámetroNominal del

tubo enpulgadas

Claro en

pies, y m

DiámetroNominal del

tubo enpulgadas

Claro en

pies, y m

6 8101214

50 = 1555 = 16.560 = 1865 = 19.565 = 19.5

1618202224

70 = 2165 = 19.560 = 1855 = 16.550 = 15

En diámetros grandes y pared delgada, debe evitarse el colapso en y entre los apoyos.

• Cuando una tubería pasa o cruza otras estructuras como líneas eléctricas,tuberías, sistemas de albañales, tuberías de riego, cimentaciones, cables o an-clajes, etc., la tubería debe ser colocada de manera que esas estructuras nosean dañadas durante la construcción de la tubería, o se dañen tiempo des-pués, al asentarse, al romperse o al moverse la línea. También debe cuidarseno inmiscuir la construcción de la tubería con las funciones de operación de laestructura.

• La existencia de estructuras que son cruzadas por tuberías hacen presuponerque evidentemente dichas estructuras tienen prioridad legal de derechos de víay que el derecho de vía de la nueva línea está dada, sujeta a los derechos deellas mismas, por lo cual deberá respetarse su integridad y sus derechos.

• Cuando una tubería en construcción, cruce o pase por una estructura o área deotras tuberías deberá cuidarse de no dañar las instalaciones existentes y de que

Page 256: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Petróleos Mexicanos256

los espacios entre tuberías y estructuras sean los apropiados para mantenimien-to o reparación y sean colocados según proyecto.

• Debe tenerse particular cuidado para localizar estructuras ocultas adelante delas máquinas zanjadoras en operación. Las consecuencias de cortar un cableeléctrico o línea telefónica, son obvias, como son aquéllas por romper una tube-ría que contiene líquido inflamable. Otras cañerías como las de riego, sistemasde agua o drenaje, pueden ser extremadamente frágiles y al ser halladas, debensoportarse cuidadosamente en el cruce con la zanja; algunas veces es posibleinterrumpir la operación de esas cañerías con el consentimiento del dueño, peropreferentemente deben mantenerse en operación durante la construcción y todoel personal debe estar enterado de su existencia y evitar los daños.

• Raramente se encuentran estructuras bajo tierra o muertos de anclaje quepueden ocasionar socavaciones o alteraciones por la sujeción de la tierra, que ala vez pueden causar daño o colapso a la tubería. Si es absolutamente necesa-rio pasar la tubería en estas localizaciones, debe cuidarse de apuntalar o fijar latubería permanentemente, o usar otro medio de asegurar su posición.

• Al propietario de cualquier estructura importante, que vaya a ser abordada, a losdueños de terrenos, a los administradores de líneas telefónicas, líneas eléctricaso cualquiera otra instalación particular o de servicio público, se deberá solicitarsu presencia, o bien la representación de personas de dichos intereses, durantela construcción, principalmente si se trata de servicios públicos.Debe tenerse en cuenta que la carencia o falta de protección de propiedades deotros, no sólo puede derivar en serios perjuicios monetarios sino también endetrimento de relaciones públicas.

• El proyecto deberá consignar en las secciones tipo del derecho de vía, todas susdimensiones y en todos los diferentes tramos, la posición de la zanja y la delproducto de la excavación, la de la posición de los tubos cuando están en lafase de tendido, la de soldado y protección anticorrosiva y finalmente en la zanjaya tapada; indicará también la faja de terreno destinada al tránsito del equipo se-

Page 257: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Sistemas de transporte de petróleo por tubería 257

gún el sentido de construcción, a partir de un punto de origen. Ver figura alusiva,con los datos que deben consignarse, en II. "Apertura del Derecho de Vía".

• La unidad de medición de la excavación de la zanja debe ser el kilómetro re-ferido al desarrollo del derecho de vía.

• El costo de la excavación se hará determinando los costos parciales de exca-vación de acuerdo con la clasificación del material del terreno descrita antes,para fijar finalmente un costo promedio por kilómetro de longitud de excavaciónde zanja.

Page 258: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Petróleos Mexicanos258

D.10.b.2 VI. TENDIDO DE TUBOS.

• El tendido de tubos consiste en la carga en los centros de distribución, eltransporte al derecho de vía, la descarga en el derecho de vía y el acomodo delos tubos a lo largo del derecho de vía uno tras otro pero traslapados, paralelosa la zanja del lado del tránsito del equipo, a una distancia fijada de la zanja, sinprovocar derrumbes. Estas operaciones deben efectuarse sin que los tubossufran ningún daño, sobre todo si tienen recubrimiento anticorrosivo, y sin quese causen perjuicios a ninguna de las partes de la obra ya construida o enconstrucción.

En los lugares en donde se ha tapado la zanja para dar paso, deberá inte-rrumpirse la colocación de los tubos, si es necesario.

• Todos los materiales ya sea de construcción, como los tubos; de servicio, comolos polines de madera, y de consumo como el oxígeno y acetileno, deben sermanejados en su transporte, cargas y descargas bajo las condiciones deconservación y manejo seguro, tanto para el material como para el personal en-cargado. Materiales de consumo como combustibles y lubricantes deben consi-derarse también bajo estas condiciones de manejo, transporte y distribución enobra.

• Los materiales principalmente los tubos para la línea y para las camisas sonrecibidos en los centros de distribución para almacenarlos temporalmente o paratransbordarlos a camiones o tractores y distribuirlos en la línea.

• Los tubos también pueden ser llevados desde los centros de distribución aplantas de soldadura donde se unen dos tubos, o bien a plantas de recubrimien-to anticorrosivo, para regresar después a los mismos centros o a la distribucióna lo largo de la línea.

• Los camiones o tractores de descarga deben estar equipados con: pluma lateral,plumas con malacates, cable, ganchos u otro equipo conveniente para elevar ybajar los tubos sin dañar el cuerpo o el bisel.

• Los camiones con remolque transportan y distribuyen los tubos a lo largo delderecho de vía, desde los apilamientos en los centros de distribución; tambiénpueden distribuirlos directamente si fueron transportados desde la fábrica.

Page 259: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Sistemas de transporte de petróleo por tubería 259

• En algunas áreas donde es imposible que un camión transite por el derecho devía, los tubos se distribuirán con tractor de pluma lateral.

• En el manejo de tubos para transporte y distribución, debe habituarse al perso-nal a un cuidado excesivo para prevenir abolladuras, aplastamientos u otros da-ños a los tubos, sobre todo en los biseles extremos.

• Cuando los tubos son recubiertos para protección anticorrosiva, deberán tenersecuidados adicionales a los nombrados, para no dañar el recubrimiento. Lasabrazaderas del tractor deben ser acojinadas para el transporte; se deben usarbandas de lona para el manejo del tubo al bajarlo en el derecho de vía, se de-ben proporcionar apoyos acolchonados sobre el terreno para que no se dañe elrevestimiento y finalmente se vigilará que la gente o los equipos de construc-ción no maltraten los tubos mientras están expuestos.

• Debe evitarse que cualquier tubo sea dañado en la distribución a tal grado quesea necesario reponerlo después, originando demoras de construcción, la ocu-pación del equipo para substituir los tubos dañados y el costo de los mismos.

• A menudo, el tubo cambia de espesor de pared con el tubo del espesor que seestá colocando inmediatamente corriente abajo de una estación de bombeo conpeso más ligero que el que lo sigue en secuencia. En estos casos deberátenerse cuidado de no entremezclar los diferentes pesos de tubos, que origi-naría lo que se llama una tubería telescopiada. Para prevenir esta equivocacióndeberá pintarse en la fábrica o en el campo, una banda o tira en el interior de losextremos de cada tubo, utilizando un color específico para cada grupo de tubosde peso diferente. Este código de colores y la localización para tubos de pesouniforme y color debe proporcionarse al personal que hará la distribución detubos.

• Los tubos deben quedar depositados sobre el terreno: paralelamente a la zanja,traslapados 5 cm aproximadamente, cercanos al límite del talud natural delterreno de la excavación, dejando siempre un paso mínimo libre de 0.60 m entrela orilla de la excavación y el lado cercano al tubo.

Page 260: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Petróleos Mexicanos260

• La unidad de medición de esta fase debe ser el kilómetro referido al desarrollodel derecho de vía y su costo será determinado con los costos parciales de lasdiferentes distribuciones para obtener el costo promedio por kilómetro de tendi-do de tubos.

• Para que el tendido de tubos se considere de línea regular, la pendiente delterreno debe ser igual o menor que la pendiente de trabajo que señalan los catá-logos de los tractores de carriles con pluma lateral apropiadas al diámetro de latubería. Esta pendiente debe considerarse de 40º como máximo.

• Siendo la unidad de medición el kilómetro de tubos tendidos y acomodados a lolargo del derecho de vía, deberá determinar su costo, como el costo promediopor kilómetro, a partir de la carga de tubos en los centros de distribución, eltransporte, la descarga y el acomodo sobre el terreno, utilizando los mediosapropiados a las condiciones del terreno con los que además se obtengan loscostos más bajos.

La colocación de los tubos debe ser propicia a la operación de alineación ysoldado, no dejando tubos mal colocados o con daños inadmisibles.

• La distribución de otros materiales que no sean tubos, deberá contemplarse porseparado para fines de costo, así como la conveniencia de cargar este gasto aotra fase de obra como es el caso de los materiales de recubrimientoanticorrosivo.

Las válvulas, tes, codos ,trampas de diablo, bridas y demás accesorios deberántransportarse al derecho de vía con el cuidado extremo para no dañar biseles,caras de bridas y de partes oxidables o de ajustes, volantes de válvulas ocomponentes salientes, etc. Se deberá cuidar la selección de los materiales pa-ra el lugar indicado, sin confundir u omitir ninguno de ellos. No deberán golpear-se al bajarlos en su lugar de destino y deberán conservarse sin menoscabo, aundespués de ser instalados.

El esmalte para recubrimiento anticorrosivo, la pintura primaria, y los materialesenvolventes de vidrio y cartón asfáltico deben ser transportados y descargadosde manera que no se dañen y de que se conserven en sus condiciones de espe-cificación de empaque.

Page 261: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Sistemas de transporte de petróleo por tubería 261

D.10.b.2 VII. DOBLADO DE TUBOS.

• El doblado de tubos se hace en frío, debiendo tener cuidado y verificarlo así,que el tubo no se aplaste o se formen arrugas en el doblez, debiendo conservarsus especificaciones de dimensiones de sección después de ser doblado. Losdobleces son distribuidos hasta donde es posible en la mayor longitud del tubo yen ningún caso debe ser el radio del doblez tan corto que no cumpla las espe-cificaciones de doblado.

• El número de dobleces de una tubería debe llevarse al mínimo, procurando,como ya se indicó antes, conformar el derecho de vía y consecuentemente elfondo de la zanja, para eliminar lo mas posible los cambios de pendiente queobliguen a doblar la tubería. En aproches de vados, arroyos, canales, caminos,ferrocarriles etc., se procurará hacer dobleces a los tubos para permitir el desa-lojamiento del tubo en caso futuro necesario.

• Los dobleces de tubos deben hacerse por medio de tractores con zapatasdobladoras en tubos de 4 pulg diámetro nominal y menores, y con máquinasdobladoras especiales en tubos de 6 pulg diámetro nominal y mayores. Enambos casos el equipo utilizado para doblar tubos no debe ser adaptado, debeser el apropiado para el tamaño del tubo. Este aspecto debe ser verificado cui-dadosamente antes de principiar la construcción con el fin de reducir al mínimolas cantidades de tubos con arrugas o aplastamientos por doblado, los cualesdeben ser rechazados.

• Los tubos de 8 pulg diámetro nominal y mayores, para que sean doblados, debeusarse mandril.

• No se permite el calentamiento de los tubos para ser doblados.

• Los dobleces de tubos deben hacerse sin alterar las dimensiones de la seccióntransversal del tubo cuando fue recto, y debe quedar libre de arrugas, grietas uotra evidencia de daño mecánico. El diámetro del tubo no debe reducirse encualquier punto más de 2.5% del diámetro nominal, y completamente dobladodebe cumplir la especificación de dimensiones para paso de diablos. El radiomínimo para doblar tubos en frío en el campo debe ser como sigue:

Page 262: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Petróleos Mexicanos262

Diámetro nominal deltubo en pulgadas

Radio mínimo del doblez deltubo en diámetros

12 y menores 18 14 21 16 24 18 27 20 y mayores 30

• En los extremos de los tubos que se doblan deben dejarse tramos rectos de 1.8m, 6 pies aproximadamente.

• La soldadura longitudinal del tubo que se dobla, debe quedar cerca del planoneutro del tubo, no debe doblarse un tubo en la soldadura transversal, si la tie-ne.

• Están prohibidos los dobleces con arrugas en tubos, éstos deben desecharse.

• Queda prohibido el uso de ingletes para dar cambios de dirección de la tubería.

• El equipo de doblado debe ir inmediatamente adelante de la limpieza y sondeode la tubería, principalmente si la configuración del terreno obliga a doblar tubosfrecuentemente; en terrenos planos este equipo es prácticamente innecesario.Por lo tanto el proyecto debe programar el uso del equipo de doblado.

La unidad de medida de esta fase será el kilómetro y su costo, será el promediopor kilómetro de derecho de vía, deducido de los costos parciales de los diferen-tes tramos.

Page 263: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Sistemas de transporte de petróleo por tubería 263

D.10.b.2 VIII. ALINEADO Y SOLDADO.

D.10.b.2 VlllA. Limpieza de tubos.– Inmediatamente antes de que los tubos sean toma-dos para soldarse, deberán ser inspeccionados en el cuerpo y en los biseles pa-ra separar los que fueron dañados mientras permanecieron en el derecho devía, o bien repararlos si es permisible. Todos los tubos aceptables deberán lim-piarse en el interior y en las bocas debiendo limpiar los biseles hasta dejar metalblanco. Durante la limpieza del bisel se procurarán descubrir laminaciones, cuar-teaduras u otros defectos, debiendo en estos casos desechar el tubo e inmedia-tamente ser substituido por otro. Se deberán sondear los tubos para descubrir yquitar toda partícula extraña, substancias u obstrucciones sueltas o pegadas enel interior. Además se deberá pasar un medidor por el interior del tubo paraverificar el diámetro y forma, particularmente en tubos doblados.

D.10.b.2 VIIIB. Alineado de tubos.– Esta operación incluye el manejo de los tubos sobreel. derecho de vía, juntándolos extremo a extremo para formar una línea que sedebe colocar paralela a la zanja dejando constituida la junta con la separación yalineamientos entre tubos como se indica mas adelante en la fracción desoldadura, y manteniendo fijos los tubos mientras se deposita el primer cordónde soldadura. Se debe tener en cuenta que la velocidad de todo el frente detrabajo está determinado por el progreso de la operación del alineado y depósitodel cordón de la raíz.

• Antes del alineado nuevamente será inspeccionado el tubo, y toda materiaextraña debe ser removida de los biseles. Si cualquiera de los extremos del tuboque forma la junta está dañado y no se garantiza obtener una soldadurasatisfactoria, el tubo debe substituirse para no detener la fase de soldadura; yaafuera, si el tubo es aprovechable, puede cortarse y volverse a biselar sólo me-diante una máquina biseladora. Los tubos se alinearán, si es el caso, traslapan-do su costura longitudinal dentro del espacio superior de un ángulo de 30º a ca-da lado del eje vertical.

• Si durante el soldado se descubren laminaciones, cuarteaduras u otros defectosen un tubo, deberá ser reparado el defecto o cortada la junta, procediendosegún se indica en X “Reparación de Soldaduras.”

Page 264: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Petróleos Mexicanos264

• No se permite biselar los tubos a mano. No se permite desviación angular longi-tudinal alguna entre tubo y tubo alineado, ni menos, ya soldado.

• El espacio entre los extremos de los tubos y la inmovilidad de los mismos cuan-do se alinean para ser soldados debe asegurar una penetración completa y sinquemaduras. Para tubos de las mismas dimensiones, el espacio es aproxima-damente 1/16 pulg. El desalineamiento de los tubos en la junta debe ser comomínimo 1/16 pulg. Para fijar, la junta, debe usarse un alineador exterior en diá-metros chicos hasta 6 pulg diámetro nominal, y un alineador interior en tubos de8 pulg diámetro nominal y mayores; cualquiera de ellos puede ser removido sólodespués de completar el 100% del fondeo, el cual debe hacerse en segmentosde igual longitud aproximadamente espaciados alrededor de la circunferencia dela junta.

• Los tubos deben ser manejados sin dañar su pared y deben colocarse paralelosa la zanja de tal manera que cuando la tubería sea bajada, los tubos dobladosdeberán descansar en el fondo de la zanja, uniformemente en toda su longitud.

• La tubería que se va constituyendo debe ser colocada sobre apoyos, general-mente con polines de madera, dejando un claro de 40 cm mínimo entre la partebaja del tubo y el terreno a fin de tener un espacio para finalizar el soldado, asícomo para ejecutar después las fases de prueba de jabonadura y las opera-ciones de la protección mecánica.

• Está permitido que los durmientes que se usan para soportar la tubería en elalineado, soldado y protección mecánica, colocados al lado o sobre la zanja,sean de madera toscamente labrada, cuyas variadas dimensiones deben tenerla sección y resistencia necesaria para soportar la carga sin que se dañen o serompan.

• Si la tubería se soporta sobre la zanja los polines deben tener suficiente resis-tencia, longitud y área de apoyo sobre el terreno a cada lado, de modo que losbordes de la zanja no se derrumben por la compresión y ocasione que el tubo sedeteriore en la caída.

Page 265: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Sistemas de transporte de petróleo por tubería 265

• Si el tubo ya tiene protección anticorrosiva y descansa sobre los durmientes,estos deberán acolchonarse para prevenir que partes agudas o cortantes dañenla protección.

• El espaciamiento de los durmientes varía con las circunstancias pero no debeser mayor del que produzcan ondulaciones al tubo entre apoyo y apoyo, debien-do ser además, estratégico en relación con los dobleces laterales, los doblecesverticales y las deformaciones laterales por temperatura que producen sinuosi-dades, hasta poderse caer los tubos del apoyo. Deben evitarse los colapsos dela tubería en los apoyos y en el claro.

Page 266: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Petróleos Mexicanos266

D.10.b.2 VIIIc. SOLDADURA.

La soldadura de tubos debe considerarse como la operación más importante yde mayor atención, por constituir la continuidad de la hermeticidad y resistenciadel conducto, que debe lograrse solamente con trabajadores competentes, unequipo que se mantenga siempre en buenas condiciones y una inspección queno disminuya la vigilancia y pruebas que se establezcan.

• La soldadura de los tubos debe ser hecha por cualquiera de los procesossiguientes: soldadura de arco metálico protegido, soldadura de arco sumergido,soldadura de arco con electrodo de tungsteno protegido con gas, soldadura dearco metálico protegido con gas o bien por el proceso de soldadura de oxia-cetileno.

• Las técnicas que se apliquen en los procesos de soldadura pueden sermanuales semiautomáticas, automáticas o la combinación de ellas y pueden seraplicadas en soldaduras de posición o soldaduras de rolado.

El equipo de soldar tanto el de arco eléctrico como el de gas debe ser del tama-ño y tipo apropiado para el trabajo, y debe mantenerse en condiciones de ase-gurar una soldadura uniforme y aceptable, en operación continua. El equipo dearco eléctrico debe estar vigilado constantemente y debe operarse dentro de loslímites de valores de corriente y tensión dados en el procedimiento calificado desoldadura. El equipo de gas para soldar debe ser operado con la flamacaracterística y el tamaño de boquilla dado en el procedimiento.

• Cualquier equipo que no cumpla los requisitos de funcionamiento deberá serreparado o reemplazado.

Esta norma debe aplicarse al soldado de accesorios de tubería, de tubos APISpec 5L, API Spec 5LX y estándares ASTM aceptados.

Todos los metales de aporte deben ser conforme a las especificaciones AWS A5.1, AWS A.5.5, AWS A 5.2, AWS A 5.17, AWS A 5.18 y AWS A 5.20.

• Todos los metales de aporte o electrodos así como los fundentes deben ser al-macenados y manejados evitando que se dañen, ellos y sus empaques. Aque-llos que vienen con empaques abiertos deben protegerse de cualquier deterio-

Page 267: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Sistemas de transporte de petróleo por tubería 267

ro y los electrodos protegidos deben estar al resguardo de cambios excesivos dehumedad. Los electrodos y fundentes que muestren signos de haberse dañadoo deteriorado no deben usarse.

Las atmósferas para proteger un arco son de varios tipos y pueden estar cons-tituidos por gases inertes, gases activos o la mezcla de ellos. La pureza y seque-dad de estas atmósferas tienen gran influencia en la soldadura y pueden ser deun valor a propósito para el proceso y para el metal base. La atmósfera deprotección que se use deberá ser calificada por el material y por el proceso desoldadura. El proyecto debe contener las instrucciones completas al respectoque deben seguirse en la construcción.

• Los gases protectores deben guardarse en recipientes recargables que debenalmacenarse alejados de temperaturas extremas. Los gases de dudosa pureza yaquéllos contenidos en recipientes que muestren signos de haber sido dañadosno deben ser usados.

D.10.b.2 VIIIC1 Calificación del procedimiento de soldadura.––

Antes de iniciar la operación de soldadura en la línea, debe ser calificada laespecificación detallada del procedimiento de soldadura que se usará, paradeterminar que las soldaduras tengan propiedades mecánicas apropiadas, pue-dan considerarse sanas y se pueda utilizar el procedimiento aprobado. Lacalidad de la soldadura debe ser determinada por pruebas destructivas.

Los detalles de cada procedimiento calificado deben ser anotados en registrosque deben mostrar los resultados completos de las pruebas del procedimiento.Los registros deben ser implantados en las construcciones, igual o semejantes alos que se están incluyendo como ejemplos.

Page 268: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Petróleos Mexicanos268

REGISTRO DEL PROCEDIMIENTO CALIFICADO DE SOLDADURA

Para ................ Soldadura de .................. Tubos y Conexiones.

A Proceso

B Material

C Diámetro y espesor de pared

D Diseño de junta

E Metal de aporte y número de cordones

F Características eléctricas o de flama

G Posición

H Dirección de la soldadura

I Número de soldadores

J Tiempo entre pasos

K Tipo de alineador

L Remoción del alineador

M Limpieza

N Precalentamiento. Relevo de esfuerzo

O Protección de gas y gasto

P Fundente protector

Q Velocidad de recorrido

R Dibujos y tablas

PROBADO SOLDADOR

APROBADO SUPERVISOR DE SOLDADURA

ADOPTADO

Page 269: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Sistemas de transporte de petróleo por tubería 269

REGISTRO PARA EL PROCEDIMIENTO CALIFICADO DE SOLDADURA

Bisel estándar en Vpara juntas a tope

Secuencia de cordones

Espesor de pareddel tubo

Tamaño del Electrodo y número de cordonesNúmero de cordones con electrodo de

5/32” ó alambre 3/16”7/32”

Número totalde cordones

Nota: Primer paso solamente.Uso de pasos faltantesEl cordón de la cubierta puede hacerse con

Límite de los valores de la corriente y la tensiónDiámetro del electrodo Corriente Amp. Tensión Volts.

aprox. 1/8”

1/16” + 1/32”aprox. 1/16”

1/16”

T

T

1/32” to 1/16”

Page 270: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Petróleos Mexicanos270

REGISTRO PARA EL PROCEDIMIENTO CALIFICADO DE SOLDADURAREPORTE

Prueba No.Localización FechaConstructorCédula Cuadrilla InspectorFecha Estado Soldadura de rolado en patio Soldadura posición fijaSoldador MarcaTiempo de soldado Hora Temperatura 0FEstado atmosféricoUso de la pantalla contra viento Tensión Volts Corriente AmpMáquina de soldador utilizada TamañoMarca de fábrica del electrodoTamaño del refuerzoMarca de tubos ClaseEspesor de pared D.E. lb/pie Longitud de tramo

1 2 3 4 5 6 7 1 2 3 4 5 6 7Cordón númeroTamaño del electrodoNo. del electrodo

Cupón marcadoOriginalDimensión placaArea original de placa pulg2

Carga máximaResistencia al roturaLocalización de fractura

q Procedimiento q Prueba calificada q Calificadoq Soldador q Línea probada q Descalificado

Tensión máxima ________ Tensión mínima _________ Tensión promedio _________

Notas sobre tensión1234Notas sobre prueba de doblado1234Notas sobre prueba de sanidad por ranura y rotura1234Prueba hecha a FechaProbado por Supervisado por

Nota: Puede usarse para reportar tanto la “Prueba de Calificación de Procedimiento” como para la“Prueba de Calificación de Soldadures”.

Page 271: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Sistemas de transporte de petróleo por tubería 271

Aspectos del procedimiento de soldadura

El procedimiento de soldadura especificado en el proyecto y que debe calificar-se en el campo, debe incluir los diferentes aspectos que se enuncian a continua-ción, mismos que deberán ser aplicados.

• Proceso. El proceso específico de soldadura de arco o el prcoceso de soldaduracon gas, manual, semiautomático, automático o combinado.

• Materiales. Tubos y conexiones de tuberías, API Spec 5L, API Spec 5LX y otrosmateriales de especificaciones ASTM, acero al carbón, agrupados según el lími-te elástico mínimo especificado: 42 000 psi y menor; más de 42 000 psi y menosde 60 000 psi, más de 60 000 psi; además de comprobar la compatibilidad delas propiedades metalúrgicas de los metales base y de relleno, tratamientos tér-micos y propiedades mecánicas.

• Agrupamientos por diámetros y por espesor de pared.

Diámetro exterior pulg Espesor de pared pulgmenores de 2 3

8 menores de 3/16

2 38 a 12¾ incluso 3/16 a ¾ inclusive

Mayores de 12¾ mayores de ¾

• Diseño de ranuras.–– Forma de la ranura y ángulo del bisel, tamaño de la carade la raíz y abertura entre raíces o espacio entre miembros a tope. Forma ytamaño del cordón de la soldadura. Tipo de respaldo si se usa.

• Metal de aporte y número de cordones. (Tamaño y número de clasificacion demetal de aporte, número mínimo y secuencia de cordones).

• Características eléctricas. (Corriente y polaridad, tensión y corriente para cadaelectrodo, sea varilla o alambre).

• Características de la flama. (Neutral, carburizante, oxidante, tamaño del orificioen antorcha tipo, para cada tamaño de varilla o alambre).

• Posición. (De rolado o soldadura de posición fija).

• Dirección de la soldadura. (Vertical hacia arriba o hacia abajo). Esta normaestablece solamente la dirección vertical hacia abajo.

• Tiempo entre pasos. ( Tiempo máximo entre terminación del cordón de fondeo yprincipio del segundo cordón; tiempo máximo entre la terminación del segundocordón y el principio de otros cordones).

• Tipo de alineador. (Interno, externo, no se requiere).

Page 272: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Petróleos Mexicanos272

• Remoción del alineador. (Después de completar 100% del fondeo).

• Limpieza. (Herramientas motrices, herramientas de mano).

• Pre y postcalentamiento. (Relevo de esfuerzos) (Métodos, temperatura, métodosde control de temperatura, fluctuación de temperatura ambiente).

• Gas protector y gasto. (Composición del gas, y gasto).

• Fundente protector. (Tipo y tamaño).

• Velocidad de recorrido. (Pulgadas por minuto) (cm por minuto).

Dibujos y tablas.–– (Dibujos por láminas separadas, mostrando la ranura ysecuencia de los cordones de soldadura, junto con los datos tabulados según eldiámetro y espesor de pared del tubo, el diseño de la junta, el metal de aporte,número de cordones y las características de la corriente eléctrica o de la flama).

D.10.b.2 VIIIC2. Recalificación del procedimiento de soldadura.

Variables esenciales.

Un procedimiento de soldadura debe ser restablecido como una nueva especifi-cación de procedimiento y debe ser completamente recalificado, cuando cam-bian cualquiera de las variables siguientes que pertenecen al procedimientoprimeramente establecido.

• Cambio en el proceso de soldadura. (De gas a arco protejido; 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).

• Cambio en el material de los tubos. (Grupos de ASTM o API, acero al carbono,con límite elástico mínimo especificado de 42 000 psi y menor; más de 42 000psi y menos de 60 000; más de 60 000 psi; además de comprobar la compa-tibilidad de las propiedades metalúrgicas del metal base y el de relleno, trata-mientos térmicos y propiedades mecánicas.

• Cambio en el diseño de la junta. (De ranura en V a ranura en U, etc. El cambioen el ángulo del bisel o borde de la ranura, no son variables esenciales delprocedimiento especificado).

• Cambio en la posición. (Para soldadura a tope solamente.) (Un cambio devertical a horizontal y viceversa).

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

Page 273: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Sistemas de transporte de petróleo por tubería 273

• Cambio en el metal de aporte. (De un grupo clasificado a otro: Ver Tabla"Clasificación de grupos de metales de aporte”.)

• Disminución del número de soldadores del cordón de fondeo.

• Cambio en el período de tiempo entre el cordón de fondeo y el segundo cordónsegún máximo establecido.

• Cambio en dirección. (Vertical-abajo a vertical-arriba o viceversa).

• Cambio de gas protector. (De un gas a otro; de una mezcla de gases a mezcladiferente de los mismos gases).

• Cambio en el gasto del gas. (Disminución o incremento del gasto según límitesestablecidos).

• Cambio en el fúndente protector. (Cambio del tipo o tamaño de las partículas delfúndente).

• Cambio a mayor velocidad de recorrido, según límites.

D.10.b.2 VIIIC3. Uniones de prueba, soldadas a tope.–– Se denomina unión de pruebaa la unión con soldadura de dos extremos de dos pequeños tramos de tubo queobedecen todos los detalles de las especificaciones del procedimiento porcalificar y bajo las condiciones que se esperan en la producción de soldadurasen la línea.

D.10.b.2 VIIIC4. Prueba de " uniones de prueba " soldadas a tope.––Preparación. Losespecímenes deben ser cortados conteniendo al centro la junta soldada, deacuerdo con la localización transversal mostrada en D.10.b.2 VlllC4.––FIG. 1.-API 1104, con las dimensiones y en la cantidades mínimas de especímenes ypruebas que deben realizarse, dadas en D.10.b.2 VIIIC4.-TABLA 1.-API 1104.

• Los especímenes deberán ser preparados como se muestra en D.10.b.2 VIIIC4.–FIGS. 2,3,4 y 5.–– API.1104.

• Para tubos menores de 23/8 pulg, diámetro exterior, deberán hacerse dosuniones de prueba para poder contar con el número de especímenes de pruebarequeridos.

• Los especímenes deben ser enfriados al aire a la temperatura ambiente, antesde que sean probados.

• Para tubos de 1 5/16 pulg, diámetro exterior y menores, un espécimen de sec-ción completa puede ser sustituido por los cuatro especímenes: dos de secciónreducida de ranura y rotura y dos de doblado por la raíz. El espécimen deprueba de tensión debe ser roto bajo una carga de tensión. El esfuerzo de rotura

Page 274: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Petróleos Mexicanos274

CLASIFICACION DE GRUPOS DE METALES DE APORTE(API Std 1104)

Especifi-cación Gas Elec- Fun- Obser-

Gpo. AWS Protector trodo dente vaciones

1 A5.1-69 EXX10EXX11

2 A5.1-69 EXX15A5.5-69 EXX16

EXX18

3 A5.17-69 EL8 F60 CualquierEL8K F61 combinaciónEM5K F62 de electrodosEM12 F70 y fundentesEM12K F71 mostradosEM13K F72EM15K

4 A5.18-69 Bióxido de E7OS-4Carbono E7OS-5

E7OS-6

5 A5.18-69 No especificado E7OS-G Potenciapara soldar noespecificada

6 A5.20-69 Bióxido de E70T-1carbono E70T-2

E70T-5

7 A5.20-69 Sin protector E70T-3E70T-4E70T-5

8 A5.20-69 No especificado E70T-G Potencia parasoldar no es-pecificada

9 A5.18-69 Argón o Argón E70U-1y oxígeno

10 A5.2-69 RG 45RG 60RG 65

NOTA: Gas o gases protectores, tipos de metal de aporte y fundentes no enlistados en esta tabla, pueden serusados pero se requiere calificación diferente de soldadores.

Page 275: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Sistemas de transporte de petróleo por tubería 275

D.10.b.2. VIIIC4 [[FIG. 1.– API 1104]]

LOCALIZACION DE ESPECIMENES DE PRUEBADE SOLDADURA A TOPE PARA CALIFICACION

DEL PROCEDIMIENTO DE SOLDADURAS

Nota: Para poder tomar otros especí- Clave Espécimenmenes, la posición de las seccio- RT Rotura por tensiónnes de los tubos pueden girarse RR Ranura y rotura45º en el sentido contrario a DC Doblado de caralas manecillas del reloj. DR Doblado de raíz

DL Doblado lateral

* Puede usarse una sección como espécimen parala prueba de tensión en tubos de 1 5/16 y menores

PuntoculminantePuntoculminante

Puntoculminante

Puntoculminante

RR

DR

DR y DL

RR

RR

DR y DL

DC y DLDR y DL

RTRR

RRRT

DR y DL

DC y DL

DC y DLRT

DR y DLRR

DR y DLRR

RTDC y DL

DC y DLRR

RTDR y DLDC y DL

RTRR

DR y DL

Menor de 2 3/8”

Mayor de 41/2 a 123/4” incl.

23/8” a 41/2”41/2” y menores

Cuando el espesorde pared

es mayor de 1/2”

Mayor de 123/4”

PuntoCulminante

Page 276: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Petróleos Mexicanos276

D.10.b.2. VIIIC4 [[TABLA 1.–API 1104]]

TIPO Y NUMERO DE ESPECIMENES PARA LAS PRUEBAS DE CALIFICACION DEL PROCEDIMIENTO

DE SOLDADO A TOPE

C A N T I D A D D E E S P E C I M EN E STamaño del tubo Diámetro

exterior pulgadasRuptura por

tensiónRanura y

roturaDoblado de

raízDoblado de

caraDobladolateral

Total

Espesor de pared ½ pulg y menoresMenores de 2 3

8

2 38 a 4½ inclusive

Mayores de 4½ a 12¾inclusiveMayores de 12¾

00

24

22

24

22

24

00

24

00

00

4*4

816

Con espesores mayores de ½ pulgada4½ y menoresMayores de 4½ a 12¾ inclusiveMayores de 12¾

0

24

2

24

0

00

0

00

2

48

4

816

* Un espécimen para ranura y rotura y otro para doblado de raíz de cada dos soldaduras deprueba para tubo de 1 1

16 pulg de diámetro y menor; un espécimen de soldadura de prueba

completa para la prueba de rotura por tensión.

D.10.b.2.- VIIIC4 [[FIG. 2.- API 1104]]

ESPECIMEN DE ROTURA POR TENSION “RT”

* El espécimen puede ser cortado con máquina o con oxígenolos cortes deben ser paralelos, planos y a 90º

* * Los esfuerzos exterior e interior de la soldadura no deben ser removidos.

*

APROX.9”

Aprox. 1”

Espesor de pared* *

Page 277: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Sistemas de transporte de petróleo por tubería 277

D.10.b.2.VIIIC4 [[ FIG. 3.-API 1104]]

ESPECIMEN DE RANURA Y ROTURA. “RR”

* La ranura puede cortarse con sierra, el espécimen con máquina o con oxígeno. Los cortes deben ser a 90º, paralelos y planos.

* * Los refuerzos exterior e interior de la soldadura no deben ser removidos. * * * La ranura en el refuerzo de la soldadura no debe exceder de 1

16 pulg de profundidad.

*

Espesor de pared

Aprox. 1/8”

Aprox. 1/8”APROX. 9”

* *

3/4”MIN.

* * *

APROX. 1/8”

Espécimen opcional cuando la solda-dura ha sido automática o semiauto-mática.

3/4” MIN.

Page 278: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Petróleos Mexicanos278

D.10.b.2.VIIIC4 [FIG. 4.-API 1104]

ESPECIMEN DE DOBLADO DE RAIZ. “DR”Y DE DOBLADO DE CARA. “DC”

D.10.b.2.VIIIC4 [FIG. 5.-API 1104]

ESPECIMENES DE DOBLADO LATERAL. “DL”

Page 279: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Sistemas de transporte de petróleo por tubería 279

debe ser calculado dividiendo la carga máxima a la rotura entre el área menorde la sección transversal del espécimen medido antes de aplicar la carga. Lasección del espécimen debe cumplir los requisitos de la prueba de tensión quese describen más adelante.

Prueba de rotura por tensión. RT.

• Preparación. El espécimen D.10.b.2 VIIIC4.––FIG. 2.––API 1104 debe seraproximadamente de 9 pulg, de largo y 1 pulg de ancho. Puede ser cortado amáquina o con gas oxiacetileno y no es necesaria otra preparación a menos quelos lados lleven ranura o no tengan un corte paralelo. Si es necesario los especí-menes deben ser maquinados para que los lados sean lisos, pulidos y paralelos.

• Método. El espécimen de prueba de rotura por tensión, debe ser roto bajo unacarga de tensión. El esfuerzo de rotura debe ser calculado dividiendo la cargamáxima a la rotura entre el área menor de la sección transversal del espécimenmedido antes de aplicar la carga.

• Requisitos. El esfuerzo de ruptura de la soldadura, que incluye la zona de fusiónde cada espécimen, debe ser igual o mayor que el esfuerzo de ruptura mínimoespecificado para el material del tubo. Si el espécimen se rompe fuera de la sol-dadura o de la zona de fusión y el esfuerzo observado no es menor que 95% delesfuerzo de ruptura mínimo especificado para el material del tubo, la pruebadebe ser aceptada por estar dentro de los requisitos. Si cualquiera de los espe-címenes se rompe fuera de la soldadura o de la zona de fusión y el esfuerzoobservado es menor que 95% del esfuerzo de ruptura mínimo especificado delmaterial, los especímenes deben ser retirados aparte y un número igual deespecímenes deberá cortarse de la soldadura y sujetarse al esfuerzo de tensión.Si cualquiera de los especímenes adicionales se rompe fuera de la soldadura ode la zona de fusión y el esfuerzo observado está también abajo del límite indi-cado antes, en tal caso la soldadura debe ser eliminada y una nueva prueba delprocedimiento debe efectuarse.

Prueba de ranura y rotura. R.R.

El espécimen D.10.b.2 VIIIC4.––FIG. 3.––API 1104 debe ser aproximadamente

Page 280: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Petróleos Mexicanos280

de 9 pulg de longitud y 1 pulg de ancho y puede ser cortado con máquina o congas oxiacetileno. La soldadura deberá ser ranurada con segueta longitudinal-mente por el eje vertical de su sección transversal o sea radialmente al tubo, ypor las secciones extremas de la soldadura; cada ranura deberá ser aproxima-damente de 1/8 pulg de profundidad.

• En el espécimen de ranura y rotura preparado de esta manera para soldadurahecha con algún proceso automático o semiautomático, puede fallar el tubo envez de la soldadura. Cuando por experiencias anteriores de pruebas se esperanfallas a través del tubo, el refuerzo exterior de la soldadura puede también serranurado longitudinalmente a una profundidad que no exceda de 1/16 pulg, deprofundidad medido desde la superficie original de la soldadura.

• Es opcional que el espécimen de ranura y rotura, para calificar un procedi-miento automático o semiautomático de soldar, pueda ser macrograbado previa-mente al ranurado. Puede usarse como reactivo una parte de persulfato deamonio sólido en nueve partes de agua, por peso, frotando vigorosamente lacara pulida de la soldadura con una tela de algodón saturada con dicho líquido,a la temperatura ambiente y lavando después el espécimen con agua, de prefe-rencia caliente.

• Método. El espécimen debe ser fracturado en cualquiera de las formas si-guientes: con una máquina para aplicar tensión; golpeando al centro del espé-cimen apoyado en sus extremos; sujetando un extremo y golpeando el otro ex-tremo.

• El área expuesta de la fractura debe ser cuando menos de ¾ pulg, de ancho.

• Requisitos. La superficie expuesta de cada espécimen debe mostrar una pene-tración y fusión completas, no deberá haber más de seis cavidades de gas porpulgada cuadrada de área en la superficie fracturada y que la dimensión mayorde las cavidades no exceda de 1/16 pulg. Las inclusiones de escoria deberántener no más de 1/32 pulg, de profundidad y no más de 1/8 pulg o la mitad delespesor de pared nominal, la más corta, debiendo haber cuando menos ½ pulg,de metal sano de la soldadura entre inclusiones adyacentes. La discontinuidadde la soldadura debe medirse como se indica en seguida.

Page 281: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Sistemas de transporte de petróleo por tubería 281

Dimensiones de discontinuidad de la soldadura

Prueba de doblado de raíz DR y doblado de cara DC.

• Preparación. Los especímenes D.10.b.2 VIIIC4.––Fig. 4.––API 1104 deben sercuando menos 8 pulg, de largo por 1 pulg de ancho y los lados deben ser redon-dos en todo lo largo. Podrán ser cortados a máquina o con oxígeno. El cordónde soldadura en la raíz y en el refuerzo deberán ser removidos emparejándoloshasta la superficie del espécimen. Estas superficies deben ser pulidas y cual-quier rayadura que exista debe ser leve y transversal a la soldadura.

• Método. El espécimen debe ser doblado en una guía dobladora para prueba,como la que se muestra en D.10.b.2.VIIIC4.––Fig. 6.––API 1104. Cada espé-cimen debe colocarse en la matriz con la soldadura a medio espacio. Elespécimen de doblado de cara debe ser colocado con la cara de la soldaduradirectamente hacia la abertura y el espécimen de doblado de raíz debe colo-carse con la raíz de la soldadura directamente hacia la abertura. El émbolo debeser forzado dentro de la abertura hasta que la curvatura del espécimen tome laforma de U.

• Requisitos. La prueba de doblado debe considerarse aceptable si no hay grie-

Profundidad Máx. 1/32”

Longitud Máx. 1/8” o 1/2 del espesor de pared

1/2” Mín.

Page 282: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Petróleos Mexicanos282

tas u otros defectos que excedan de 1/8 pulg o de la mitad del espesor nominalde pared, el que sea menor, en cualquier dirección que se presenten en lasoldadura o entre la soldadura y la zona de fusión después de haberse doblado.Las grietas que se originen a lo largo de los bordes del espécimen durante laprueba, que sean menores de ¼ pulg medido en cualquier dirección no debenser considerados, a menos que se observen como defectos evidentes. Cadaespécimen sujeto a la prueba de doblado debe satisfacer estos requisitos.

Prueba de doblado lateral, DL.

• Preparación. El espécimen D.10.b.2 VlllC4.––Fig. 5.––API 1104 debe ser cuandomenos de 8 pulg de largo por ½ pulg de ancho y los bordes deben serredondeados. Pueden cortarse a máquina o con oxígeno a ¾ pulg de ancho ydespués maquinado o limado hasta dejar ½ pulg de ancho. Los lados deben serpulidos y paralelos. El refuerzo de la soldadura en la cara y en la raíz debe serremovido hasta emparejarlo con la superficie del espécimen.

• Método. El espécimen debe doblarse en una guía dobladora de pruebamostrada en D.10.b.2 VIIIC4.––FIG. 6.––API 1104. Cada espécimen debecolocarse en la matriz, con la soldadura a la mitad de la abertura y con la carade la soldadura a 90 grados de la dirección del doblez. El émbolo debe forzarsedentro de la abertura hasta que la curvatura del espécimen adquiera la forma deU.

• Requisitos. Cada espécimen debe cumplir los requisitos de la prueba dedoblado de cara y de raíz, ya descritos en la prueba anterior.

Page 283: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Sistemas de transporte de petróleo por tubería 283

C.10.b.2.VIIIC4 [FIG. 6.-API 1104]

GUIA DOBLADORA PARA PRUEBA

D.10.b.2 VIIIC5.–– Prueba de uniones de prueba. Soldaduras de filete.

Preparación. Los especímenes deben ser cortados en la junta, de la localizaciónmostrada en D.10.b.2 VIIIC5.––FIG. 7.––API 1104. El número mínimo deespecímenes y la prueba a que serán sometidos, están dados en D.10.b.2.VlllC5.––TABLA 2.––API 1104. Los especímenes deben ser preparados, comose muestra en D.10.b.2 VIIIC5 ––FIG. 8.––API 1104. Cortados a máquina uoxígeno con los lados paralelos y pulidos, 1 pulg de ancho cuando menos ysuficiente longitud para que puedan ser rotos. Para tubos menores de 2 3

8 pulgde diámetro exterior, deberán hacerse dos soldaduras de prueba para obtener elnúmero de especímenes requeridos, los cuales serán enfriados al aire ambienteantes de la prueba.

• Método. Los especímenes deben romperse soportándolos por sus dos extre-mos y golpeando el centro, o bien soportando un extremo y golpeando el otro.Los especímenes deben ser doblados de manera que la raíz de la soldadurasea sujeta a la mayor deformación.

Radio del émbolo A = 13/4 pulgRadio de la matriz B = 25/16 pulgAncho de la matriz C = 2 pulg

C

A B

Page 284: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Petróleos Mexicanos284

D.10.b.2.VIIIC5 [FIG. 7.–API 1104]

LOCALIZACION DE ESPECIMENES PARA DOBLADO DERAIZ EN SOLDADURA DE FILETE. SOLDADURAS DEPRUEBA PARA CALIFICACION DEL PROCEDIMIENTO

Y DE SOLDADORES

D.10.b.2.VIIIC5 {{ FIG. 8.-API 1104}}LOCALIZACION DE ESPECIMENES DE PRUEBA DE

RANURA Y ROTURA RR EN LAS SOLDADURAS DE FILETEPARA CLASIFICACION DEL PROCEDIMIENTO Y DE

LOS SOLDADORES INCLUYENDO PRUEBAS DE CALI-FICACION PARA SOLDADORES EN CONEXION DE

RAMALES POR DIAMETROS

Page 285: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Sistemas de transporte de petróleo por tubería 285

D.10.b.2.VIIIC5 [TABLA 2.–API 1104]

SOLDADURA DE FILETETIPO Y NUMERO DE ESPECIMENES PARA LA PRUEBA

DE CALIFICACION

Tamaño del tubo Núm. de especímenes paraDiám. Ext. en pulg doblado de raíz

Menor de 2 38 4

2 38 a 12¾ inclusive 4 (obtenidos de 2 soldadu-

ras para prueba)Mayor de 12¾ 6

• Requisitos. Las superficies expuestas del espécimen deben mostrar completapenetración y no más de 6 cavidades de gas por pulgada cuadrada de la su-perficie del área, que tenga una dimensión mayor que no exceda 1/16 pulg. Lasinclusiones de escoria no deben ser mayores que 1/32 pulg de profundidad, y unalongitud de 1

8 pulg o ½ pulg del espesor nominal de la pared más delgada de laspiezas soldadas, el caso que resulte de menor valor, y deben tener unaseparación cuando menos de 1

8 pulg de metal sano. Ver el dibujo en la pruebade rotura y ranura.

Page 286: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Petróleos Mexicanos286

D.10.b.2 VIIIC6 Pruebas de calificación de soldadores

Prueba de calificación simplePrueba de calificación múltiplePrueba de calificación por examen visualPruebas de calificación por pruebas destructivasPruebas de calificación por inspección radiográfica. Solamente en soldadurashechas a tope.

Para producir soldaduras, un soldador podrá calificar siempre que demuestre suhabilidad para ejecutar soldaduras aceptables mediante un procedimientoespecífico y calificado en soldaduras a tope y soldaduras de filete.

Los soldadores deben cumplir los requisitos de las pruebas de calificación desoldaduras.

Antes de comenzar la prueba, el soldador deberá disponer de un tiemporazonable para ajustar la máquina soldadora usada en la prueba.

El soldador deberá usar la misma técnica de soldar, proceder con el soldado a lamisma velocidad del arco y usará la misma corriente de soldado, si es que pasóla prueba y se le ha permitido hacer producción de soldadura.

La calificación de soldadores debe ser conducida en presencia de losinspectores.

Pruebas de calificación simple. Un soldador podrá obtener calificación simple, sicumple los requisitos del procedimiento al ejecutar soldaduras de prueba paraunir a tope dos tramos cortos de tubo o para unir ramales y otras uniones consoldadura de filete.

• En el soldado a tope, los segmentos de tubo deben ser soportados con su ejelongitudinal en un plano horizontal, o inclinado no más de 45º en condicionessemejantes a las del soldado en obra, de manera que se produzcan lassoldaduras típicas planas, verticales y sobre cabeza, usando un procedimientocalificado de soldadura.

• Se deberá hacer una prueba de soldadura de filete, siguiendo los proce-dimientos calificados para soldado vertical a tope, en conexión de ramales ysoldadura de filete, debiendo limitar la clasificación específica a la calificacióndel procedimiento.

Page 287: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Sistemas de transporte de petróleo por tubería 287

• Las soldaduras a tope deben ser aceptadas si cumplen los requisitos de laspruebas de calificación de soldadores enunciadas como: múltiple, visual, des-tructivo o radiográfica que se describen más adelante.

• Los cambios de variables esenciales descritas en "Alcance de la calificaciónsimple", requieren una recalificación del soldador.

Alcance de la calificación simple. Un soldador que ha completado satisfac-toriamente las pruebas de calificación de soldadura de la calificación simple,debe quedar calificado dentro de los límites de las variables que se describen,en seguida; si se cambia cualquiera de estas variables, el soldador que use elnuevo procedimiento debe ser recalificado.

• Un cambio del procedimiento de soldado a otro, o combinación.

• Un cambio de dirección, vertical de arriba hacia abajo y viceversa. Un cambio de metal de aporte de un grupo a otro. Ver tabla de tipo y número de

especímenes para calificación de soldadores.

• Un cambio de diámetro nominal de un grupo a otro.

Grupos: Menor de 2 38 pulg.

2 38 a 12 3

4 pulgmayor de 12 3

4 pulg

• Un cambio de espesor nominal de pared de tubos, de un grupo a otro grupo.

Grupos: Menor de 3/16 pulg3/16 a 3/4mayor de 3/4 pulg

• Un cambio de posición: De rolado a fijo y viceversa. De vertical a horizontal yviceversa.

• Un cambio en el diseño de junta: de U a V, con respaldo.

Prueba de calificación múltiple. Un soldador calificado para los requisitos de lacalificación múltiple, debe hacer completas, dos soldaduras de prueba como sedescribirán en seguida, usando un procedimiento calificado:

Page 288: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Petróleos Mexicanos288

• El soldador hará primeramente una soldadura a tope para unir dos tubos colo-cados en posición fija horizontal, o inclinado a menos de 45º. Los tubos serán de6 pulg Diám. Nom. y 0.250 de espesor como dimensiones mínimas, sin usar tirade respaldo. La soldadura debe ser aceptada si cumple los requisitos de laspruebas de calificación de soldadores: Visual y Destructiva o Radiográfica ensoldado a tope. Los especímenes deben ser removidos como se. muestra enD.10.b.2 VIIIC6 ––FIG. 9––API 1104, pero sin tomar en cuenta el "puntoculminante" del tubo; podrán seleccionarse en forma equidistante en toda lacircunferencia.

• La segunda prueba de calificación consiste en que el soldador haga una cone-xión de ramal, a diámetro completo de tubo, incluyendo: trazo, corte, ajuste ysoldado. El tubo tendrá 6 pulg diámetro nominal y 0.250 pulg de espesor comodimensiones mínimas. El corte del agujero debe ser en forma continua. Lasoldadura debe presentar penetración completa en toda la circunferencia y elcordón de raíz no contendrá ninguna quemada mayor de ¼ pulg. La suma delongitudes de quemadas separadas, no reparadas, en cualquier longitudcontinua de cordón de 12 pulg, no debe exceder a ½ pulg. El tramo de tuboestará colocado en posición horizontal y el ramal en posición vertical haciaabajo. La soldadura presentará un acabado uniforme y bueno. La superficie dela soldadura debe cumplir los "Requisitos" de la "Prueba de uniones de prueba.Soldadura de filete". D. 10.b.2 VIIIC5.

Alcance de la calificación múltiple. Si un soldador ha calificado sucesivamentelas dos pruebas descritas antes, pero en tubo de 12 pulg diámetro nominal omayor, debe estar calificado para soldar en todas las posiciones, en todos losespesores de pared, juntas de diseño, accesorios y todos los diámetros de tubo.Un soldador que ha calificado sucesivamente las dos pruebas descritas antes,pero en tubos menores de I2 pulg diámetro nominal debe estar calificado parasoldar en todas las posiciones, todos los espesores de pared, juntas de diseño,accesorios y todos diámetros de tubos iguales o menores que aquel tubo quefue usado en las pruebas de calificación.

Si cualquiera de las variables esenciales siguientes, cambian en la especifica-ción del procedimiento de soldadura, el soldador que use el nuevo procedi-

Page 289: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Sistemas de transporte de petróleo por tubería 289

miento debe ser recalificado.

• Un cambio de un procedimiento de soldado a otro o combinación.

• Un cambio de dirección de soldado, de vertical hacia abajo a vertical haciaarriba, o viceversa.

• Un cambio de metal de aporte de un grupo clasificado a otro. Ver D.10.b.2VlllC4.––TABLA 1.––API 1104.

Pruebas de calificación por examen visual.

• La soldadura debe estar libre de grietas, tener una apropiada penetración, librede quemaduras no reparadas y otros defectos, y debe presentar un aspectolimpio y bien acabado. La socavación adyacente al cordón final en la parteexterior del tubo no debe exceder a 1/32 pulg, de profundidad, o bien 12.5% delespesor de pared del tubo cualquier valor que sea menor y habrá no más de 2pulg, de socavación en 12 pulg, de longitud de soldadura.

• Cuando se use soldadura automática o semiautomática, deberá mantenerseuna mínima protuberancia de metal de aporte sobresaliendo en el interior deltubo.

• Las fallas en contra de estos requisitos deben ser causa suficiente parasuspender pruebas adicionales.

Pruebas de calificación por pruebas destructivas.

• Muestreo de soldaduras de prueba. Soldadura a tope. Los especímenes debenser cortados de cada soldadura de prueba si la soldadura de prueba es unasoldadura circunferencial completa, la localización de los especímenes deberásacarse como se muestra en D.10.b.2 VIIIC6 ––FIG. 9.––API 1104; si lasoldadura de prueba consiste de segmentos de niples de tubos, un número deespecímenes aproximadamente igual debe ser sacado de cada segmento.

• El número total de especímenes y las pruebas para cada uno de ellos deberánser como se muestra en D.10.b.2. VIIIC6 ––TABLA 3.––API 1104. El espécimendeberá ser enfriado al aire a la temperatura ambiente antes de meterlo aprueba.

Para tubos de 1 5/16 pulg, diámetro exterior y menores, una sección completacomo espécimen, puede ser substituida por los cuatro especímenes de dobla-

Page 290: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Petróleos Mexicanos290

D.10.b.2.VIlIC6 [FIG. 9.–API 1104]]

LOCALIZACION DE ESPECIMENES DE PRUEBA DESOLDADURA A TOPE PARA CALIFICACION

DE SOLDADORES

Clave Espécimen Nota: Para poder tomar otros especímenesRT Rotura por tensión la posición de las secciones de los tu-RR Ranura y rotura bos pueden girarse 45º en el sentidoDC Doblado de cara contrario a las manecillas del reloj.DR Doblado de raízDL Doblado lateral

* Puede usarse una sección como especímen parala prueba de tensión en tubos de 15/16 y menores

PuntoCulminante

RR

DR

Menor de

23/8”

RT

Puntoculminante

RT

RR

Mayor de 41/2 a 123/4 incl.

RR

DC y DL

DR y DL

PuntoCulminante

DR y DL

RR

RR

DC y DL

23/8” a 41/2”41/2” y menores

Cuando el espesorde pared

es mayor de 1/2”

PuntoCulminante

DR y DL

RR

RT

RT

RR

DC y DL

Mayor de 123/4”

RT

RRDR y DL

DC y DL

RRRT

Page 291: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Sistemas de transporte de petróleo por tubería 291

D.10.b.2.VIIIC6 [[TABLA 3.–API 1104]]

TIPO Y NUMERO DE ESPECIMENES PARA PRUEBADE CALIFICACION DE SOLDADORES Y PARA PRUEBA

DESTRUCTIVA DE PRODUCCION DE SOLDADURASA TOPE

Número de Especímenes

Tamaño del tuboDiámetro exterior en

pulgadas.

Roturapor

tensión

Ranuray rotura

Doblado deraíz

Dobladode cara

Dobladolateral

Total

Espesor de pared ½ pulg y menores

Menores de 2 38

2 38 a 4½ inclusive

00

22

22

00

00

4* 4

Mayores de 4½ a 12¾inclusiveMayores de 12¾

24

24

22

02

00

6 12

Con espesores mayores de ½ pulgada

4½ y menoresMayores de 4½ a 12¾inclusiveMayores de 12¾

0

24

2

24

0

00

0

00

2

24

4

6 12

* Obtenidos de dos soldaduras o de un espécimen de sección completa para tensión de tubos de1 5/16 y mayores.

Page 292: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Petróleos Mexicanos292

do de raíz y las de ranura y rotura de sección reducida. Esta sección completadebe probarse según el "Método” de la “Prueba de la Rotura por Tensión"descrito antes y deberá cumplir los "Requisitos de la Rotura por Tensión” ensoldaduras a tope que se verán más adelante.

Procedimiento de prueba de rotura por tensión, de ranura y rotura y de dobladoen soldaduras a tope. El espécimen debe ser preparado y la prueba hecha comose describe en párrafo anterior "Prueba de Uniones de Prueba Soldadas aTope". La prueba de tensión puede ser omitida, en cuyo caso, el espécimendesignado para esta prueba deberá ser sujeto a la prueba de ranura y rotura.Ver D.10.b.2 VIIIC4.

• RT. Requisitos de la prueba de rotura por tensión en soldaduras a tope. Si dos omás especímenes de sección reducida (ranurado) o el espécimen de seccióncompleta son probados y se rompen en la soldadura o en la unión entre lasoldadura y el metal base, y también fallan en el cumplimiento de los requisitosdel párrafo descrito con anterioridad "Requisitos" de la "Prueba de Rotura yRanura", el soldador debe ser descalificado.

• RR. Requisitos de la prueba de ranura y rotura en soldadura a tope. Si cualquierespécimen muestra defectos mayores de aquellos descritos en párrafos anterio-res "Requisitos" de la "Prueba de Rotura y Ranura", el soldador debe ser desca-lificado.

• DR.DC.DL. Requisitos de la prueba de doblado en soldaduras a tope. Si cual-quier espécimen muestra defectos mayores que aquellos permitidos en párrafosanteriores “Requisitos” de la “Prueba de Doblado de Raíz y Doblado de Cara” obien de “Reqisitos” de la “Prueba de Doblado Lateral” de las pruebas de procedi-mientos de calificación de soldadores, el soldador debe ser descalificado.

Page 293: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Sistemas de transporte de petróleo por tubería 293

• Las soldaduras hechas en tubos de alta resistencia (API Spec 5LX) no sedoblarán hasta adquirir la forma completa de U. Debe considerarse aceptable siel espécimen agrietado se rompe después y su superficie expuesta cumple losrequisitos del párrafo anterior denominado "Requisitos" de la "Prueba de Roturay Ranura".

• Si uno de los especímenes para la prueba de doblado falla en el cumplimientode los requisitos respectivos de rotura, pero la falla es atribuible a la falta depenetración y no es representativa de la soldadura, el espécimen de pruebapuede ser reemplazado por otro que se corte adyacente al que falló. El soldadordebe ser descalificado si el nuevo espécimen muestra los mismos defectos odefectos mayores que los especificados.

Muestreo de soldaduras de prueba en soldaduras de filete. Los especímenesdeben ser cortados de cada soldadura de prueba. Si ésta es una circunferenciacompleta, la localización de donde proviene el espécimen se muestra enD.10.b.2 VIIIC5 ––FIG. 7.––API 1104. Si la soldadura de prueba consiste desegmentos de "niples" de tubos un número aproximado igual de especímenesdebe ser removido de cada segmento. El número total de especímenes y depruebas a las cuales cada uno debe ser sometido está mostrado en D.10.b.2VIIIC6 ––TABLA 4.––API 1104. El espécimen debe ser enfriado al aire a latemperatura ambiente, antes de hacer la prueba.

D.10.b.2.VlllC6 [TABLA 4.–API 1104]

TIPO Y NUMERO DE ESPECIMENES DE PRUEBA PARAPRUEBAS DE CALIFICACION DE SOLDADORES Y PARAPRUEBAS DESTRUCTIVAS DE SOLDADURAS DE FILETE

EN PRODUCCION

Tamaño del tubo. Diámetro Número de especímenes de dobladoext. en pulgadas en raíz

Menores de 2 3/8 4 (obtenido de 2 soldaduras)2 3/8 a 12 3/4 inclusive 4Mayores de 12 3/4 6

Método y requisitos.–– El espécimen debe ser preparado y la prueba hechacomo se describe en párrafos anteriores titulados “Prueba de Uniones dePrueba. Soldaduras de Filete”.

Page 294: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Petróleos Mexicanos294

Prueba de calificación por inspección radiogáfica. Solamente en soldadurashechas a tope.

• Inspección radiográfica de soldaduras de prueba. Las radiografías deben serhechas a cada una de las soldaduras de prueba. El soldador debe ser des-calificado si cualquiera de sus soldaduras de prueba no cumple los "Estándaresde Aceptabilidad en Pruebas no Destructivas" que se verá más adelante.

• La inspección radiográfica no debe usarse con el propósito de localizar áreassanas o áreas que contengan discontinuidad, y tiempo después se haganpruebas destructivas de tales áreas para calificar a un soldador.

• Nuevas pruebas.––Si la falla de un soldador para pasar la prueba, fue porcondiciones inevitables o por condiciones más allá de su control, tal soldadordeberá recibir una segunda oportunidad para calificar. No se darán más pruebasdespués de sometido el soldador a esta última prueba.

Registros de calificación de soldaduras.––Un registro debe ser hecho referentea la prueba dada a cada soldador y con los detalles resultantes de cada prueba.Debe usarse una forma similar a la del "Registro del Procedimiento Calificado deSoldadura" en páginas anteriores. Debe ser mantenida una lista de soldadorescalificados y los procedimientos en los cuales ellos fueron calificados.

• Desde que se inicien las pruebas, a cada soldador se le asigna un númeroespecífico que deberá servirle de identificación durante el tiempo que duren laspruebas y los trabajos y será obligación del mismo estamparlo en la prueba, tancerca de cada soldadura que ejecute, de manera que pueda reproducirse en lasradiografías de prueba. El estampado puede hacerse en la misma forma que sehará en la línea, marcando el número con una barra de lápiz (crayón) que elradiografísta sustituirá por números de plomo, de manera que salga impresa enlas radiografías.

Page 295: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Sistemas de transporte de petróleo por tubería 295

D.10.b.2 VIIIC7.Producción de soldaduras.

Diseño y preparación de una junta para producción de soldaduras.

Generalidades.

• El soldado de un tubo debe ser ejecutado por soldadores calificados usandoprocedimientos calificados.

Las superficies a soldar deben estar lisas, uniformes libres de aletas, lamina-ciones, desgarraduras, grasa, pintura u otros materiales deletéreos que pudieranafectar adversamente la soldadura. El diseño de la junta y el espacio entre losextremos empalmados deben estar de acuerdo con el procedimiento especi-ficado que se usará.

• Por otra parte, deberá disponer de todo el equipo, herramienta y repuestosnecesarios para las labores de trabajo.

• Justamente antes de la operación de soldado, es necesario que los extremosdel tubo deban ser limpiados por medio de limado y cepillado o por el uso decepillo portátil accionado por motor. Este trabajo debe hacerse inmediatamenteantes del alineado de los tubos, pero con la suficiente anticipación para nodetener el alineado.

Alineamiento.–– El alineamiento del empalme de los extremos de tubos debeser tal que el desalineamiento entre superficies a tope sea mínimo. Para tubosdel mismo espesor nominal el desalineamiento no debe exceder de 1

16 pulg.Cualquier desalineamiento mayor, es causado por variación de dimensiones ydebe ser igualmente distribuido alrededor de la circunferencia del tubo. Elgolpeo con martillo sobre el tubo para obtener un alineamiento apropiado,deberá prohibirse.

• Uso de alineadores en soldaduras a tope.–– Los alineadores deben usarse deacuerdo con los requisitos del procedimiento especificado. No se permite moverel alineador antes de completar el primer cordón de fondeo, este cordón debedesarrollarse en segmentos iguales, simétricos e igualmente espaciados alrede-dor de la circunferencia de la junta. Antes de fijar un alineador interior se debenprevenir movimientos del tubo, o forzamientos indebidos de la soldadura.

• Los segmentos de soldadura usados en conexiones con el alineador exteriordeben ser uniformemente espaciados alrededor de la circunferencia del tubo y

Page 296: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Petróleos Mexicanos296

deberán tener una longitud 100% de la circunferencia antes de que el alineadorsea removido. En los empates de tuberías no es posible usar otro alineador queno sea el exterior o de canasta.

• Todas las posiciones de soldadura deben ser hechas, asegurando contra cual-quier movimiento la posición de las partes que se van a unir, y proporcionando elespacio adecuado alrededor del tubo para permitir que los soldadores ejecutensu trabajo.

• El cordón de soldadura de raíz debe ser depositado con el tubo en posiciónestacionaria.

• Todas las soldaduras deben estar en un plano a 90º del eje longitudinal del tubo.No deben hacerse soldaduras de inglete.

• Si durante el soldado se descubren laminaciones o grietas en los extremos delos tubos, la junta completa que contiene esos defectos deberá desecharse dela línea.

–– Biseles.––Biseles de fábrica: Los tubos deben estar provistos de biseles defábrica conforme al diseño de juntas usado en la especificación del procedi-miento de soldado.

Biseles de campo: Los extremos de los tubos podrán ser biselados en el campocuando sea necesario por medio de una máquina biseladora y cortador de oxí-geno debiendo hacerse el corte a 90º del eje longitudinal del tubo, con superfi-cies pulidas, dimensionadas de acuerdo con el procedimiento de soldaduracalificado. Este bisel de campo se hace cuando los extremos de los tubos sedañan durante el manejo, a un grado tal que no se obtiene el contactosatisfactorio para soldar.

Biselado a mano: El biselado de tubo de línea hecho a mano, para fines desoldado, no debe hacerse.

Condiciones del tiempo.––El soldado no debe ejecutarse cuando, al comple-tarse la soldadura, su calidad pueda ser dañada por las condiciones preva-lecientes del tiempo, incluyendo pero no limitando, viento húmedo, viento conarena o viento fuerte. En estos casos podrán usarse mamparas y si éstas nodan la protección suficiente deberá suspenderse el soldado hasta tener mejorescondiciones.

Está permitido cortar una soldadura de línea para darle el tratamiento que se daa una soldadura de prueba con el fin de calificar de nuevo a un soldador a

Page 297: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Sistemas de transporte de petróleo por tubería 297

pesar de que haya pasado la prueba de soldadores.

Cuando el tubo a soldar se encuentra sobre el nivel del terreno, el espacio detrabajo entre el piso y el tubo no debe ser menor de 16 pulg. 40 cm. Cuando eltubo a soldar se encuentra alojado en una zanja el agujero en el terreno debeser del tamaño suficiente para proveer al soldador fácil acceso a la junta.

Limpieza entre cordones.––Las escamas y escoria deben ser removidas decada cordón y ranura. La limpieza puede ser hecha a mano o con herramientamotriz.

Cuando se use soldado automático o semiautomático, los grupos de poros en lasuperficie, la iniciación del cordón y los puntos elevados, pueden ser removidospor esmerilado antes de volver a depositar metal de soldadura sobre esospuntos.

Soldadura de posición.––Relleno y acabado de cordones. El número decordones debe ser tal que la soldadura terminada deberá tener una seccióntransversal substancialmente uniforme alrededor de toda la circunferencia deltubo. En ningún punto la superficie de la corona estará abajo de la superficie deltubo, ni estará elevada arriba del metal base más de 1/16 pulg.

• Después que el cordón de soldadura de raíz o fondeo sea completado, deberáagregarse inmediatamente el segundo cordón o paso caliente y después serácolocada por los soldadores de acabado, la cantidad de cordones queespecifique el procedimiento.

• No deben iniciarse dos cordones de soldadura en el mismo punto; se iniciaránen cuadrantes opuestos.

• La cara de una soldadura terminada debe ser aproximadamente 1/8 pulg. mayorque el ancho de la ranura original.

• Una soldadura completa debe ser total y cuidadosamente cepillada y limpiada.

• Cualquier suspensión de trabajos de soldadura de la línea, incluso en las labo-res de un día, deberá hacerse dejando totalmente terminadas todas las soldadu-ras que se encuentren en fase intermedio el decidir la suspensión.

Soldadura de rolado.––En los casos de soldadura de rolado, se permite instalaruna armadura fija que soporte un alineador y dos tramos de tubo, con un siste-

Page 298: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Petróleos Mexicanos298

ma de movimiento circular, que permita girar sin que se suceda ningúndesalojamiento de los tubos en la junta por soldar, ni de los tubos mismos. Nose permitirán los sistemas de soldadura de rolado que se desalojan a lo largodel derecho de vía.

Cordones de relleno y cordones de acabado.––El número de cordones derelleno y de acabado debe ser tal que la soldadura completa debe tener unasección transversal substancialmente uniforme alrededor de toda la circun-ferencia del tubo.

• En ningún punto la corona de la soldadura debe estar abajo de la superficieexterior del tubo, ni debe estar elevada arriba del metal de las piezas por soldarmás de 1/16 pulg.

• La cara de la soldadura terminada debe estar aproximadamente 18 pulg más

ancho que el ancho de la ranura.

• A medida que progresa la soldadura, el tubo debe ser rolado para mantener elsoldado en o cerca de la parte alta del tubo. La soldadura terminada debe sertotalmente cepillada y limpiada.

Identificación de soldadura.–– Cada soldador debe identificar su trabajo de lamanera prescrita para la obra.

Equipo de soldar.

• Las máquinas de soldar serán operadas dentro de los límites de la tensión y lacorriente recomendado por cada tipo y tamaño de electrodo y la clase desoldaduras por efectuar.

• Todos los cables serán de una pieza continua y no se permitirán más conexio-nes que las extremas y la necesaria entre el cable terminal y el cable del porta-electrodo. Las conexiones a tierra se diseñarán y aplicarán de modo de evitarcualquier "arco" entre el cable terminal de tierra y la tubería o aditamento porsoldar.

• Cualquier equipo que no reúna todos los requisitos especificados deberá serreparado o retirado.

Precalentado y relevado de esfuerzos.––El procedimiento de soldaduracalificado deberá especificar la práctica del precalentamiento y el relevado deesfuerzos que deba ser seguido cuando los materiales o las condiciones deltiempo los hagan necesarios.

Ver nota "Soldado Automático" en página 299

Page 299: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Sistemas de transporte de petróleo por tubería 299

D.10.b.2 IX. Prueba radiográfica.*

Inspección y prueba de soldaduras de producción.––

• Queda establecida la libre determinación de inspeccionar todas las soldadurasde producción: por medios no destructivos; o por medios destructivos cortandola junta cuando sea necesario hacer pruebas mecánicas. La inspección debehacerse durante el soldado y después de que la soldadura ha sido terminada. Lafrecuencia de la inspección debe estar especificada, antes de iniciar la obra, ydurante el desarrollo de la misma si ha sido necesario modificarla después deuna inspección.

Métodos de inspección.–– La prueba no destructiva puede consistir de unainspección radiográfica, u otro método. Los métodos usados deben producir in-dicaciones de defectos, los cuales deben ser interpretados con exactitud yevaluados. Las soldaduras deben ser evaluadas sobre bases de los "Estándaresde Aceptabilidad en Pruebas no Destructivas" que se describen más adelante.

En las pruebas destructivas se cortará una junta soldada completa, el seccio-namiento de ella en especímenes y en el examen de los mismos. Los espe-címenes deben ser preparados y cumplir con los requisitos de calificación desoldadores por pruebas destructivas, descritas con anterioridad. El soldador osoldadores que hagan soldaduras que por sus fallas no cumplan con losrequisitos, pueden ser descalificados para seguir efectuando más trabajo.

Los operadores encargados de los equipos de inspección pueden ser llamadospara demostrar: la capacidad del procedimiento, la detección de defectosinadmisibles y la habilidad del operador para interpretar apropiadamente lasindicaciones dadas por dichos equipos.

* NOTA IMPORTANTE: Para no interrumpir la secuencia de las especificaciones delprocedimiento de soldadura y de las pruebas radiográficas correspondientes, se prefirió tratar elSOLDADO AUTOMATICO al finalizar esta parte de las "Pruebas radiográficas”. Ver: D.10.b.2.IXD.

SOLDADO AUTOMATICO.

Page 300: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Petróleos Mexicanos300

D.10.B.2 IXA ESTANDARES DE ACEPTABILIDAD POR PRUEBAS NO DESTRUC-TIVAS.

Los estándares de aceptabilidad son aplicables a la determinación del tamaño ytipo de defectos localizados por el método radiográfico y por otros métodos deprueba no destructivos. Pueden ser también aplicados para inspección visual,pero no deben ser usados para determinar la calidad de soldaduras, ésta selogra sometiendo la soldadura a pruebas destructivas. Todas las irregularidadesque sean detectadas durante la prueba deberán ser registradas.

D.10.b.2 IXA1 Justificaciones del rechazo.––Como los métodos de prueba no destruc-tiva arrojan solamente dos resultados dimensionales, aplicando otro proce-dimiento es posible rechazar soldaduras que parecen cumplir los estándares deaceptabilidad, cuando se descubre que la profundidad del defecto es endetrimento de la resistencia a la soldadura.

D.10.b.2 IXA2 Falta de penetración adecuada y fusión incompleta.La falta de penetración se define como el llenado incompleto de la ranura desoldado con metal que ha sido fundido al soldar. La fusión incompleta se definecomo la falta de derretimiento del metal base y del metal de relleno juntos, o seala coalescencia entre metales.

Penetración inadecuada en la soldadura de raíz. La penetración inadecuada sinexistir desalineamiento se define como llenado incompleto en la soldadura deraíz. Cualquier defecto individual debido a penetración inadecuada sin desali-neamiento no debe exceder de 1 pulg en extensión. La longitud sumada de estetipo de defectos en cualquier tramo de 12 pulg de soldadura no debe exceder de1 pulg. Los defectos individuales deberán ser separados por cuando menos 6pulg de soldadura sana. Si la soldadura es menor de 12 pulg de longitud,entonces la longitud total de tales defectos no deberá exceder de 8% de lalongitud de la soldadura.

Cuando hay desalineamiento longitudinal de las paredes de tubos o accesorios

por soldar, la soldadura debe llenar totalmente las caras de la ranura y de la raízde la junta. Cuando un canto de la raíz está expuesto, su longitud no excederáde 2 pulg de defecto individual o bien 3 pulg en cualquier longitud de 12 pulg desoldadura.

Page 301: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Sistemas de transporte de petróleo por tubería 301

Concavidad interna es una penetración inadecuada, o sea un cordón apropiada-mente fundido en todo el espesor de pared del tubo a lo largo de ambos ladosdel bisel, pero el centro del cordón está a veces abajo de la superficie interior deltubo; es definida como la distancia perpendicular entre una extensión de lasuperficie de la pared del tubo y el punto más bajo de la superficie del cordón desoldadura, la mencionada concavidad no debe exceder de las dimensionespermitidas en D.10.b.2A3. Areas quemadas.

La concavidad interna está asociada con un depósito continuo de cordones desoldadura y difere de las áreas quemadas en que, en éstas, la soldadura estádepositada intermitentemente.

Cualquier longitud de concavidad interna no debe exceder, en la imagen de laradiografía, a la densidad del metal base adyacente; en caso contrario deberálimitarse a las dimensiones permitidas en D.10.b.2A3.

La fusión incompleta en la raíz de la junta o en la parte superior de la misma,entre la soldadura y el metal base, no debe exceder de 1 pulg de longitud. Lalongitud total de este defecto en 12 pulg de longitud de soldadura no debeexceder de 1 pulg, y si la soldadura es menor de 12 pulg, el defecto no excederáde 8% de la longitud.

La fusión incompleta debida a traslape frío es una discontinuidad entre doscordones de soldadura o bien entre un cordón y el metal base; está definidacomo una discontinuidad subsuperficial; no debe exceder de 2 pulg de longitud;en un tramo de 12 pulg de soldadura, la suma de estas discontinuidades nodebe exceder de 2 pulg.

D.10.b.2 IXA3. Areas quemadas.–– Una quemadura en el cordón de la raíz es unapérdida de metal en el lado opuesto del soldado debido a una excesivapenetración por aumento de corriente.

Soldaduras en tubos de 2 38 pulg de diámetro exterior y mayores. Cualquier

quemadura no reparada, no debe exceder de ¼ pulg o del espesor de la placa,el valor menor, en cualquiera de sus dimensiones.

La suma de las dimensiones máximas de las quemaduras no reparadas en

Page 302: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Petróleos Mexicanos302

cualquier tramo de 12 pulg. de longitud de soldadura, deberá no exceder de ½pulg. Los defectos individuales deben estar separados por cuando menos 6 pulgde metal sano. Las radiografías de quemaduras reparadas deberán mostrar queéstas han sido correctamente reparadas, si la densidad de la imagen de laradiografía en el área quemada no excede a la del metal base adyacente.

SoIdaduras en tubos menores de 2 38 pulg de diámetro exterior. No más de una

área de quemadura no reparada es aceptable, y no debe exceder de ¼ pulg obien el espesor de la placa, el valor que sea menor, medida en cualquiera desus dimensiones. Las radiografías de quemaduras reparadas deberán mostrarque éstas han sido correctamente separadas, si la densidad de la imagen de laradiografía en el área quemada no excede a la del metal base adyacente.

D.10.b.2 IXA4. Inclusiones de escoria.––Una inclusión de escoria es un sólido nometálico atrapado en el metal de la soldadura, o entre el metal de la soldadura yel metal del tubo. Las inclusiones de escoria se encuentran usualmente en lazona de fusión. Las inclusiones de escoria aisladas tienen forma irregular ypueden ser localizadas en cualquier lugar en la soldadura.

Inclusiones de escoria alargadas en soldaduras de tubos de 2 38 pulg de

diámetro exterior y mayores.––Cualquier inclusión de escoria extendida debe noexceder 2 pulg de longitud o 1

16 pulg de ancho. La longitud total de inclusiones deescoria extendida en un tramo de 12 pulg de longitud de soldadura, no debeexceder de 2 pulg. Inclusiones adyacentes de escoria extendidas a lo largo,deben estar separadas por cuando menos 6 pulg de metal de soldadura sana.Líneas paralelas de escoria deben ser consideradas como defectos separadossi el ancho de uno u otro de ellos excede de 1/32 pulg.

Para soldadura en tubos menores de 2 38 pulg de diámetro exterior.–– Sola-

mente puede aceptarse una inclusión de escoria alargada, que no debe exceder1

16 pulg de ancho o tres veces el espesor de pared nominal. Las líneas paralelasdeben considerarse como defectos separados si el ancho de uno de ellosexcede de 1

32 pulg. Inclusiones aisladas de escoria en soldaduras de tu-

Page 303: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Sistemas de transporte de petróleo por tubería 303

bos 2 38 pulg de diámetro y mayores.

En soldadura de tubos el ancho máximo de cualquier inclusión de escoria nodebe exceder de 1

8 pulg. La longitud total de inclusiones aisladas de escoria enun tramo de soldadura de 12 pulg de longitud, no debe exceder de ½ pulg nidebe haber más de cuatro inclusiones de escoria aisladas de un ancho máximode 1

8 pulg de esa longitud. Inclusiones adyacentes de escoria deben estarseparadas por 2 pulg de metal sano.

Para soldaduras en tubos menores de 2 38 pulg de diámetro exterior, el ancho

máximo de cualquier inclusión aislada de escoria, no debe exceder de la mitaddel espesor de la pared, y la longitud total de tales inclusiones no deberáexceder dos veces el espesor de la pared nominal. Las inclusiones adyacentesdeben estar separadas por cuando menos 2 pulg de metal sano.

D.10.b.2 IXA5. Porosidad o cavidad de gas.––Las porosidades o cavidades de gas sonvacíos que ocurren en el metal de la soldadura.

Porosidad esférica. La dimensión máxima de cualquiera cavidad de gasindividual no debe exceder de 1

8 pulg, o 25%. del espesor de pared del tubo, elque sea menor.

Grupos de poros. Los grupos de poros que ocurren en el cordón final noexcederán una área de ½ pulg de diámetro máximo, y la dimensión máxima deun poro dentro de ese grupo será de 1

16.pulg. La longitud total de grupos deporos en cualquier longitud de soldadura de 12 pulg no debe ser mayor de½pulg.

La máxima distribución de cavidades de gas no debe exceder aquélla que semuestra en las figuras 10 y 11.

Porosidad de gusano. En tuberías, la porosidad de gusano es una discon-tinuidad alargada que resulta cuando los gases escapan por causa de lasolidificación de la soldadura.

• La dimensión máxima de la imagen radiográfica asociada con la porosidad degusano, no debe exceder de 1

8 pulg o 25% del espesor de pared, el menorvalor. La orientación de esta discontinuidad puede afectar la densidad de laimagen de la radiografía, y debe considerarse si la dimensión que no aparece esen detrimento o no, de la resistencia de la soldadura, para que sea o no, re-

Page 304: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Petróleos Mexicanos304

D.10.b.2. IXA [[FIG. 10.–– API 1104]]

DISTRIBUCION MAXIMA PERMITIDA DE CAVIDADESDE GAS

Page 305: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Sistemas de transporte de petróleo por tubería 305

D.10.b.2.IXA [[FIG. 11.–– API 1104]]

DISTRIBUCION MAXIMA PERMITIDA DE CAVIDADESDE GAS

Page 306: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Petróleos Mexicanos306

chazada la soldadura. Ver D.10.b.2 IXA.––FIG. 10.––API 1104.

— Cordón de poros. Un cordón de poros es una sucesión de poros comunicados,que ocurre en el paso de raíz. La longitud máxima de esta discontinuidad nodebe exceder de ½ pulg. La longitud total de cordones de poros en cualquiertramo de 12 pulg de soldadura no debe exceder de 2 pulg. Una discontinuidadque exceda de ¼ pulg de longitud, debe tener contigua por ambos extremoscuando menos 2 pulg de metal sano. Ver D.10.b.2 IXA.––FIG. 10.––API 1104.

D.10.b.2 IXA6. Grietas.––No debe ser aceptada ninguna soldadura que contenga grietas;prescindiendo de tamaños o localización, aquella debe ser rechazada total-mente.

D.10.b.2 IXA7 Acumulación de discontinuidades.––Cualquier acumulación de discon-tinuidades que tengan una longitud de más de 2 pulg en una soldadura de 12pulg de longitud o más de 8% de la longitud de la soldadura si es menor de 12pulg de largo, es inaceptable. Cualquiera acumulación de discontinuidades cuyototal sea más de 8% de la longitud de la soldadura de una junta, es inaceptable.

D.10.b.2 IXA8. Socavación.––La socavación es una quemadura sobre la superficie exte-rior o interior del tubo, precisamente junto a las orillas de la soldadura, la cualtiene la forma de una pequeña canal y que origina la reducción en el espesor dela pared del tubo adyacente a la soldadura que se funde en la superficie deltubo. La socavación adyacente al cordón sobre la parte exterior del tubo nodeberá tener la forma de V ni deberá exceder 1

32 pulg ó 12.5% del espesor depared del tubo, el valor más pequeño, en profundidad. La socavación no deberáexceder de 1

64 a 132 pulg de profundidad o bien 6% a 12% del espesor de la

pared del tubo, el mayor valor, en longitud de soldadura de 2 pulg o bien 116 de la

longitud de la soldadura, el menor valor. La socavación no debe exceder de 164

pulg o bien 6% del espesor de pared del tubo, el mayor valor, prescindiendo dela longitud. Ver D.10.b.2 IXA8.––FIG. 17.––API 1104.

D.10.b.2 IXA9. Defectos en el tubo.––Las laminaciones, cuarteaduras, hendeduras uotros defectos en los extremos de los tubos deben ser removidos o reparadosdebiendo quedar bajo especificaciones después de la reparación.

Page 307: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Sistemas de transporte de petróleo por tubería 307

D.10.b.2.IXA8 [FIG. 17.––API 1104]]

TIRA TIPICA COMPARATIVA

Tolerancia: Localizaciones ± 164″

Las dimensiones deben exceder al tamaño del penetrómetro 18″ cuando menos, en tres

lados.

NOTA: Esta configuración puede ser usada en unión con, o en vez de la placa del penetrómetro. Otrasconfiguraciones pueden usarse con ranuras en V y profundidades con tolerancias de ± 0.001″.La profundidad de la socavación puede ser determinada por métodos de prueba, visuales, mecánicosy no destructivos. Cuando se juzgue únicamente por radiografía, la profundidad de la socavación debeser determinada por comparación de densidades: entre su imagen en la película, con las imágenes“V“ de ranuras de profundidad conocida en esta “Tira Típica”. Cuando menos una tira de material quesea radiográficamente similar al del tubo y equivalente en espesor, debe aparecer en la radiografía.

13/4

Todas las ranuras tienen forma de V coninclinación de 45º

Profundidad = .032” .016” .008”Tolerancia = + .001” + .001” + .001”!

3/32”

1/4”

3/4”

11/8”

3/4”

Page 308: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Petróleos Mexicanos308

D.10.b.2 IXB. Reparación o remoción de defectos.––Los defectos a excepción de lasgrietas en el cordón de raíz o en los cordones de relleno pueden ser reparadas.Los defectos, excepto roturas, en el último cordón pueden ser tambiénreparados. Ninguna rotura debe repararse; en caso de presentarse una roturadebe eliminarse toda la junta cortando un carrete. Todas las reparaciones debencumplir los estándares de aceptabilidad descritos antes en "Pruebas noDestructivas". Antes de que la reparación sea hecha, los defectos dañososdeben ser enteramente removidos hasta el metal limpio. Todas las escorias eincrustaciones deben ser removidos con cepillo de alambre.

Testigos de reparaciones.–– Las áreas reparadas deben ser radiografiadas denuevo o inspeccionadas por el mismo medio previamente usado. Ninguna otrareparación debe ser permitida en esta área. Está permitido reinspeccionar todode una soldadura que contiene reparaciones de la misma manera como estápermitido inspeccionar cualquier soldadura de producción.

D.10.b.2 IXC. Procedimiento radiográfico.––Producción de radiografías con el uso derayos X o de rayos Gamma.

• Un procedimiento detallado para la producción de radiografías debe ser estable-cido y calificado. Las radiografías producidas por el uso de tal procedimientodeberán tener suficiente densidad, claridad y contraste de manera que losdefectos en la soldadura o en el tubo adyacente a la soldadura sean claramentediscernibles.

• Los radiografistas se deberán calificar por la demostración de su habilidad para

producir y evaluar las radiografías de acuerdo con el procedimiento aprobado. • Los puntos siguientes deben tomarse en cuenta para evaluar radiografías.

Una calidad aceptable de la película, libre de irregularidades de velado y deprocesamiento; densidad y contraste aprobados.Nivel de sensitividad aprobado.Sistema de identificación satisfactorio.Técnica aceptable.Compatibilidad con estándares reconocidos.

Todos los requisitos se refieren a la calificación de las radiografías resultantes

Page 309: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Sistemas de transporte de petróleo por tubería 309

que deben ser aplicadas tanto en rayos X como en rayos Gamma.

D.10.b.2 IXC1. Registros.––Procedimiento radiográfico calificado.

• Los detalles de cada procedimiento radiográfico deben ser registrados. Losregistros deben incluir resultados completos de las pruebas y las radiografías delprocedimiento calificado.

• Relación de radiografistas.––Una relación de radiografistas calificados deberáquedar registrada y guardada. Esta relación debe incluir el procedimiento en elcual cada radiografista es calificado, el documento que lo acredita comoradiografista, la calificación y los datos de calificación. Una prueba de radiografíacalificada con una copia del procedimiento calificado debe estar a disposición dela inspección como guía de la calidad de la producción de radiografías. Losradiografistas deben ser calificados cada 3 años para cualquier evento. Unradiografista puede ser llamado para recalificarlo si hay problemas por suhabilidad, debido a la iniciación de la construcción de una línea o al cambio decédula de la tubería.

D.10.b.2 lXC2. Procedimiento radiográfico detallado.

El procedimiento radiográfico debe incluir lo siguiente:

• Fuente de radiación. Rayos X, radio, cobalto, cesio, iridio, etc.

• Tipo de equipo, interno o externo.

• Protector al frente y/o atrás, con materiales como el plomo.

• Tipo de filtro y posición. Máscara, diafragma, protector de plomo etc.,adyacentes a la fuente de radiación o espécimen.

• Relación geométrica. Tamaño del punto focal de la fuente, máxima y lamínima fuente de fuerza, distancia focal de la película, distancia focal delobjetivo, ángulo de radiación respecto a la soldadura y a la película.

• Límite de la cubierta por la película. Cuando la fuente de radiación y lapelícula están ambos sobre la parte exterior de la soldadura y colocadosdiametralmente opuestos cada uno, la longitud deberá no exceder los valoresde D.10.b.2 IXC4.––TABLA 5.––API 1104.

• Tipo de película. Forma y tipo o designación ASTM, longitud y ancho. Altocontraste, grano relativamente fino con base de densidad H y D de 0.30 ómenos.

Page 310: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Petróleos Mexicanos310

D.10.b.2.IXC4 [[TABLA 5.––API 1104]]

LONGITUD MAXIMA ACEPTABLE DE PELICULA

Diámetro Exterior de tubos en pulg65/8 85/8 103/4 123/4 14 16 18 20 22 24 26 28 30 32 34 36 40 42

7 7.09 5.8 9.6

11 4.8 8.0 11.013 4.4 6.7 9.5 13.214 4.2 6.2 8.5 11.6 15.416 4.0 5.8 7.9 10.5 13.6 17.318 3.9 5.6 7.5 9.8 12.5 15.6 19.020 3.8 5.4 7.2 9.3 11.7 14.5 17.6 22.222 3.8 5.2 6.9 8.9 11.1 13.6 16.5 20.0 24.424 3.7 5.1 6.7 8.6 10.8 12.9 15.5 18.5 22.2 26.526 3.7 5.0 6.6 8.3 10.3 12.3 14.8 17.4 20.7 24.2 28.828 3.6 5.0 6.4 8.1 10.0 11.9 14.2 16.7 19.6 22.5 26.2 30.630 3.6 4.9 6.3 7.9 9.7 11.5 13.7 16.0 18.6 21.3 24.5 28.3 32.632 3.5 4.8 6.2 7.8 9.5 11.2 13.3 15.4 17.9 20.3 23.2 26.7 30.2 34.934 3.5 4.8 6.2 7.7 9.3 11.0 13.0 15.0 17.3 19.6 22.3 25.5 28.7 32.2 37.336 3.4 4.7 6.1 7.6 9.1 10.8 12.7 14.6 16.8 19.0 21.5 24.4 27.4 30.7 34.5 39.540 14.1 16.0 18.1 20.3 22.8 25.4 27.8 31.0 35.0 43.842 13.8 15.6 17.7 19.8 22.2 24.6 26.6 29.7 33.1 41.2 45.844 13.6 15.3 17.3 19.4 21.7 23.9 26.0 28.6 31.6 39.0 42.846 13.4 15.2 17.0 19.0 21.3 23.4 25.4 27.7 30.4 37.0 40.954 12.8 14.1 15.8 17.8 19.8 21.7 23.2 25.4 27.7 32.6 35.060 20.6 22.2 24.0 26.0 30.5 32.766 19.8 21.4 23.1 24.9 29.0 31.072 19.3 20.7 22.3 23.9 27.8 29.780 18.7 20.1 21.5 23.1 26.4 28.2

Page 311: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Sistemas de transporte de petróleo por tubería 311

• Tiempo de exposición. Miliamperes minutos o milicurie minutos.

• Proceso. Temperatura ambiente para desarrollo, tiempo de baño y enjuague,fijación, lavado, secado, etc.

• Espesor del material. Clasificación de espesores para los cuales el procedi-miento es apropiado.

Calificación del procedimiento. Tres radiografías deben hacerse de una soldadu-ra usando una fuente lateral, y un penetrómetro de película lateral con cadapenetrómetro identificado, así como su Iocalización. Las radiografías deben serhechas de soldaduras en tubos del mismo diámetro y espesor de pared y dematerial radiográficamente similar a los que se usen durante la producción. Losdefectos notados por los radiografistas deben ser registrados sobre el mismotipo de formas que se van a usar durante la producción. Tres copias de estereporte, junto con las copias de las pruebas radiográficas deben ser presenta-dos. Deberá decidirse cuál procedimiento es el apropiado.

D.10.b.2 lXC3. Penetrámetros. Los penetrámetros deben ser hechos del mismo materialradiográficamente que el material que se viene soldando. Sus espesores ynúmeros de identificación están mostrados en la tabla siguiente.

Espesor soldado Penetrámetro Número depulgadas espesor en pulgadas identificación

Hasta ¼ inclusive 0.005 5Mayor de ¼ hasta 3

8 0.0075 7

Mayor de 38 hasta ½ 0.010 10

Mayor de ½ hasta 58 0.0125 12

Mayor de 58 hasta ¾ 0.015 15

Mayor de ¾ hasta 78 0.0175 17

Mayor de 78 hasta 1 0.020 20

Mayor de 1 hasta 1¼ 0.025 25Mayor de 1¼ hasta ½ 0.030 30Mayor de 1½ hasta 2 0.035 35

Los números de identificación deben ser hechos de plomo cuando menos de 332

pulg.; de alto. Cada penetrámetro debe tener 3 agujeros, uno de los cuales debetener un diámetro igual al espesor del pentrámetro; el diámetro del segundodebe ser igual a dos veces el espesor del penetrámetro; el tercero de-

Page 312: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Petróleos Mexicanos312

be ser cuatro veces el espesor del penetrámetro. Podrían ser usados tambiénotros diámetros. Los detalles del penetrámetro se muestran en la siguientefigura. La imagen del número de identificación del contorno del penetrámetro ydel agujero 2T deben aparecer claramente en la radiografía. Alternativamente,los penetrámetros conforme a los requisitos del ASTME 142-59T para niveles 2-2T, pueden ser usados. Cuñas o tiras de relleno del mismo tipo de metal deltubo y equivalente en espesor a la soldadura armada, pueden ser colocadosabajo del penetrámetro.

Page 313: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Sistemas de transporte de petróleo por tubería 313

D.10.b.2.IXC4 [FIG. 12.-API 1104]

PENETRAMETRO

A Diámetro = (2) (T)B Diámetro = (3) (T)C Diámetro = (4) (T)

T = Porcentaje especificado de espesor de pared del tubo

La relación para espesor del penetrámetro es constante para uno u otro penetrámetro 2% openetrámetro 4%. El diámetro necesita no ser menor de 1

16 pulg.

Los agujeros deben ser redondos y perforados perpendicularmente a la superficie.

Los agujeros deben estar libres de rebabas de metal y ambos bordes no deben ser achaflanados.

Cada penetrámetro debe llevar un número de identificación de plomo representando, para 2figuras significativas, el espesor mínimo de la placa para la cual puede ser usada.

Número de identificación

11/2”

1/2”

T

C B A

Page 314: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Petróleos Mexicanos314

D.10.b.2 IXC4. Producción de radiografías. Solamente procedimientos calificados debenusarse para determinar la calidad del soldado durante la construcción. Lacalidad de la producción de radiografías debe ser substancialmente la mismaque la calidad de la radiografía calificada. Cuando una faja completa desoldadura es radiografiada en una simple exposición usando una fuente en elinterior del tubo, cuatro penetrómetros colocados a cada 90º deben ser usados.Cuando una faja de soldadura es radiografiada usando un procedimiento demúltiple exposición, un penetrámetro debe ser localizado dentro de 1 pulg acada extremo de los límites aplicables de lo que cubre la película. Lospenetrámetros deben estar a la distancia de 1/4 pulg de la soldadura que seviene radiografiando.

Los radiografistas deben reportar todos los efectos observados en lasradiografías e indicar si la soldadura cumple los requisitos de los Estándares deAceptabilidad de Pruebas no Destructivas.

D.10.b.2 IXC5. Identificación de las películas. Todas las películas deben ser claramenteidentificadas por los números de plomo, por las letras y/o por las marcas, demodo que la propia soldadura y cualquier discontinuidad en ella pueda serrápida y exactamente localizada. Siempre que más de una película sea usadapara inspeccionar una soldadura, las marcas de identificación deben apareceren cada película, y cada marca de referencia de la sección de la soldadura debeser común a dos películas sucesivas a fin de establecer que ninguna parte de lasoldadura ha sido omitida.

D.10.b.2 lXC6. Calificación de radiografistas. Un radiografista debe considerarsecalificado después de que ha demostrado con buen éxito sus conocimientos enradiografía y su habilidad para producir e interpretar radiografías de soldaduras.El radiografista deberá conocer los estándares de aceptabilidad de soldaduras ylos factores básicos que son considerados en la producción de una radiografíaincluyendo la relación geométrico entre las fuentes, película y soldadura; larazón para el uso de penetrómetros y de defensas. Deberá conocer el revelado,fijación, lavado y secado de películas tan bien como un cambio de soluciónusada en estas operaciones. Deberá entender la diferencia entre artefactos depelículas e indicaciones de defectos en soldadura. Deberá conocer las precau-

Page 315: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Sistemas de transporte de petróleo por tubería 315

ciones que se aplican durante el trabajo para él mismo, para sus ayudantes ypara otros.

Los radiografistas de tuberías deben ser calificados de acuerdo con los requisi-tos de "SNT" Recommended Practice Document No. SNT-TC-1A, SupplementA.Radiographic Testing Method", con las modificaciones permisibles que siguen:

• Para hacer la prueba de calificación como operador ayudante, los operariosserán sometidos a entrenamiento hasta completar 20 horas en radiografías detuberías, más un periodo de 20 horas antes de llegar a ser elegible para Nivel I.

• Para hacer la prueba de calificación como operador calificado, los operadoresayudantes Nivel I deben completar 1040 horas en dicho nivel más 36 horascomo periodo de entrenamiento antes de llegar a ser elegible para el Nivel II.

D.10.b.2 IXC7. Almacenamiento de películas. Todas las películas no expuestas debenser almacenadas en un lugar limpio y seco donde las condiciones circundantesdeberán no afectar en detrimento de la emulsión. Si hay cualquier duda respectoa las condiciones de película no expuesta, una cubierta en el frente y otra atrásde cada paquete y/o a lo largo de la película, igual a la circunferencia del rollooriginal, deberá ser procesado de manera normal sin exponerla a la luz o a laradiación. En este proceso, el velado de las películas, la caja o rollo entero de lacual la película para prueba fue removida, debe ser descartada a menos quecon otras películas de prueba demuestre que quedan películas en la caja o rollolibres de pre-exposición de velado que exceda de 0.30 HD de densidad, parapelícula de base transparente o bien, 0.05 HD de densidad reflejada parapelícula base opaca.

D.10.b.2 IXC8. Densidad de película. La película debe ser expuesta de manera que elpromedio HD densidad debe no ser menor que 2.0 y esta densidad a través dela porción de mayor espesor del metal de la soldadura deberá no ser, menor de1.5.

D.10.b.2 IXC9. Procesamiento de película. Las radiografías deben ser procesadas parapermitir almacenamiento de película sin decoloración por cuando menos tresaños.

Page 316: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Petróleos Mexicanos316

• Cuarto oscuro. El cuarto de procesamiento de película y todos los accesoriosdeben guardarse limpios en todo tiempo.

• Protección de la radiación. El radiografista debe ser responsable de proteger einstruir o amonestar a las personas que manipulen o se acerquen a una fuentede radiación.

D.10.b.2 IXD. SOLDADO AUTOMATICO.

El término "Soldado Automático" debe pertenecer al equipo de soldar, el cualejecuta todas las operaciones del soldado, sin manejar manualmente el arco o elelectrodo (excepto la guía) y sin requerir la habilidad manual del operador.

Soldadura de arco sumergidoSoldadura de arco metálico con gasSoldadura de arco con gas tungstenoSoldadura de arco con núcleo de fundente, con o sin protecciónSoldadura de arco de los procesos anteriores combinados

D.10.b.2 IXD1. Calificación del procedimiento.

Antes de iniciar la producción de soldadura, se debe establecer y calificar unaespecificación detallada del procedimiento para demostrar que la soldaduratiene propiedades mecánicas apropiadas (resistencia, ductilidad y dureza), quepuede considerarse sana y puede efectuarse por el procedimiento sele-ccionado.

Dos tramos de tubos deben ser unidos siguiendo los detalles del procedimientoespecificado. La calidad de la soldadura debe ser determinada por la aplicaciónde las pruebas destructivas, que ya fueron descritas con anterioridad.

D.10.b.2 lXD2. Registros del procedimiento calificado.

Todos los detalles de los procedimientos calificados deben ser registrados, yéstos deben mostrar claramente los resultados completos de las pruebas decalificación. Las formas de registro usuales son las mismas que ya se vieron.Los registros se deben conservar tanto como el tiempo de aplicación delprocedimiento.

D.10.b.2 IXD3. Especificaciones del procedimiento.

El procedimiento especificado debe comprender toda la información pertinentecon la que fue establecido y mantener la operación apropiada del equipo, en lossiguientes puntos.

Page 317: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Sistemas de transporte de petróleo por tubería 317

• Proceso. Identificación del procedimiento utilizado.

• Materiales de tubos y accesorios de tubos. Identificación de los materiales sobrelos cuales el procedimiento debe aplicarse.

• Grupo por espesor de pared, cantidad y secuencia del grupo de diámetros alque se aplica el procedimiento.

• Grupo por espesor de pared, cantidad y secuencia de cordones requeridos.Identidad de la clasificación de grupos de espesores de pared sobre el cual seaplica el procedimiento; la clasificación y cantidad de cordones para el espesorde que se trate, y la máquina para cada cordón.

• Diseño de junta. Dibujo del tipo de junta en U, en V, etc., el ángulo del bisel ysus límites, tamaño de la raíz y su abertura. Diseño y tipo de tira de respaldo sise usó.

• Metal de relleno. Número de clasificación AWS y tamaño designado, u otros.

• Características eléctricas. Corriente y polaridad designada, límites de tensión ycorriente para cada tipo y tamaño de electrodo usado.

• Posición. Posición fija o de rolado.

• Dirección de soldado. De subida o de bajada.

• Lapso de tiempo entre pasos. Tiempo máximo designado entre la terminacióndel cordón de raíz y la iniciación del segundo cordón. Tiempo máximo entre elsegundo cordón y el principio de los últimos cordones.

• Tipo de alineador usado. Interno, externo, no se requiere.

• Limpieza. Describir la junta y la limpieza aceptada.

• Precalentado. Especificar métodos, temperatura mínima al iniciar la soldadura,temperatura ambiente mínima abajo de la cual se requiere precalentado.

• Postcalentado. Especificación de los métodos, temperatura mínima y máxima,tiempo a temperatura constante y métodos de control de temperatura.

• Gas protector y gasto. Limitación del gasto y composición designada.

• Fundente protector. Designación del número y clasificación AWS, u otro.

• Velocidad de viaje. Límites de velocidad en pulgadas por minuto para cadapaso.Otros factores importantes.

Page 318: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Petróleos Mexicanos318

D.10.b.2 IXD4. Variables esenciales.

Un procedimiento de soldadura debe ser restablecido como una nuevaespecificación del procedimiento y debe ser completamente recalificado cuandose haga cualquier cambio de los puntos que se mencionan a continuación. Otroscambios que no sean estos, pueden hacerse sin necesidad de recalificar, previaverificación de los puntos del procedimiento establecido.

• Cambio en el procedimiento de soldadura

• Cambio en el material del tubo de acuerdo al siguiente agrupamiento

1o. Límite elástico mínimo especificado 42 000 psi y menor2o. Límite elástico mínimo especificado; mayor de 42 000 psi pero menor de 60

000 psi.3o. Límite elástico mínimo especificado de 60 000 psi y mayor; cada grado

requiere prueba de calificación separada.

NOTA: La prueba de calificación y los cambios subsecuentes si los hay, debenconsiderar el punto de vista de sus propiedades metalúrgicas, de losrequisitos del precalentamiento, de los del postcalentamiento, del de laspropiedades mecánicas, etc.

• Cambio en el diseño de la junta. De U a V o cualquier cambio en elespaciamiento, en la cara de la raíz, en el ángulo de bisel, etc.

• Cambio en el espesor de pared. Más allá de los límites establecidos

• Cambio en el diámetro del tubo. Más allá de los límites establecidos

• Cambio del tamaño del alambre del metal de aporte.

• Cambio en el lapso de tiempo. Entre el cordón de raíz y el segundo cordón,sobre el tiempo establecido.

• Cambio en el gas protector. De un gas a otro, o de una mezcla a otra.

• Mayor gasto de gas. Aumento o disminución del gasto establecido

• Cambio en el fundente protector. Cambio en el número y clasificación AWS, oen otra clasificación.

• Cambio de velocidad de viaje. Fuera de los límites establecidos.

• Cambio en la dirección de soldado. De subida, de bajada o viceversa

Page 319: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Sistemas de transporte de petróleo por tubería 319

• Cambio en los requisitos del precalentamiento establecido

• Cambio en los requisitos del postcalentamiento establecido

• Cambio en las características eléctricas establecidas.

D.10.b.2 IXD5. Calificación de los operadores y equipos de soldar.

Cada unidad de soldado y cada operador deben ser calificados por la produc-ción aceptable de soldaduras usando un procedimiento calificado. La soldaduradebe ser probada por los métodos destructivos y o no destructivos y debencumplir con las pruebas de calificación de soldadores siguientes; visual, destruc-tivas, radiográfica y la consideración de una recalificación del soldador, efectua-das en la misma forma ya descrita antes. Previamente, cada operador deberecibir un entrenamiento adecuado para demostrar su habilidad y familiaridad enel manejo del equipo, antes de iniciar la producción de soldaduras. Las unidadesde soldar, iguales, ya sean adicionales o para reemplazo pueden ser calificadaspor pruebas no destructivas en producción de soldaduras. Si el procedimientode soldar involucra más de una operación y/o más de un operador, cadaoperador debe ser calificado con la unidad soldadora que él usará en laproducción de soldaduras.

D.10.b.2 IXD6. Registros de calificación de operadores.

Debe hacerse un registro de los requisitos de las pruebas de calificación deoperadores y equipos de soldar con los detalles resultantes de cada prueba. Enforma similar debe usarse la forma de "Reporte" del "Registro para elprocedimiento calificado de soldadura" en D.10.b VIIIC. La lista de operadorescalificados y el procedimiento en el cual ellos fueron calificados, debe sermantenida. Un operador puede ser requerido para una nueva calificación si setiene duda de su habilidad.

Los siguientes aspectos que ya fueron tratados con anterioridad deben seraplicados al soldado automático:

D.10.2.b IXD7. Inspección y prueba de soldaduras de producción.

D.10.b.2 IXD8. Estándares de aceptabilidad en pruebas no destructivas

D.10.b.2 IXD9. Reparación o remoción de defectos.

Si se usa un procedimiento de reparación diferente, dicho procedimiento debeser establecido y calificado.

D.10.b.2 IXD10. Procedimiento radiográfico.

Page 320: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Petróleos Mexicanos320

D.10.b.2 IXE. Cantidades de pruebas no destructivas en tuberías para líquidos.Cuando el límite elástico especificado del material del tubo que va a ser soldadoexcede de 42 000 psi, o bien la tubería va a ser operada a un nivel de esfuerzoque exceda a 20% del límite elástico mínimo especificado, un 10% comomínimo, de cada una de las soldaduras circunferenciales, hechas por cada unode los soldadores durante un día, deberá ser inspeccionado por alguno de losmétodos no destructivos tratados antes, preferentemente por los procedimientosradiológicos.

Si en los siguientes lugares puede alterarse un estado normal, razonablementeposible, esperado por contaminación; como en corrientes de agua, ríos, lagos,depósitos y otros almacenamientos de agua; como en ferrocarriles o carreteraspúblicas; como en cruzamientos elevados v dentro de túneles; como en enlacesde tuberías; en áreas populares incluyendo pero no limitando, subdivisionesresidenciales; áreas comerciales, escuelas, instalaciones industriales, institucio-nes públicas y lugares públicos de reunión, deberá inspeccionarse mediantepruebas no destructivas el 100% de la circunferencia de todas y cada una de lassoldaduras que se encuentren en esos lugares o las que se considerenrazonablemente cercanas que puedan alterar el estado normal.

Cuando se instale tubo usado, deberá hacerse la prueba no destructiva al 100%en toda la circunferencia de las soldaduras viejas.

Deberá llevarse un registro de las pruebas no destructivas realizadas incluso losnegativos si se ha usado inspección radiográfica. Este registro debe guardarseaccesible, durante 3 años.

D.10.b.2 X. REPARACION DE SOLDADURAS. Las soldaduras de producción queresulten rechazadas por defectos, pueden ser reparadas de acuerdo con el tipode falla y procedimiento especificado, y después nuevamente radiografiadas.Ver "Reparación o Remoción de Defectos".

Quemaduras de arco. Las quemaduras de arco pueden causar seriasconcentraciones de esfuerzo en tuberías y deben evitarse o ser eliminadas. Lashendiduras causadas por quemaduras de arco deben ser removidas poramolado, procurando que el amolado no reduzca el espesor de pared rema-

Page 321: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Sistemas de transporte de petróleo por tubería 321

nente, en menor dimensión que la mínima permitida para el material. Laremoción completa de la hendidura creada por la quemadura de arco, sedetermina como sigue:

Después de una evidencia visible de que la quemadura ha sido removida por elamolado, limpiar el área de la ranura con una solución de 20% de persulfato deamonio. Una mancha enegrecida es evidencia de que es necesario seguiramolando la hendidura. Si el espesor de pared remanente después del amoladoy de que la limpieza no produzca manchas negras, es menor que el permitidopor la especificación del material, debe ser cortada una sección cilíndrica deltubo que contenga la quemadura.Está prohibida la inserción de parches.

Page 322: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Petróleos Mexicanos322

D.10.b.2 XI. LIMPIEZA INTERIOR. La limpieza interior no será iniciada si no se hanreparado las soldaduras defectuosas, después de lo cual debe correrse por elinterior de la tubería una sonda para limpiar y desprender materias que puedanresultar de cada junta soldada entre tubos.

Una sonda o diablo de construcción consiste de un centro tubular o ciego deacero, que sostiene en cada extremo una copa de hule o de cuero, entre dosdiscos de acero y en el frente un disco de acero a 95% del diámetro interior, elcual debe usarse para verificar las dimensiones interiores del tubo.

Los diablos usados en la limpieza deben ser del tipo regular, algunos equipadoscon hojas o cuchillas de acero, y los más usuales son semejantes a los diablosde construcción descritos antes, pero tienen mayor número de discos o copas,algunos en forma de cepillos de alambre y otros están diseñados para girar porsu eje longitudinal.

Después de correr los diablos de construcción para verificar la dimensión interiorde la tubería, se correrán los diablos de limpieza impulsados por aire ensecciones de tubería de 5 kilómetros de longitud como máximo, colocando en elextremo corriente arriba de la tubería, una trampa de diablo removible hecha delmismo tubo para alojar el diablo e introducirlo después a la tubería, y con lasconexiones necesarias para inyectar aire a presión utilizando una compresoracon la capacidad apropiada. Corriente abajo del tramo de la tubería, se debecolocar otra trampa receptora con un tubo perforado para que se expulse el aireque desaloja el diablo en la línea. Ambas trampas se soldan a la tubería y secortan después para seguir utilizando las trampas en los tramos subsecuentes.

Deberá controlarse el paso de diablos a lo largo de la línea, en la que produceun sonido característico. Si llegara a detenerse, deberá cortarse la tubería, sacarel diablo, reparar la tubería, anotar las causas que lo detuvieron, y volver acorrer el diablo.

Después de hacer la operación de limpieza de la tubería, deberá hacerse laprueba de permeabilidad de las soldaduras de campo del mismo tramo cortandola trampa de recibo y substituyéndola por un tapón hecho también del

Page 323: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Sistemas de transporte de petróleo por tubería 323

mismo tubo. Tanto las trampas como los tapones se sueldan y se cortan de lostubos o la tubería. En prueba deberá subirse la presión interior de la tubería a100 lb/puIg2 mediante la misma compresora ya mencionada, después de lo cualse localizarán las fugas de aire en las juntas soldadas de campo untándolas conespuma de jabón. Cada junta debe ser lavada inmediatamente después conagua limpia. La junta que resulte con fuga, deberá repararse o cortarsecolocando un carrete, según sea el origen de la fuga. Los extremos de la tuberíadeben quedar biselados para poder efectuar los empates, posteriormente. Paraevitar que penetre basura o animales en la tubería, deberán cubrirse losextremos abiertos con las tapas apropiadas o capuchas y no removerlas hastacomenzar de nuevo la soldadura.

Page 324: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Petróleos Mexicanos324

D.10.b.2 XII. RECUBRIMIENTO ANTICORROSIVO. PRUEBAS.

D.10.b.2 XIIA. Control de corrosión.

Esta norma prescribe un número mínimo de requisitos y procedimientos paraproteger contra la corrosión las superficies internas y externas de tubos ferrososen tuberías nuevas de transporte.

El tipo de protección deberá venir especificado en el proyecto, sin embargo, sedarán algunas indicaciones convenientes de proyecto, además de las quecorresponden a la construcción, en especial del revestimiento exterior.

La corrosión interior y exterior debe ser controlada en condiciones compatiblescon el sistema de tuberías y el medio en que éste sistema se encuentra. Laaplicación práctica de algunos controles de corrosión requiere un criteriocompetente para lograr los objetivos trazados.

El diseño, los procedimientos, la instalación y el mantenimiento de sistemas deprotección catódica debe proyectarse y efectuarse bajo la dirección de personalcalificado por sus conocimientos y experiencia en los métodos de control decorrosión. Ver NACE Standard RP-01-69 "Recommended Practice-Control ofExternal Corrosion on Underground of Submerged Metallic Piping Systems". Elpersonal de control de corrosión debe ser provisto de los equipos e instrumentosnecesarios para el trabajo.

Las cuadrillas e inspectores deben ser apropiadamente instruidos y provistoscon el equipo necesario para cubrir e inspeccionar la tubería.

D.10.b.2 XllA1. Control de corrosión interna. Es reconocida la existencia de corrosióninterna de tuberías en el transporte de crudos y productos de hidrocarburos, porlo que no debe iniciarse el transporte a menos que los efectos corrosivos delfluido hayan sido investigados y se hayan tomado las medidas necesarias paramitigar la corrosión interna. Es importante preservar la eficiencia de una líneapor el control de la corrosión interna y protegerla calidad del fluido.

Para limitar en parte la corrosión interna se pueden hacer frecuentes corridas dediablos o esferas, deshidratadores, usar inhibidores o proteger con una cubiertael interior de la tubería, en el transporte de petróleo crudo y gas licuado.

En el proyecto deberá especificarse el tipo de protección o el complemento de

Page 325: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Sistema de transporte de petróleo por tubería 325

ella, si la tubería va a ser protegida fuera de la obra.

D.10.b.2 XIIA2 Control de corrosión externa. El control de corrosión externa de unsistema de tuberías enterrado o sumergido debe ser provisto para cadacomponente del sistema excepto cuando se demuestre que en el área no existeun medio corrosivo. Sin embargo deben hacerse nuevas inspecciones ymediciones cada 20 meses. Si hay indicios de condiciones corrosivas, la tuberíadebe protegerse catódicamente.

El control de corrosión incluye, estaciones de bombas, patios de tanques,terminales, tramos modificados, reemplazos o cualquier otro cambio en elsistema.

En sistemas de tuberías a corta distancia de la costa debe darse especialatención al control externo de la corrosión y en tuberías en zonas cenagosas.

D.10.b.2 XIIB. Sistemas de control de corrosión externa.

Los diferentes sistemas de control de corrosión externa que se pueden aplicarson los siguientes:

• Cubiertas metálicas a base de aluminio u óxido de aluminio aplicado enespesores de 200 micrones a 2 000ºC.

• Cubiertas por incrustación (a 680ºF) de polietileno. Resinas epóxicas• Cubiertas a base de polietileno estirado a presión.• Cubiertas a base de cintas plásticas. Se vienen usando hace más de 20 años.• Cubiertas de alquitrán y de asfaltos. Sistemas de protección catódica.• Control de corrosión externa para tuberías expuestas a la atmósfera.

Cubiertas protectoras.

• Esta norma especificará las cubiertas exteriores a base de alquitrán de hulla, porser las usuales en Petróleos Mexicanos en tuberías enterradas. Para tuberíasexpuestas a la atmósfera se usarán pinturas o cubiertas metálicas.

• Las cubiertas protectoras usadas en tuberías enterradas o sumergidas debentener las características siguientes:

Mitigar la corrosión.

Tener adhesión suficiente a la superficie de metal para resistir con efectividad lamigración de humedad bajo la cubierta.

Page 326: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Petróleos Mexicanos326

Tener ductilidad suficiente para resistir agrietamientos

Tener resistencia suficiente para soportar los daños debido al manejo y a losesfuerzos en el terreno.

Tener propiedades compatibles con cualquiera protección catódica suplemen-taria.

Sistema de protección catódica. El sistema de protección catódica de ánodo de sacrificio o ánodo de corriente irnpresa debe ser instalado para protegerla tubería de la corrosión y poder aplicar un método de determinación del grado de protección catódica en sistemas de tuberías enterradas o sumergidas.

El sistema de protección catódica debe instalarse preferentemente durante laconstrucción siendo además más conveniente, pero no después de un año deconstruida la tubería, y no debe dañarse el revestimiento de la tubería en lainstalación ni en el mantenimiento ni dejar de notificar a propietarios deestructuras enterradas que resulten afectadas por dicha instalación.

La instalación eléctrica debe ser hecha de acuerdo a la norma No. 3.135.01"Instalación de Sistemas para Protección Catódica" y el "National ElectricalCode" ANSI C1 y API RP 500.

• Aislamiento eléctrico. Los sistemas de tuberías enterradas a sumergidas debenser eléctricamente aislados; pueden constituir un sistema aislado o estarintercomunicados eléctricamente con otros y protegidos catódicamente comouna sola unidad.

Una junta aislante debe instalarse en los límites de una sección en el sistema,con el fin de hacer una protección independiente aislando eléctricamente lastuberías de las estaciones de bombas, tanques de almacenamiento o instala-ciones similares. La junta aislante no debe instalarse cuando se pueda presentarun combustible en la atmósfera, a menos que se tomen las precauciones paraevitar el arco. El proyecto debe contener la localización de las juntas aislantes ylas precauciones si son necesarias, así como las prevenciones sobre problemascomunes de corrosión y electrólisis.

• Deberán hacerse pruebas para localizar contactos involuntarios con estructurasmetálicas enterradas y corregir esta anomalía. Cuando dos secciones de tuberíaestán separadas, debe instalarse provisionalmente un conductor eléctrico de

Page 327: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Sistema de transporte de petróleo por tubería 327

suficiente capacidad de corriente para conectar las partes separadas y conser-varlo durante el periodo de separación.

• Conductores para prueba a postes de amojonamiento y registro. A los sistemasde tuberías enterradas o sumergidas, con revestimiento, deben instalárselessuficientes conductores para prueba, a fin de tomar mediciones eléctricas indi-cativas del funcionamiento del sistema de la protección catódica. Esto es im-práctico en sistemas situados en el agua a corta distancia de la costa o en áreascon agua o pantanos.

• Los conductores para prueba deben ser instalados como sigue:

Especial atención debe darse a la manera de instalar los conductores paraprueba, usados como testigos de control de corrosión, debiendo ser unidos altubo, sin causarle esfuerzos ni provocar roturas en su superficie. Los cablesdeben ser unidos directamente al tubo mediante procesos de soldadura de bajatemperatura usando polvo de aluminio y óxido de cobre y limitando la carga acartuchos de 15 gramos, o bien mediante el uso de soldadura blanda o de otromaterial que no implique excesos de temperatura mayores que los de lasoldadura blanda. Se procurará que el cable no quede tirante para evitar que sedañe o se rompa, y deberá ser un conductor aislado. Los puntos de unión debenser herméticos al paso del agua o lodo; el cable, el tubo y componentes debenaislarse eléctricamente con un material compatible al aislante original del cable yal revestimiento del tubo.

• Interferencias eléctricas. Si se usa un sistema de protección catódica tipocorriente impresa, los ánodos deben localizarse reduciendo al mínimo efectosadversos por estructuras metálicas enterradas. Es reconocida la existencia decorrientes dispersas o parásitas que provocan corrosión externa; provienen defuentes remotas, son independientes del sistema de tubería, predominan enáreas altamente industrializadas, regiones mineras, estaciones de generaciónde alta tensión de corriente directa. Contra estas corrientes se debe usaruniones con semiconductores unidireccionales, juntas aislantes o incremento delsistema de protección catódica.

Page 328: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Petróleos Mexicanos328

Control de corrosión externa para tuberías expuestas a la atmósfera. Ver Norma3.132.1 “Protección anticorrosiva a Base de Recubrimientos”.

• Los tubos o compenentes que están expuestos a la atmósfera deben prote-gerse de la corrosión, con el uso de acero resistente a la corrosión, o por laaplicación de cubiertas o pinturas, a menos que se demuestre que la atmósferano es corrosiva. La cubierta o pintura debe ser aplicada en superficies limpias yapropiada para proveer adecuada protección del medio.

El proyecto debe consignar los materiales de revestimiento y las especifica-ciones de los mismos. Al recibir en los centros de distribución estos materiales,debe verificarse que lleguen en las condiciones de envase prescritas, debiendodesechar los que fueron dañados en el transporte; se almacenarán protegidoscontra cualquier daño o contaminación. Si existiera duda respecto a lascaracterísticas de calidad de los materiales, ya sea en la recepción o aplicación,deberán muestrearse y someterse a pruebas de laboratorio de acuerdo con loslineamientos específicos.

D.10.b.2 XIIC. Recubrimiento anticorrosivo a base de alquitrán de hulla.

D.10.b.2 XIIC1. Generalidades. Todos los materiales deben ser de la calidad especi-ficada. Todo el trabajo debe ser hecho cuidadosamente y bien acabado. Laoperación de imprimación del tubo, el calentamiento y aplicación del esmalte dealquitrán de hulla y los forros impregnados de la misma substancia deben seraplicados y bajo la supervisión de personas experimentadas, con habilidad ypráctica en la aplicación del esmalte de alquitrán.

• Los equipos para limpieza de la superficie del tubo, ya sea en la línea o en laplanta de revestimiento, para la aplicación de la pintura primaria, para el esmal-tado y para las envolturas, debe ser de tal diseño y manufactura y que se en-cuentre en tales condiciones, que permita la utilización de los materiales, laaplicación de los procedimientos establecidos y la obtención de los resultadosprescritos en esta norma.

• Todos los esmaltes, las pinturas primarias y los forros deben estar contenidosen recipientes apropiados y bien empacados. Los recipientes deben estar cla-

Page 329: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Sistema de transporte de petróleo por tubería 329

ramente marcados con el nombre del fabricante, tipo de material y número delote. Los rollos individuales de cintas deben empacarse de manera que los rollosy las cajas que los contienen no se adhieran. Los rollos múltiples, no debenexceder el peso especificado de la caja; cada rollo de cinta será protegido de laadherencia con otro rollo, con la caja que lo contiene o con las divisiones. Lapintura primaria debe estar contenida en latas de 1, 5 y 53 gal; 4, 20 y 200 litros.

Aplicación en caliente del alquitrán de hulla.

Para el exterior de los tubos o la tubería, una cubierta de pintura primaria esseguida por la cubierta de esmalte de alquitrán de hulla a la cual debe servinculada una capa simple de tela de fieltro y asbesto a manera de envoltura.Este revestimiento debe terminarse con un encalado resistente al agua o conuna envoltura de papel kraft, para el caso de esmaltado en planta.

• Fibra de vidrio.

El esmalte puede reforzarse a base de una banda de fibra de vidrio, de ancho,espesor y constitución uniforme, de porosidad intercomunicada, apropiada paraque sus fibras encajen y queden ahogadas en la capa de esmalte caliente sinque se disgregue su estructura, resista una tirantez, no produzca burbujas y seadhiera al esmalte. Su apariencia debe ser de una superficie lisa libre dedefectos visibles. Su peso no deberá ser menor de 0.84 lb/100 pies2 (MétodoASTM D146). No deben entrelazarse las capas conservando sus dimensionescuyo espesor debe ser de 0.33 mm, 0.013 pulg, y podrán desenvolverse confacilidad cuando se apliquen. (Método ASTM D146). La resistencia aldesgarramiento será de no menos de 1 lb en sentido longitudinal y no menos de2 lb transversalmente.

Los empaques deben marcarse con los datos siguientes:

Nombre del producto.Nombre del fabricante.Espesor, ancho y longitud.Peso.Tensión longitudinal de aplicación.Tensión transversal de aplicación.Dimensiones del empaque.

Page 330: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Petróleos Mexicanos330

D.10.b.2 XIIC2. Pintura primaria. Esta norma cubre dos tipos de pinturas primarias: tipo Aa base de alquitrán de hulla, y tipo B de secado rápido a base de productossintéticos. A menos que se especifique pintura primaria tipo A, debe usarse lapintura primaria tipo B, y puede ser empleada bajo todas las condiciones cuandose aplica esmalte de alquitrán de hulla.

La pintura tipo A no debe ser especificada para usarse en revestimientos ni esnecesario hacer las pruebas de laboratorio, cuando: 1) El esmalte va a seraplicado antes de 16 hs de haber aplicado la pintura primaria, o 72 horasdespués. 2) Las condiciones de temperatura y humedad son tales que unsecado apropiado de la pintura y la adherencia del esmalte, no se puedanobtener dentro de las 24 horas. 3) El tubo es cubierto con esmalte tipo I y serámanejado a temperaturas abajo de 30ºF,––1ºC.

• La pintura tipo A consiste sólo de alquitrán de hulla residual negra y aceites delalquitrán de hulla refinada, adecuadamente mezclada para producir un líquidoque pueda ser aplicado en frío con brocha o por aspersión y que presente unaadherencia afectiva entre el metal y la capa de esmalte.

• La pintura primaria no debe contener benzol u otros solventes volátiles o tóxicos,ni cualquiera otra solvente o cualquiera otra substancia. Esta prohibición debeextenderse para los pigmentos y sólidos.

• La pintura no debe presentar tendencia a sedimentarse ni a conglutinarse.

Pintura primaria tipo B, sintética, de secado rápido.

• La pintura primaria tipo B, debe consistir de caucho tratado con cloro, plasticossintéticos y solventes; compuestos que produzcan un líquido que al cubrir unasuperficie sea rápidamente aplicable en frío, con una brocha o pulverizado, yque presente una adherencia apropiada y efectiva entre el metal y el esmalte dealquitrán de hulla.

• Ambas pinturas deben envasarse en tambores de lámina metálica, herméticos,de 4, 20 y 200 litros de capacidad. Los tambores llevarán los datos siguientes enla cabeza superior.

Page 331: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Sistema de transporte de petróleo por tubería 331

Tipo de pinturaMétodo de aplicación y consumo por m2

Temperatura óptima de aplicaciónTiempos mínimo y máximo para aplicar el esmalteTiempo máximo para usarse, una vez fuera del envaseViscosidad. Método ASTM D562Peso específicoSolventeCapacidadNombre del fabricante

Ambas pinturas tipo A y tipo B deben tener buenas propiedades para seraplicables por pulverización o con brocha y con una tendencia mínima a producirburbujas. Estas pinturas deben estar suficientemente endurecidas al tactocuando se apliquen bajo las recomendaciones especificadas, y si se raspan conuna cuchilla cortante, no deben pulverizarse ni desmenuzarse.

• La pintura primaria y el esmalte de alquitrán de hulla deben ser surtidos por unmismo fabricante, así como el solvente de la pintura primaria, cuyo envase debetener escritas las instrucciones de uso.

D.10.b.2 XIIC3. Esmalte de alquitrán de hulla. La calidad de un esmalte de alquitrán dehulla se afecta por la clase de hulla carbonizada, la temperatura de carboni-zación, los métodos subsecuentes de proceso y fórmulas particulares. Parasatisfacer los requisitos básicos, el alquitrán de hulla debe ser producido de lahulla que tenga un valor calorífico de 13 000 Btu por libra, calculado para"moisture-and-mineral matter-free basis" según ASTM D388-64- T y que hayasido carbonizada en un horno de coque tipo ranura a una temperatura que nosea menor de 900ºC, 1 625ºF.

• El esmalte debe ser esmalte de alquitrán de hulla AWWA tipo I o tipo II. Elesmalte debe estar ajustado a un proceso especial de combinación de esmaltecon un material mineral inerte de relleno.

• El esmalte no debe contener asfalto o algún otro derivado del petróleo.

• El esmalte debe envasarse en tambores de lámina, de 200 litros de capacidad,abiertos. El cuerpo de los envases, llevará marcado en la parte exterior los datossiguientes:

Page 332: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Petróleos Mexicanos332

Esmalte sólido a base de alquitrán de hullaTemperatura óptima de aplicaciónTemperatura máxima de calentamientoTiempo máximo del material caliente antes de usarloTemperaturas ambiente de aplicaciónResistencia dieléctrica en volts para 3/32 pulg, 2.3 mm de espesorNombre del fabricante

El esmalte debe cumplir las características de la tabla siguiente, siendoaceptables las modificaciones que mejoren la calidad del esmalte, para losfines de protección anticorrosiva.

Page 333: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Sistema de transporte de petróleo por tubería 333

D.10.b.2 XIIC3 [[TABLA 1.-A WW C203]]

CARACTERISTICAS DEL ESMALTE DE ALQUITRAN DE HULLA

Prueba

Esmalte tipo IBaja temperatura

Esmalte tipo IIAlta temperatura

....mínimo máximo mínimo máximo

Puntos de ablandamientoASTM D36-64T 2200F 2400F 2200F 2400F

Residuos (ceniza) ASTMD271-64

25% 35% 25% 35%

Finura. Paso a través de la malla 200ASTM D546-55 90% ––––– 90% –––––

Peso específico a 250CASTM D71-52 1.4 1.6 1.4 1.6

Penetración ASTM 45-56 a 770F 100 gde peso en 5 sega 1150F 50 g de peso en 5 seg

512

1030

515

1055

Prueba de alta temperatura a1600F(ceniza ) AWWC, C203, Sec 2.8.8 ––––– 2/32 pulg ––––– 2/32 pulg

Prueba de baja temperaturaa—100F (agrietamiento) AWWAC203, Sec 2.8.9a—200F (agrietamiento)

–––––No es

aplicable

NoNo es

aplicable

No esaplicable

–––––

No esaplicable

No

Prueba de flambeo (calentamientoincipiente) AWWA C203, Sec 2.8.10Agrietamiento inicialDesprendimiento de área

0.5 pulg–––––

–––––5 pulg2

0.8 pulg–––––

–––––3 pulg2

Prueba de flambeo ( después de 2h decalentamiento) AWWA C203,Sec 2.8.11Agrietamiento inicialDesprendimiento de área

0.3 pulg–––––

–––––8 pulg2

0.6 pulg–––––

–––––5 pulg2

Prueba de impacto a 770 F. Bolade 650 g; cada 8 pies AWWA C203,Sec 2.8.13Impacto directoDesprendimiento de áreaImpacto indirectoDesprendimiento de área

–––––

–––––

16 pulg2

6 pulg2

–––––

–––––

10 pulg2

2 pulg2

Prueba de disgregamientoAWWA C203 Sec 2.8.12 No disgrega No disgrega

Page 334: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Petróleos Mexicanos334

Los materiales deben ser sometidos a pruebas de laboratorio en fábricaapegándose a las especificaciones de la AWWA C203 y en caso de que en elcampo se juzgue necesario, deberán hacerse nuevas pruebas, muestreando losmateriales y enviándolos a laboratorios especializados.

D.10.b.2 XIIC4. Fieltros de asbesto saturado de alquitrán de hulla.

Las envolturas deben ser de fieltro de asbesto que tengan un contenido deasbesto no menor de 85%, no saturado bajo las condiciones de la prueba ASTMD 1918. El asbesto debe ser unido y conformado con cualquier materialapropiado y después deberá saturarse totalmente con esmalte de alquitrán dehulla. El fieltro puede ser o no perforado con agujeros de 1.6 mm, en tresbolillodistanciados 2.5 cm; los fieltros pueden reforzarse con hilos paraleloslongitudinalmente distanciados 6.3 mm.

El acabado del fieltro debe tener las características siguientes:

Apariencia. El acabado de los fieltros de asbesto saturado de hulla debe teneruna superficie satinada libre de defectos visibles. Cuando el fieltro se desenrollea temperaturas entre 32 y 100º F, 0º y 38ºC, no debe pegarse a tal grado quecause desgarraduras ni las que deterioren su acabado. Los métodos de pruebadeben ser según ASTM D 146.

Peso por 100 pies cuadrados. Exceptuando los triturados superficiales o arena,agregados para prevenir pegamientos en los rollos de fieltro, el peso debe serno menor de 12 lb, ni más de 15 lb, por 100 pies2. La prueba debe hacersesegún ASTM D 146.

Resistencia a la tracción. Después de obtener una muestra del interior de unrollo envejecido al aire libre durante 72 h el promedio de resistencia a la traccióndebe tener los valores siguientes siguiendo la prueba según ASTM D 146.

Sin Conrefuerzo refuerzo

Fieltro no perforado.En el sentido del refuerzo 35 37Transversal al refuerzo 12 No especificado

Fieltro perforado.En el sentido del refuerzo 30 35Transversal al refuerzo 10 No especificado

Page 335: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Sistema de transporte de petróleo por tubería 335

Flexibilidad. Después de tomar las muestras del interior de un rollo envejecido alaire durante 72 h, el fieltro no debe agrietarse cuando se doble sobre un mandrilde 2.5 cm de diámetro, a 77ºF, 25ºC realizando la prueba como sigue:Cortar 5 tiras de 15 x 15 cm como se muestra en ASTM D 46 (Fig. D-1 y D-5) ysumergirlas en agua a 77ºF, 25ºC por 10 a 15 minutos. Doblar estas tiras 180º auna velocidad uniforme en exactamente 2 segundos, alrededor del mandril de2.5 cm de diámetro.

Saturación. Después de tomar las muestras del interior de un rollo, envejecido alaire libre durante 72 h, la saturación por extracción no debe ser menor de 18%ni más de 28% en peso del fieltro obtenido. El método de prueba debe sersegún ASTM D 146.

Pérdida de peso por calentamiento. La pérdida de peso por calentamiento demuestras de 15 x 30 cm, a 200 ± 5ºF, 93 ±3ºC, suspendiendo la muestra en unhorno durante 2 h, y después enfriando la muestra en un secador, debe ser de10% del peso de las muestras antes y después de la prueba.

Resistencia al desgarramiento. Para el caso de fieltros no perforados y sinrefuerzo, después de tomar muestras del interior de un rollo envejecido al airelibre durante 72 h, deben obtenerse valores promedio no menores de 240 g enel sentido longitudinal y no menos de 400 g en el sentido transversal. En el casode fieltro perforado no reforzado, los valores correspondientes son de no menosde 190 g longitudinalmente y no menos de 384 g en sentido transversal. Entodos los casos no debe haber valores menores que el del promedio. El métodode prueba debe hacerse según ASTM D 689.

D.10.b.2 XIIC5. Encalado. La preparación para el encalado debe hacerse como sigue:

Ingredientes: 190 litros de agua, 4 litros de aceite de linaza hervido, 70 kg de calviva apagada, 4.5 kg de sal.

Mezcla: agregar la sal al agua; luego la cal y el aceite lenta y simultaneamenteagitando perfectamente. Permitir que la mezcla se conserve durante tres díasantes de ser usada.

Page 336: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Petróleos Mexicanos336

D.10.b.2 XIIC6. Papel kraft o de estraza. El papel de estraza debe ser liso, 32 kg o 75 lb,de 100% de sulfato. Debe estar impresa a intervalos, la marca de fábrica y datosde espesor, consistencia y peso del papel. Las 75 lb, corresponden al peso de500 hojas de papel de 24 x 36 pulg, 61 X 91.5 cm. También se usa paraproteger los forros de fieltro.

D.10.b.2 XllC7 Aplicación del recubrimiento.

El constructor debe preparar cuidadosamente todos los factores que comprendeel recubrimiento, como el equipo y el material, la preparación de superficies, laaplicación de la pintura, el esmalte, refuerzos y envolturas, ya sea en planta o enlínea.

Preparación de superficies. Antes de aplicar el procedimiento de limpieza a base

de chorro a presión en planta, o a máquina viajera con rasquetas y cepillos enlínea, deberán quitarse totalmente las grasas y aceites de la superficie del tubomediante el chorro de un solvente apropiado a base de alquitrán de hulla,frotando con trapos limpios. No se permite usar trapos sucios o aceitosos, nisolventes sucios. No se usarán solventes como la kerosina, ni los que conten-gan plomo. Si los tubos tienen pintura de fábrica, ésta debe removerse totalmen-te pudiendo utilizar quemadores. Toda la superficie del tubo debe quedar librede cualquier materia extraña por estos procedimientos o por otros apropiados;deberá quedar totalmente libre de herrumbre, costras u otras impurezas y unavez limpia, debe presentar un aspecto gris mate si la limpieza se hace en planta,y muy semejante al gris mate si se hace con máquina rasqueteadora en línea, oa mano.

Deberá tenerse especial cuidado en los trabajos de limpieza en la línea,verificando previamente la efectividad de la máquina viajera haciéndola que sedesplace sin pintar, las veces que sea necesario hasta que la tubería quedelimpia. Las superficies que aun después de limpiarse tengan herrumbre, éstadebe quitarse raspando o con el uso de cepillos de alambre. En los procedi-mientos de chorro a presión debe eliminarse cualquier contenido de aceite ohumedad del aire.

Page 337: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Sistema de transporte de petróleo por tubería 337

Después de que el tubo o la tubería se acepte como limpia, deberán mante-nerse invariables estás condiciones hasta recibir las cubiertas de pintura yesmalte. Cualquier defecto que se descubra en el tubo al quedar limpia susuperficie, deberá ser retirado si se está recubriendo en planta. Cuando estosuceda en línea deberá inspeccionarse cuidadosamente. En ambos casos esposible reacondicionar el tramo, o bien reemplazarlo o rechazarlo. La limpiezabien ejecutada y en buenas condiciones asegura que los materiales derevestimiento se adhieran al tubo. Las soldaduras, los hoyos profundos y lasáreas de tubos adyacentes a los accesorios de tubería deben tener la mismaatención que el resto de la tubería. La tubería debe limpiarse por medio demáquinas de transmisión mecánica ya sea viajera o estacionaria, por medio dechorro a presión, por procesos químicos, por medios manuales, por calor o porla combinación de estos métodos, que se describen a continuación.

Limpieza mecánica. En principio las máquinas limpiadoras, viajeras y estacio-narias son las mismas, y deben producir tubería limpia mediante la combinaciónde talladores rotatorios, ruedas de impacto, martillos y cepillos de alambre, yestar combinados además con la máquina para aplicar la pintura primaria.

Chorro de abrasivo a presión. Se puede producir tubería limpia con chorro dearena empleando perdigones de enfriamiento superficial, perdigones maleables,sílice, arena u otro abrasivo aceptable.

La limpieza es usualmente hecha en patio donde el tubo es revestido después ytendido a lo largo de la línea. El chorro a presión con granalla de acero estáconsiderado como el procedimiento más eficiente y el uso de arena de rocacomo el menos efectivo.

Limpieza con procesos químicos. En la limpieza química se emplean productosquímicos o solventes que pueden remover substancias extrañas debiendo dejarlimpia la superficie del tubo.Los tubos pueden limpiarse de algunas materias extrañas si son sumergidos ensalmuera en una concentración apropiada y después que las substanciasextrañas han sido removidas, se lavan con agua. Después del lavado el tubo

Page 338: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Petróleos Mexicanos338

se debe sumergir en una solución cáustica de apropiada concentración y lavadodespués hasta que todos los productos y reactivos químicos han sido remo-vidos.

Los solventes serán empleados para limpiar la tubería cuando lo requiera lanaturaleza de las substancias extrañas, como los aceites y grasas. Como lossolventes son volátiles, no deben dejar substancias extrañas sobre el tubo. Nodebe usarse kerosina ni solventes que contengan plomo.

Limpieza manual. La limpieza manual debe ser ejecutada por trabajadoresequipados con herramientas apropiadas y de buena calidad, cepillos dealambre, rasqueteadoras de metal, limas y trapos deben ser proporcionados alos trabajadores en suficiente provisión para poder hacer una rápida y eficientelimpieza. La limpieza manual debe aplicarse solamente donde es impracticableel uso de máquinas limpiadoras.

Limpieza por calentamiento. En algunos casos puede usarse el calor en patiospara limpiar tubos, pero no debe usarse en gran escala.

Imprimación. La superficie de los tubos en planta o en línea debe quedar libre depolvo o arena o vestigios de materiales que se usaron en la limpieza.Inmediatamente después de la limpieza de los tubos deberá aplicarse la pinturaprimaria. La superficie debe estar seca y no deben ejecutarse los trabajos sillueve o hay niebla, a menos que el área, se proteja de estos elementos y seasegure la sequedad superficial. Debe también prohibirse la imprimación cuandohaya polvo en el aire, que pueda impedir la perfecta adherencia entre tubo,pintura primaria y esmalte.

• Está prohibido el uso de pintura a base de alquitrán de hulla, sucia por substan-cias extrañas, o con evaporaciones de exceso de solventes.

• La pintura primaria se puede aplicar con brocha, por aspersión, con máquinas

viajeras para tuberías o estacionarias en planta, equipadas con bandas de paño,rociadores, cepillos o combinación de ellos. La aplicación de la pintura primariadebe ser uniforme y libre de chorreaduras, gotas, discontinuidades de espesor,

Page 339: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Sistema de transporte de petróleo por tubería 339

escurrideros, puntos desnudos, o cualquier otro defecto que interrumpa dichauniformidad. Si hay puntos desnudos, deberán recubrirse y la pintura que tengaotros defectos debe ser removida hasta lograr una limpieza total y después sepintará de nuevo. Las superficies pintadas deben protegerse contra humedad,lluvia, niebla, vapores, pulverizaciones, polvo o cualquiera otra materia extrañamientras se aplica el esmalte.

• En tiempo frío, cuando la temperatura del acero del tubo está abajo de 45ºF,7ºC, o en cualquier tiempo en que se condense la humedad en la superficie deltubo, éste debe ser calentado a una temperatura de 85º a I00ºF, 30 a 38ºC,manteniéndola hasta que el tubo se seque y sea posible entonces aplicar lapintura. Para facilitar el pulverizado, la pintura deberá calentarse y mantenersecaliente a 120ºF, 49ºC, durante su aplicación. Los tiempos mínimo y máximo desecado de la pintura o el periodo para aplicar el esmalte estará de acuerdo conlos instructivos de estos materiales pero sin alterar esta norma. Si el esmalte nose aplica dentro de los límites de tiempo después de pintar, el tubo debe serpintado con una nueva capa ligera de pintura primaria.

• Precalentamiento de tubo pintado. En tiempo frío, si la temperatura de la superfi-

cie del tubo es menor de 47ºF, 7ºC, o con tiempo lluvioso, o con niebla cuandola humedad tiende a condensarse en el tubo frío, el esmaltado debe ser prece-dido de un calentamiento del tubo que ya está pintado. El calentamiento debehacerse por un método que dé la uniformidad de temperatura y que no excedade 160ºF, 70ºC, debiendo aplicar el esmalte a la temperatura señalada.

• Los procedimientos de calentamiento, son costosos, muy difíciles de aplicar en

línea, un poco menos en planta, por lo que, deberá hacerse la aplicación de losmateriales de revestimiento eludiendo los tiempos fríos, es decir, fuera de lastemperaturas señaladas que requieren calentar los tubos, o abajo de ellas.

Esmalte. El esmalte debe ser protegido de la humedad y de cualquiercontaminación, como agua, polvo, grasa, etc. Para un derretimiento rápido losesmaltes deben romperse en pequeños trozos, y para evitar contaminacióncontra la tierra y la vegetación debe romperse sobre plataformas apropiadas y

Page 340: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Petróleos Mexicanos340

cubrirse con mantas impermeables mientras se echa a las calderas.

Preparación del esmalte de alquitrán de hulla para su aplicación. El esmaltedebe ser calentado en calderas capaces de derretirlo uniformemente y contener-lo a la temperatura requerida; fáciles de limpiar; equipadas con mecanismospara agitar el esmalte caliente, con termómetros o termógrafos de fácil lectura yacceso para hacer caminos, y los ajustes o verificaciones que deben hacerseperiódicamente.

Debe disponerse de un número de calderas tal, que el esmalte pueda calentarsey coordinar su aplicación. El esmalte no debe, sostener en las calderas sutemperatura de aplicación por periodos mayores que los especificados en susinstructivos y acorde con los datos de proyecto de obra. El esmalte calentado enlas calderas no debe exceder la temperatura y periodos de derretimientorecomendados en dichos instructivos. En la operación de las calderas no debenefectuarse recargas de esmalte durante el tiempo en que están en uso; alterminarse la carga, la caldera debe ser completamente vaciada y limpiadaantes de volver a cargar. En las operaciones de parcheo se puede permitir usocontinuo de calentamiento de calderas que no excedan de 50 gal, 190 1. Lascalderas deben estar cubiertas con tapas abisagradas que puedan asegurarsefirmemente hacia abajo; deben estar cerradas herméticamente durante elcalentamiento y aplicación del esmalte, excepto cuando sea necesario cargar oagitar.

El esmalte debe mantenerse libre de humedad y de materia extraña en todotiempo, principalmente para y al tiempo de calentamiento y aplicación.La carga de esmalte debe ser fundida y llevada a su temperatura de aplicación;una excesiva temperatura de la caldera puede dañar al esmalte. El esmaltecaliente debe ser cuidadosamente agitado a intervalos que no excedan de 15min, ya sea que se esté distribuyendo o que se tenga de reserva, listo parausarse. Deberán usarse palas de hierro para agitar el esmalte, o con el agitadorpropio de la caldera; no está permitido el uso de palas de madera.

Page 341: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Sistema de transporte de petróleo por tubería 341

Deberá cuidarse de no sobrepasar la temperatura a la cual el esmalte debe sercalentado y el tiempo máximo que el esmalte puede estar en la caldera a latemperatura de aplicación. En ambos casos debe prohibirse el uso de eseesmalte y debe ser rechazado. La mezcla de esmalte con un fundente estáigualmente prohibida. El exceso de remanente de una caldera al final de unahornada, no debe ser incluida en una nueva hornada en cantidad mayor de 10%de la hornada anterior. La caldera debe ser vaciada y limpiada después de cadacarga y el material removido por la limpieza de la caldera debe ser vaciado degolpe y desechado.

• Un mínimo de 50% de la penetración original del esmalte a 77ºF, 25ºC, debeconservarse en el esmalte aplicado. Este mínimo debe ser evidencia de unapráctica de fundición y manejo satisfactoria. El inspector de estos trabajospueden tomar muestras periódicamente del esmalte, como viene siendoaplicado en la tubería o tubo. Si la penetración es menor de 50% de lapenetración original a 77ºF en cualquiera de las calderas, se debe rechazar elesmalte de esa caldera.

• Aplicación de esmalte de alquitrán de hulla y fieltros de asbesto en la superficie

exterior del tubo. La superficie del acero ya pintada que va a ser esmaltada yenvuelta, debe estar seca y limpia en el momento que se aplique el esmalte.Cualquier daño que ocurra en la superficie pintada debe ser reparada porretoque antes de aplicar el esmalte.

• Si el revestimiento se está haciendo en planta, el esmalte debe ser aplicado por

derrame sobre el tubo que gire por su eje longitudinal y extendido a su espesorespecificado. El esmalte debe ser aplicado de manera que cada espiralresultante de la operación, deba sobreponerse a la espiral que le precedió,produciéndose así una cubierta continua libre de defectos, discontinuidades ohuecos. El espesor del esmalte debe ser de 3/32 pulg, 2.381 mm y la variaciónpermisible no excederá de ± 1/32 pulg, 0.793 mm. Si el revestimiento estásiendo aplicado en la línea el esmalte debe ser aplicado con máquinas dealimentación continua y encintadora de transmisión mecánica.

Page 342: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Petróleos Mexicanos342

Fieltros. Un fieltro de baja porosidad que ha sido almacenado bajo condicionesde un ambiente altamente húmedo, producirá gasificaciones, o sea la formaciónde cráteres o vacíos en la capa de esmalte debajo del fieltro. Estos defectosdeberán ser corregidos, y los rollos de fieltro retirados, los que podrán usarsecuando estén secos y no presenten otras dificultades en su aplicación.

• Los fieltros de asbesto deben ser de un ancho apropiado, uniforme, de acabadoliso, aplicable en espiral, debiendo traslaparse no menos de ½ pulg, 13 mm. Losfieltros deben quedar nítidamente alisados, sin que el esmalte salga por la juntade traslape, debiendo además, estar libres de arrugas y discontinuidades con elfin de descubrir puntos donde la abrasión o golpes durante la construcción o eltransporte hayan dañado el revestimiento, los tubos pueden recibir un encaladoo una envoltura de papel de estraza, pegado con esmalte a intervalo conve-nientes. En línea, el encalado o envoltura de papel se hace menos frecuenteque en planta. La construcción final resultante de esta protección debe ser:pintura primaria, esmalte y refuerzo de fibra de vidrio, fieltro de asbesto,encalado o envoltura de papel de estraza; el tubo en planta no debe ser rolado osoportado en su revestimiento mientras no enfríe a la temperatura ambiente.

Aplicación de esmalte en los extremos de los tubos. En esmaltados en planta sedebe dejar una banda de 30 cm de ancho en ambos extremos del tubo, libre deprotección anticorrosiva que permita el manejo de tubos en planta, y en elcampo, hacer la unión de los tubos sin peligro de dañar la cubierta. Esta bandadeberá ser esmaltada en la línea bajo todos los lineamientos de limpieza,aplicación y pruebas expuestos en esta norma, ejecutando este trabajo a mano,por obreros especializados y con la herramienta apropiada, como cepillos dealambre, rasquetas, brochas, cubetas de esmalte, etc.

D.10.b.2 XIID. Inspección eléctrica del recubrimiento anticorrosivo, Prueba y equipo.

• Después de ser ejecutadas las diferentes fases del recubrimiento, el constructordeberá inspeccionar toda la cubierta del tubo o de la tubería mediante un detec-

Page 343: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Sistema de transporte de petróleo por tubería 343

tor eléctrico de fallas, la cual, deberá repararse satisfactoriamente y vuelta ainspeccionar, si es el caso.

• El equipo eléctrico usado para probar el esmaltado en planta o en la línea debeser portátil, de baja corriente, tensión ajustable, tipo impulso, con un dispositivode señal audible y luminosa a la vez, que sean fácilmente notables ambasseñales. El detector debe ser completado con un electrodo de resorte espiral. Lapotencia de entrada debe ser no mayor de 20 Watts y la frecuencia mínima de latensión debe ser de 20 ciclos por segundo.

• La tensión de operación del detector debe ser determinada como se explica mas

adelante, pero en ningún caso menor de 12100 Volts. El detector debe serajustado no menos de tres veces al día, obligado por la humedad relativa y porla temperatura; una vez, antes de iniciar los trabajos, otra a media jornada yfinalmente verificar, después de la última jornada, que el aparato no tienedesajustes.

• La tensión de operación del detector debe ser determinada con el siguiente

procedimiento: Seleccionar una porción con revestimiento anticorrosivo en el traslape del fieltro,

aproximadamente a 40 cm del extremo. Esta localización representa el espesormáximo del revestimiento sobre el tubo. Agujerar el revestimiento y envolturacon una navaja puntiaguda, punzón, picahielo u otra herramienta. Mover elelectrodo del detector de un lado a otro del agujero y reducir el voltaje hasta queel detector cesa de registrar el conocido agujero. Colocar una tira de fieltro deasbesto seco, saturado con alquitrán de hulla, de 15 lb/100 pies sobre elagujero; muévase el electrodo del detector de atrás para adelante y lentamenteincreméntese la corriente hasta que el detector comience a registrar el agujero.

• Una vez efectuado el ajuste del aparato, debe aplicarse al recubrimiento en

producción; cualquier agujero en el esmalte o falla, es indicado por una chispaentre el electrodo y la superficie del metal, y por la señal audible y la luminosa.Estas fallas se marcan sobre la superficie del revestimiento, y para repararlas,se corta una área de cartón y esmalte alrededor del agujero y se aplican denuevo los materiales en la forma especificada.

Page 344: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Petróleos Mexicanos344

Estas reparaciones deben probarse y serán aceptadas cuando el detector noindica falla.

• La inspección eléctrica (detección de agujero) es una prueba de continuidad deuna cubierta protectora. Este tipo de inspección no provee informaciónconcerniente a la resistencia de la cubierta, adhesividad, características físicas,o la calidad cubriente de la cubierta. Esta inspección detecta burbujas, ampollasvacías, grietas, puntos delgados e inclusiones extrañas o contaminantes conte-nidas en la cubierta, que son de tal tamaño, cantidad o conductividad, en cuantoa la importancia de disminuir la resistencia eléctrica o resistencia dieléctrica dela cubierta. Un detector es un aparato para localizar discontinuidades en lacubierta protectora.

• Un detector de agujeros debe usarse para una inspección inicial ejecutada tan

pronto se aplique la cubierta protectora y sirve para comprobar los materiales yla aplicación de los procedimientos. Una inspección final de la cubierta protec-tora después de que la tubería ha permanecido expuesta algún tiempo y estápor bajarse a la zanja o se encuentra en ésta, sirve para descubrir cualquierdefecto o daño a la cubierta protectora, excepto falta de adherencia, la queocurre durante el período de construcción.

• Esta norma exige el conocimiento de la técnica de los equipos detectores de

agujeros generalmente usados en cubiertas protectoras de tuberías, principal-mente para las operaciones de bajado, así como las tensiones para variosespesores de cubiertas, y en especial la de 3/32 pulg de esmalte de alquitrán dehulla.

• Esta norma no incluye cubiertas delgadas normalmente clasificadas como

polímeros plásticos y aplicados usualmente por procesos de adhesión porfusión. Las cubiertas de película delgada en tuberías son generalmente aplica-das para una película seca de espesores menores de 20 milésimas de pulgada.

• Lo que se ha dado en llamar agujero, es una discontinuidad de la capa

protectora del tubo que expone la superficie del metal al medio ambiente.

Page 345: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Sistema de transporte de petróleo por tubería 345

Un detector tipo impulso suministra un impulso de alto voltaje de muy cortaduración. La duración del impulso, como ejemplo, es de 0.0002 segundos a unavelocidad de 30 impulsos por segundo.

Todas las pruebas de tensión en esta norma se refieren a valores de CD,corriente directa, o CA corriente alterna.

La tensión mínima de prueba para el espesor de una cubierta en particular debeestar dentro del 20% del valor determinado por la siguiente fórmula y tabla.Tensión de prueba = 1250 T .T = Espesor promedio de la cubierta en milésimas 0.001 pulg.

TENSION MINIMA DE PRUEBA PARA VIDRIOS PARA VARIOSESPESORES DE LA CUBIERTA

Tensión de Espesores de cubierta en pulgadas prueba

Treintaidosavos Milésimas Volts__ 16 50001. 31 70002. 62 98003. 94 121004. 125 140005. 156 150006. 188 17100

16. 500 2800020. 625 3100024. 750 35000

• La tensión de prueba debe verificarse periódicamente. Si una envoltura noperforada se aplica sobre la pintura primaria, el espesor y la resistencia dieléc-trica del material de la envoltura pueden considerarse cuando se determina oespecifica su tensión de voltaje. Ciertos materiales de envolturas pueden tenerpropiedades eléctricas aislantes iguales o mayores que la cubierta protectora.

• La conexión a tierra del metal del tubo y la terminal de tierra del sector sonnecesarias para completar el circuito. Esto puede hacerse a través de unaconexión directa por medio de un cable o conectando ambos a tierra común. Elmetal del tubo, si no está en contacto con la tierra, usualmente se conecta a

Page 346: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Petróleos Mexicanos346

tierra por una varilla conductora. El detector puede, en muchos casos, serefectivamente conectado a tierra por el uso de un cable flexible desnudo de 9 mde largo que se conecta a la terminal del detector y que se arrastra a lo largo dela superficie del suelo. En terrenos áridos, arenosos o rocosos de alta resis-tividad eléctrica un cable directo conectado entre el metal del tubo y la terminal atierra del detector debe mantenerse.

El electrodo es el medio por el cual el potencial eléctrico se aplica a la superficiede la cubierta.La construcción del electrodo debe ser tal que no debe tener más de 0.010 pulg.de distancia lateral entre los puntos donde el electrodo hace contacto con lasuperficie cubierta, por cada 1000 Volts de potencial.

• El electrodo debe mantenerse en contacto con la superficie cubierta, en todotiempo, y no debe deformar o ser desfavorable a la cubierta. El electrodo nodebe moverse hacia atrás y hacía adelante excesivamente, más aún sobre unacubierta débil, para prevenir la causa de una disminución posible en el espesorde la cubierta.

Tipos y Velocidad de viaje. Detector de impulso. La amplitud del impulso de undetector debe ser considerado en la determinación de la velocidad de viaje delelectrodo sobre la superficie cubierta. Mayor amplitud del impulso podrá permitiruna velocidad mayor de viaje.––Detector no impulso: La velocidad de viaje estálimitada por la mecánica de aplicación y del tiempo de respuesta del detector.

La velocidad apropiada de viaje para una serie particular de condiciones puedeser determinada haciendo un agujero en la cubierta y probando el detector deagujeros a varias velocidades de viaje del electrodo.

La velocidad de viaje de un detector aplicado a cubiertas anticorrosivas entuberías no debe ser mayor que la velocidad del paso de un hombre.

Medición de la tensión.––-La medición de un detector no impulso, puedehacerse con un kilovólmetro de alta resistencia o con un distribuidor de voltajede alta resistencia y un vólmetro de alta resistencia.

Page 347: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Sistema de transporte de petróleo por tubería 347

La medición de la tensión de un detector de impulso debe ser hecho con unkilovólmetro de lectura de picos de alta impedancia o con un divisor de tensiónde resistencia o capacitancia de alta impedancia y un indicador apropiado talcomo un osiloscopio o vólmetro.El electrodo debe estar en posición de operación normal sobre la superficiecubierta en una área libre de agujeros. Todos los componentes deben serapropiadamente conectados a tierra. La tensión debe ser medida entre elelectrodo y el tubo.

En ausencia de medios apropiados de Medición de tensiones, la operación dedetectar agujeros puede ser determinada haciendo un pequeño agujero en lacubierta a inspeccionar. La tensión del detector de agujero se ajusta paralocalizar o detectar este agujero a una velocidad normal de viaje.

Condición de la superficie cubierta.––Una excesiva humedad de cualquiermaterial eléctricamente conductivo, dentro o sobre la superficie del sistema de lacubierta puede causar corrientes de dispersión apreciables, las cuales puedenhacer mas baja la efectividad de la prueba de tensión o causar indicacioneserróneas de agujeros. Las superficies de la cubierta deben estar secas y limpiaspara efectuar la prueba eléctrica.

Cualquier condición de la superficie que cause un incremento en la distanciaentre el eléctrodo y el metal debe ser corregida.

Cuidados al equipo.––Todas las partes del detector eléctrico deben conservar-se limpias y libres de humedad en todo tiempo.

Los electrodos deben ser conservados libres de materia que los cubra y encondiciones mecánicas que aseguren el contacto con la superficie de lascubiertas protectoras, en todo tiempo.

Todos los contactos eléctricos deben conservarse limpios y libres de corrosión.

• El alambre rastrero debe conservarse libre de materia que lo cubra y en talescondiciones, que se mantenga contacto con la tierra.

Page 348: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Petróleos Mexicanos348

El alambre de contacto a tierra debe tener siempre la longitud especificada. Lasbaterías deben tener el mantenimiento recomendado y ser probadas confrecuencia, ajustando a cero.

D.10.b.2 XIIE. Transporte y manejo de tubos esmaltados. Los tubos protegidos con lascubiertas o recubrimientos a base de esmalte, deben ser manejados conmáquinas fuertes, equipadas con eslingas de bandas anchas, y apoyarlos enpolines acolchonados y anchos, para prevenir daños a la cubierta. No se permiteque la cubierta de los tubos tenga contacto con, cables desnudos, cadenas,ganchos, barras de metal, o polines angostos.

Cuando se embarquen por ferrocarril, todos los tubos deben ser cuidado-samente cargados y apropiadamente apoyados sobre silletas o abrazaderasacolchonadas, así como deben acolchonarse también las estacas de carga. Lostubos deben atarse constituyendo una unidad de carga de acuerdo con elreglamento de la American Railway Association. El embarque por ferrocarrildebe apegarse al API RP 5L1. En los embarques por camión, los tubos debenser apoyados en cunas anchas apropiadamente acolchonadas hechas enmaderos ahuecados en su superficie de apoyo adaptando la cavidad a lacurvatura del tubo, y las cadenas cables u otros equipos usados para sujetar lacarga, deben ser cuidadosamente acolchonados y no deben dañar elrevestimiento.

• Los tubos con revestimiento no deben manejarse o embarcarse cuando latemperatura ambiente está a 30ºF arriba de la temperatura de agrietamiento delesmalte según pruebas D.10.b.2 XIIC3.––TABLA 1.–– AWWA C203, "Caracterís-ticas del esmalte de alquitrán de hulla".

• Los tubos deben ser depositados a lo largo y a un lado de la zanja, apropia-

damente soportados en el terreno para evitar que se dañe el revestimiento, y lostubos o la tubería deben ser izados con eslingas de bandas anchas.

Las cadenas cables o tenazas no se permiten; los tubos no deben arrastrarse.En todo tiempo durante la construcción deberán tenerse muchas precaucionespara no dañar el revestimiento; no se permitirá que herramientas u objetospesados hagan contacto con la cubierta del tubo.

Page 349: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Sistema de transporte de petróleo por tubería 349

La gente o los trabajadores no deben caminar por los tubos o la tubería. Cual-quier daño al revestimiento durante la construcción debe repararse.

D.10.b.2 XllF. COMPLEMENTOS DE LA INSPECCION.• El recubrimiento debe inspeccionares visualmente mientras se aplica. El inspec-

tor vigilará cuidadosamente la operación de la esmaltadora porque es casiimposible encontrar fallas visualmente después de que las envolturas seaplicaron. Debe vigilarse para asegurar un recubrimiento completo de lasuperficie con el esmalte.

La temperatura del esmalte en las calderas debe vigilarse, si llegan a ponersefuera de su punto, el sobrecalentamiento produce coquificación. Debe tenerseen cuenta que una partícula de cobre en el revestimiento puede transmitircorrientes corrosivas. La velocidad y la temperatura a la cual el esmalte seaplica, gobierna el espesor. Una temperatura menor puede producir unrecubrimiento mayor.

Los inspectores deben verificar periódicamente el espesor del revestimiento, asícomo el grado de adherencia al tubo. El traslape de la envoltura debe sertambién inspeccionada a intervalos, porque un gran traslape desperdiciamaterial y un traslape pequeño no protege al recubrimiento. Esto se haceremoviendo pequeñas secciones del recubrimiento y las partes descubiertasdeben ser pronta y cuidadosamente reparadas.

D.10.b.2 XIII. BAJADO Y TAPADO.El bajado y tapado es considerado el trabajo necesario para remover la tuberíade los apoyos de durmientes acolchonados y colocarla en su posición finaldentro de la zanja, la cual deberá hacerse sin dañar el esmalte soportando latubería con eslingas de bandas de tela con un ancho de una vez el diámetrocuando menos. La tubería no debe sufrir deformaciones permanentes en su ejelongitudinal ni menos transversalmente.

• Es conveniente insistir en que la tubería debe descansar en el fondo de la zanja,en toda su longitud no permitiéndose dejar ondulaciones (slacks loops),solamente en caso de que el proyecto lo estipule, pero debe consignar lascaracterísticas de la o las ondulaciones.

Page 350: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Petróleos Mexicanos350

• Al ser levantada la tubería de sus apoyos se correrá el detector eléctricoespecificado anteriormente, a todo lo largo de la tubería teniendo cuidadoespecial, cuando se pase por los puntos donde se encontraba apoyada latubería. Cualquier defecto del revestimiento debe ser reparado.

Métodos que deben usarse para proteger las tuberías alojadas en suelosrocosos.

• Cuando la formación rocosa es relativamente suave y de tipo deleznable debehacerse un relleno apropiado del fondo y a los lados para proveer un asientoparejo y uniforme donde la tubería descanse.

• Cuando la roca es muy dura y del tipo de formación que se hace pedazos,

deben colocarse sacos de tierra o bordos a cada 6 a 9 metros en la zanja parasoportar el tubo.

Este método requiere que la zanja sea cavada a una profundidad mayor, paraque así, la tubería quede con la cubierta o colchón del espesor aconsejado paraáreas rocosas.

• La zanja puede ser rellenada con roca libre de tamaño pequeño, 3 cm, hastauna altura de 10 centímetros, emparejando la superficie. Este procedimientotambién requiere una mayor profundidad de la zanja para tener el espesorespecificado de la capa o colchón sobre la tubería.

• También se ha recurrido a cubrir el recubrimiento de la tubería con una cubierta

de 3/16 pulg de espesor de cartón o fibra, impregnada con asfalto, conocida conel nombre de "Rockshield'. En este procedimiento no se necesita profundizar lazanja más allá de la excavación normal para proveer el espesor mínimo de lacubierta.

• La protección de tuberías, al apoyarse en la zanja por medio de sacos de arena,

bancos de tierra, cartón impregnado, acolchonamientos o tipos similares deprotección utilizados cuando la tubería revestida se coloca en suelos rocosos, secomplementa con la protección catódica ya que el terreno es de alta resistividad,buen drenaje y contenido mínimo de materia activa de corrosión. El materialusado en camas y rellenos de zanjas que quede junto a la tubería debe ser suel-

Page 351: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Sistema de transporte de petróleo por tubería 351

to, libre de rocas o partículas agudas o puntiagudas que pueden dañar el recu-brimiento anticorrosivo.

Cuando se use tubería revestida en planta, deberá completarse el recubrimientoanticorrosivo, previo a la operación de bajado y tapado; deberá hacerse laprueba dieléctrica en toda la longitud de la tubería, como se ha especificadoantes, reparando las partes del recubrimiento que se encuentren dañados.

El bajado y tapado de la tubería deberá hacerse durante las horas más frías delas jornadas de trabajo para reducir los esfuerzos del terreno sobre la tubería,salvo casos especiales en que el proyecto especifique otras condiciones.

La tubería debe conservar todas las características de los materiales y de losprocedimientos de construcción durante el bajado y tapado. Si se alteran, debenser corregidas.

D.10.b.2 XIV. EMPATES. Por construcción, durante las operaciones de alineado se permite con cierta

frecuencia tener desconectadas secciones de línea. Estas secciones tendránque ser unidas después en sus extremos para dar continuidad a la línea,operación que es conocida con el nombre de "empate".

Generalmente el seccionamiento ocurre al interrumpir el soldado de la línearegular en los casos siguientes:

• Por una sección de la línea abajo de una vía férrea, de un camino o de otroobstáculo que no será instalada por la cuadrilla de alineado y soldado.

Cuando la línea regular se interrumpe en un cruzamiento de río, laguna, estero,etc.

• Cuando la línea se interrumpe en una estación de bombas, en una trampa dediablos, en una válvula de seccionamiento.

• En caso de tener una sección libre, para trabajos con tubos de revestimiento enplanta y que interfiera con la operación de bajado y tapado.

• Por acomodamiento de la tubería en la zanja.

• Cuando la línea se deja abierta para corrida de diablos.

Para unir estas secciones y dar continuidad a la línea debe seguirse el procedi-miento de soldadura y el de revestimiento establecidos, deberá usarse el equi-

Page 352: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Petróleos Mexicanos352

po necesario y procurar la manera de que las secciones queden apropiada-mente alineadas para evitar sobre esfuerzos.

Las soldaduras de empate que ha sido necesario hacer después de una pruebahidrostática por secciones, no requieren pruebas hidrostáticas, pero debeninspeccionarse radiográficamente 100%.

Obras especiales. Cuando haya una interrupción en la secuencia de la produc-ción de soldadura a lo largo de la línea regular y la reanudación en un puntoavanzado que pueda originarse por obstáculos que impidan el paso normal deltren de soldadura principalmente, y el de esmaltado, debe considerarse el tramosalvado como una obra especial, siempre que para lograr la continuidad de latubería se requieran cuadrillas, equipos y sistemas de trabajo diferentes de losque se usan en la línea regular. Las obras especiales, las más importantes son:estaciones de bombeo o de compresión en caso de gaseoductos, trampas dediablos, válvulas de seccionamiento, cruzamientos de corrientes fluviales, lagu-nas, esteros, pantanos, canales, presas; acueductos, oleoductos; cruce de víasde comunicación de ferrocarriles y caminos y cualquiera otro tipo de obstáculoque interrumpa la construcción de la línea regular.

Page 353: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Sistema de transporte de petróleo por tubería 353

D.10.b.2 XV. MEDICION DE LA LONGITUD DE TUBERIA.Las mediciones que se hacen en una obra de este tipo, consisten dellevantamiento topográfico original para fines de proyecto, para el trazo del eje dela tubería y los retrazos necesarios.

Después de la fase de soldadura se hace una medición longitudinal tensando lacinta sobre y paralelamente al lomo de la tubería, con el fin de localizar ycontrolar soldaduras y finalmente una medición longitudinal descansando lacinta tirante, sobre la superficie del terreno exactamente arriba de la tubería.

Deberá utilizarse cinta de acero marcada en metros, decímetros y centímetros,debiendo aproximar las mediciones hasta los milímetros.

Deberá llevarse un registro del kilometraje corrido que contenga el kilometrajede los límites de las obras especiales o interrupciones de la tubería, indicandoademás el tipo de obra especial de que se trate y su longitud asignada. Elreporte de obra especial, deberá dar las longitudes exactas, horizontal, sobre ellomo de la tubería y sobre la tubería enterrada, del tramo que le corresponda.

Finalmente, sobre un plano que contenga los datos topográficos del trazo yniveles, deberán ser registrados los datos de las longitudes de la tubería antesexplicadas, así como las igualdades periódicas en los puntos más importantesdel desarrollo de la línea.

Page 354: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Petróleos Mexicanos354

D.10.b.2 XVI. PRUEBA HIDROSTATICA.Después de la operación de bajado y tapado y hechos los empates con lasobras especiales, deberá probarse la tubería a presión interior utilizando comofluido el agua dulce y limpia, gas natural, petróleo crudo o algún producto líquidode petróleo que sea el menos peligroso posible en caso de fuga. Si la líneacruza áreas pobladas, la prueba de hacerse solamente con agua.

• Deberá correrse un diablo delante del fluido con una placa de acero, calibra-dora del circulo interior, impulsado por el fluido. El diablo deberá ser seguido portrabajadores a lo largo del trayecto a fin de poder localizarlo en todo tiempo.

• Una vez llena la tubería y exenta de aire, deberá aplicarse la presión deproyecto durante una hora sin que se presenten variaciones sensibles depresión. Después será abatida hasta 50%; vuelta a subir al 100% se mantendráhermética la tubería durante 24 horas debiendo usar un magnetómetroregistrador y obtener una gráfica presión-tiempo. Si se presentan pérdidas depresión por fallas de la tubería, ésta será reparada y repetida la prueba.

• Los sistemas de tuberías que van a operar 20% o menos del Iímite elásticomínimo especificado del material, deben someterse a una prueba de aire yespuma a 100 lb/puIg2 o bien una prueba hidrostática a 1.25 veces la presióninterna de diseño.

• Los sistemas de tuberías que van a operar a un esfuerzo tangencial mayor del20% del límite elástico mínimo especificado (SMYS) del material, deben some-terse a una prueba hidrostática de 1.25 veces la presión interna de diseño. Siuna línea se prueba a más de 90% SMYS del material deben preverse defor-maciones no proporcionales.

• Ningún elemento que forme la tubería debe ser de menor resistencia que elmaterial de los tubos a fin de que todo el sistema resista la prueba hidrostáticaespecificada para la tubería.

• Las propiedades de los tubos que son base para el diseño y para la pruebahidrostática, están consideradas para tubos nuevos.

Page 355: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Sistema de transporte de petróleo por tubería 355

• El equipo de un sistema de tuberías que no deba sujetarse a la prueba, debedesconectarse.

• Si el medio de la prueba en el sistema se sujetara a expansiones térmicas

durante la prueba de presión, deben tomarse previsiones para relevar el excesode presión.

• Después de hacer la prueba hidrostática, las líneas, válvulas y accesorios serán

drenadas completamente del agua para evitar daños por congelamiento, si es elcaso.

• Las pruebas de presión deben ser hechas tanto sobre el sistema completo,

como sobre partes componentes terminadas del sistema. • Si durante la prueba ocurren fugas deberán repararse y repetir la prueba. • Las trampas de diablo, múltiples, etc., deben ser probadas hidrostáticamente a

límites iguales que aquellos que requiere el sistema. Esta prueba se hará porseparado, o de otro modo, con el sistema completo.

• Todos los dispositivos de limitación de presión, válvulas de relevo, reguladores

de presión y equipo de control deben ser probados para determinar que estánen buenas condiciones mecánicas, de capacidad adecuada, efectividad yconfiabilidad de operación para el servicio a que están destinados, funcio-namiento a la presión correcta; debidamente instalados, y protegidos de otrosmateriales o condiciones que puedan evitar una apropiada operación.

• Limpieza interior. Cuando sea necesario dejar vacía la tubería, deberán correrse

diablos de limpieza para desalojar el fluido de prueba. Si la tubería se va a dejarseca, se correrán diablos con baches de alcohol industrial.

Page 356: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Petróleos Mexicanos356

D.10.b.2 XVII. SEÑALAMIENTO. Se deberán colocar en el derecho de vía todas lasseñales definitivas que indique el proyecto. Ver señalamientos en AVIII-1 Normade seguridad.

D.10.b.2 XVIII. RESTAURACION DEL DERECHO DE VIA. Todo el material de rellenodebe ser devuelto a la zanja, de manera que después del asentamiento, lasuperficie del terreno no tenga depresiones y salientes en el área de la zanja, oel montón de tierra lateral interfiera con cualquier tráfico eventual o normal en ellugar.

• Todos los rellenos deben ser coronados con una altura no menor de 20 cm, y nomás de 25 cm arriba de la superficie adyacente del terreno del derecho de vía,excepto a través de terrenos de labranza, donde debe compactarse el relleno,sin dejar bordo.

• Los diques, terrazas, drenajes o canales que fueron desviados o cortadosdurante la construcción, quedaron sujetos a derrumbes, por lo cual se debenreponer con sacos de arena o apisonados, dando la densidad necesaria paracontener la presión del agua y la resistencia a la erosión.

• En campos de cultivo, las rocas grandes o cantos rodados provenientes de lazanja que se encuentren a un lado sobre el terreno, interferirán con lasoperaciones de labranza. Esas piedras deben ser removidas.

• En terrenos irrigables un bordo puesto sobre la zanja para permitir elasentamiento, interferirá la distribución del agua a lo largo de la pendiente de lossurcos. Deberá hacerse una compactación del relleno mediante apisonados oinundando el terreno. Si la tierra se ara con más regularidad por el cultivo, elbordo puede quedarse y dicho arado lo extenderá.

• Un bordo alto sobre la zanja puede desviar drenajes de superficie originándosecanales, debiéndose prever que esto no suceda con la zanja donde se encuen-tra la tubería.

• La demora de la operación de relleno en una excesiva longitud de la zanjaabierta es causante de interferencia en las actividades agrícolas en el terreno obien representa un peligro para personas, para animales y maquinaria agrícola.Debe evitarse.

• Donde la operación de relleno exponga edificios u otras estructuras con posible

Page 357: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Sistema de transporte de petróleo por tubería 357

daño por el equipo mecánico, el relleno debe hacerse a mano.

• En ocasiones, por, una razón u otra, tal como la erosión durante el período deconstrucción, el material que se aprovecha es suficiente para llenar la zanjasatisfactoriamente. Cuando se haga un préstamo de tierra para completar laoperación, debe tomarse la autorización del propietario o del inquilino delterreno.

• Donde la tubería es atravesada por una tubería de drenaje subterránea, ésta

deberá ser protegida durante la construcción y cuidadosamente restaurada alfinalizar la obra.

• Cualquier bordo que cruce un camino es peligroso al tráfico. Para reducir

posibles accidentes en el cruce deberá rellenarse la zona durante la construc-ción de la línea, apizonando por capas y poniendo una capa final de grava, de12” de espesor.

• Materiales de la construcción, leña, terrones u otras concentraciones de materia

orgánica que forman compuestos ácidos por putrefacción, deben ser removidos,incluso como protección de las piezas de acero de los equipos expuestos.

• En las laderas un sumidero en la zanja deberá taparse cuidadosamente porque

puede provocarse la formación de un canal de drenaje al salir el agua, erosio-nando el material de relleno y con daños al revestimiento por la propia corriente.

• Ocasionalmente los propietarios del terreno requieren alguna consideración

especial que afecta el relleno, como compensación por el derecho de vía cedido,a esto debe darse una solución que en el futuro no dañe la tubería.

• Debe tenerse en cuenta la jurisdicción del gobierno en corrientes navegables o

eventuales encauzadas, canales, etc., deben venir escritas en el proyecto lasprecauciones que deben tomarse durante la construcción.

Page 358: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Petróleos Mexicanos358

D.10.b.2 XIX. LIMPIEZA FINAL DEL DERECHO DE VIA.

• El término limpieza final se refiere a los procesos de restauración de los terrenosatravesados por la tubería, los cuales deben dejar hasta donde es posible, lascondiciones de forma anterior a la ejecución de la obra, trátese de terrenosparticulares o de cruces de obras públicas, como las vías de comunicación. Esnecesario que la faja de terreno o amplitud del derecho de vía para operación ymantenimiento se deje en condiciones de estabilidad permanente de susuperficie.

• Después del relleno de la zanja, deberá despejarse el derecho de vía y otras

áreas circundantes, si es el caso, y deberá disponerse de todos los materialesde desperdicio, escombros y desechos resultantes. Deberá emparejarse el terre-no llenando hoyos, surcos y reparando cualquier daño hecho, y deberá restau-rarse el terreno para una condición estable y de uso y pueda razonablementetomar la consistencia que tenía el terreno, anterior a la construcción.

• Deberán hacerse reparaciones duraderas de las bardas, y otros cercados a

través de los cuales se han tenido puertas temporales u otros medios de paso.Deberán usarse nuevos y buenos materiales en las reparaciones. Las estruc-turas deberán colocarse en condiciones buenas o mejores a las que había antesde la construcción. Todas las reparaciones deben ser a satisfacción de lospropietarios o inquilinos. Se deberán remover todos los medios temporales deacceso al derecho de vía, excepto aquellos que el proyecto señale para usos demantenimiento o para uso del propietario del terreno, según su conveniencia. Sedeben reparar y restaurar las condiciones originales de todos los derechos devía públicos en los puntos donde ellos fueron intersectados por el derecho devía.

Deberán atenderse las demandas por daños que puedan resultar en laconstrucción de la tubería y en su caso deberán hacerse las reparaciones orestauraciones que deben satisfacer a el o a los propietarios. Deberá estable-cerse una conducta de trato con propietarios y autoridades para ejercer los per-misos con ellos obtenidos.

Deberán removerse con apremio todos los materiales incluyendo tubos, a lo

Page 359: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Sistema de transporte de petróleo por tubería 359

largo del derecho de vía o en el término de la línea, dejados durante los trabajosde construcción; también se recogerá todo el equipo, herramientas y artefactosque se usaron en el desarrollo del trabajo.

Todas las operaciones precedentes de limpieza sobre el derecho de vía ycontiguas y las señales de cruce deben ser completados tan cerca como seaposible atrás de la base de relleno de la zanja de modo que el derecho de víasufra las interrupciones debidas a la construcción, el menor tiempo posible.

D.10.b.2 XX. PREPARACION PARA PROTECCION CATODICA.

El proyecto de la línea debe traer consignados todos los trabajos anticipadosque deben efectuarse durante la construcción de la tubería, correspondientes ala instalación del sistema de protección catódica, debiendo cumplirse loslineamientos que ya se dieron en D.10.b.2 XII. Recubrimiento anticorrosivo.Pruebas.

D.10.c FRENTES DE OBRAS ESPECIALES. Por separado, se publicarán las normasque corresponden a las diferentes obras especiales.

Page 360: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Petróleos Mexicanos360

E CRITERIOS DE MEDICION

E.1 Los criterios de medición deben estar encaminados a poder cuantificar conexactitud las cantidades de obra, de manera que puedan medirse las partes y eltodo, para establecer la aplicación de unidades de medida congruentes con eltipo de obra de que se trate.

E.2 En tuberías de transporte se deben distinguir dos tipos de obra con diferenteforma de cuantificar.

E.2.a Línea regular: es la construcción de tubería a campo traviesa, con fases de obrabien definidas que no presentan variantes notables en su ejecución.

E.2.b Obras especiales: son obras intercaladas en la línea regular interrumpiendo sudesarrollo; pueden agruparse por su similitud pero todas son diferentes, aexcepción de instalaciones tipo en la propia tubería como son trampas dediablos, válvulas de seccionamiento y algunas estaciones de bombeo, oestaciones de compresión en gasoductos.

E.3 La unidad de medida de la línea regular es el kilómetro, con aproximación almetro.

E.3.a La unidad de medida en las obras especiales debe tomarse como obra unitariaglobal, pero además debe ser incluida la longitud de línea correspondiente encada obra especial.

E.4 Para los efectos de precios unitarios y de costos deberán consignarse losvalores de línea regular por kilómetro, y los valores de obra especial, para cadauna de ellas, también por kilómetro y fracción al metro.

E.5 Bajo estas bases deberán medirse las diferentes fases del desarrollo de la obrahasta determinar los precios unitarios o los costos parciales de la obra yconstituir los valores totales.

E.5.a El proyecto tiene determinadas las cantidades de obra en el presupuesto de laconstrucción basado en el estudio de precios unitarios. En la realización de laobra, deberán compilarse los datos reales de cantidades de obra y de esosprecios unitarios para constituir los costos unitarios y el costo total de la obra.

Page 361: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Sistema de transporte de petróleo por tubería 361

E.5.b En forma convencional debe entenderse que cuando se mencionen "preciosunitarios" se hace referencia a datos de proyecto y si se mencionan "costosunitarios" se hace referencia a costos reales de la construcción. Igual aplicaciónse hará a "precios" y "costos".

Page 362: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Petróleos Mexicanos362

F. CONCEPTOS DE TRABAJO.

F.01 De acuerdo con el instructivo de la "Comisión Técnico Consultiva de Contratos yObras Públicas", cuyos lineamientos sirven de base para la elaboración de estanorma los "Conceptos de Trabajo" son divisiones principales y subdivisiones quedeben especificar con precisión:

Materiales y EspecificacionesOperaciones y Pruebas

F.01.a El concepto principal de trabajo debe aplicarse a cada una de las divisiones quese hagan de la obra, pero siempre y cuando corresponda a una de las divisionesde obra que se hace por la operación de la misma y que tiene una funcióndefinida dentro del conjunto de la obra.

F.01.b Los sistemas de Transporte de Petróleo por Tubería se dividen por su funciónen, bombeo, transporte y almacenamiento, por lo que los conceptos principalesde trabajo se aplicarán a Tubería en: Línea, Estaciones de Bombas y Plantas deAlmacenamiento. Dentro de esta gran división es posible encontrar partes deobra que por una ejecución complicada, pueden aislarse, como es el caso de lasobras especiales.

F.01.c Disposiciones del instructivo que definen el concepto principal de trabajo en elcaso de Línea Regular.

Concepto principal de trabajo en línea regular:

Un tramo de tubería totalmente terminado. Comprende materiales, especifica-ciones, operaciones y pruebas como sigue:

MaterialesTubos de aceroSoldaduraPintura primariaEsmalte aislante dieléctrico y refuerzo de fibra de vidrioFieltros de fibra de vidrio para protección.

Especificaciones de materiales.Las especificaciones de todos los materiales están contenidas en esta norma enla cláusula A Materiales.

Page 363: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Sistema de transporte de petróleo por tubería 363

Operaciones. Son operaciones de construcción ejeutadas de acuerdo a lasespecificaciones limitantes de los procedimientos contenidos en la cláusula D.–REQUISITOS DE EJECUCION.

Pruebas de obra. Son las pruebas a que se somete la obra parcial y totalmente,también descritas en dicha cláusula.

F.01.d El criterio para llegar a determinar "un tramo de tubería totalmente terminado"como el concepto principal de trabajo, se debe a la aplicación de la tecnologíaque ha seguido Petróleos Mexicanos en la construcción de más de 15 000 kmde tubería de transporte, lográndose un buen control de la obra en susmateriales, ejecución, pruebas, calidad, tiempo y costo. La alteración de estapráctica puede ocasionar inconveniencias económicas y consecuenciasdañosas para la construcción y el mantenimiento de las instalaciones. Hastadonde ha sido posible, la exposición de esta norma se desarrolla según losprocedimientos de construcción, con la tendencia a que puedan determinarsefácilmente los conceptos de trabajo en las diferentes divisiones de obra yconsecuentemente los costos, bajo los principios técnicos y económicos de laingeniería.

F.02 Conceptos para tabulador o catálogo general.Los conceptos de trabajo que aparecen en las páginas que siguen, pertenecenal tabulador de precios unitarios vigente de la Comisión de Precios Unitarios dePetróleos Mexicanos.

F.03 A menos que los documentos del concurso o del contrato, indiquen lo contrario,dichos conceptos de trabajo incluyen todos los recursos directos o indirectosnecesarios para efectuar el trabajo, tales como materiales y su acarreo a laobra, mano de obra, operación y mantenimiento del equipo, administración ydirección de la obra.

Page 364: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Petróleos Mexicanos364

F.04. CONCEPTOS DE TRABAJO DE LA COMISION DE PRECIOS UNITARIOS DEPETROLEOS MEXICANOS

CONCEPTOS DE TRABAJO EN QUE SE DIVIDE LA CONSTRUCCION DE LA LINEAREGULAR PARA LA DETERMLNACION DE COSTOS

La tabla siguiente contiene los “Conceptos de Trabajo” y la “Unidad de Medición” el “Alcance Detallado “y las “Especificaciones de Construcción”. Estas especificaciones de construcciones están indicadas con número romano ycorresponden a una división de obra que se encuentra en D.06 y cuyas definiciones están en hojas subsecuentes.

Conceptos de trabajo yunidad de medición

Alcance detallado Especificacionesde construcción

En todos los casos se incluye: equipo, maquinaria,herramienta de mano, materiales y mano de obranecesarios para efectuar las operaciones que seindiquen.

1. APERTURA DEL DERECHO DE VIA Y AREAS DE ALMACENAMIENTO.

km

1. Desmonte y despalme, (efectuados como unasola operación).

2. Fabricación, colocación y mantenimiento defalsetes y reposición de cercas definitivas.

II

II

2. TERRACERIAS EN EL DERECHO DE VIA Y AREAS DE ALMACENAMIENTO.

km

1. Cortes y rellenos. 2. Remoción.

3. Acarreo y sobreacarreo de materiales.4. Precauciones necesarias, cuando se usen

explosivos.

IIIIIIIII

III

Page 365: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Sistema de transporte de petróleo por tubería 365

Conceptos de trabajo yunidad de medición

Alcance detallado Especificacionesde construcción

5. Cuidado de intereses de terceros o de PEMEX.6. Precauciones para no alterar el drenaje natural

del terreno.

III

III

3. CONSERVACION DEL

DERECHO DE VIA Y

AREAS DEALMACENAMIENTO

CON ____________REFINAMIENTOS.

km

1. Reposición de estacas y señales.2. Afinamiento.3. Mejoramiento del derecho de vía y/o empleo del

equipo y materiales para mantener transitable lavía o para auxiliar a personal, materiales o equipoque por ella transiten.

IIV

IV

4.1 APERTURA DE

CAMINOS DE ACCESO.

km

1.Desmonte y despalme (efectuado como una solaoperación). II y D.06.b.14

4.2 TERRACERIAS EN

CAMINOS DE ACCESO.

km

1. Corte y rellenos.2. Remoción.3. Acarreo y sobreacarreo de materiales.4. Precauciones necesarias cuando se usen explo-

sivos.5. Cuidado de intereses de terceros o de PEMEX.6. Precauciones para no alterar el drenaje natural

del terreno.

D.06.b.1D.06.b.1D.06.b.1

D.06.b.1D.06.b.1

D.06.b.1

Page 366: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Petróleos Mexicanos366

Conceptos de trabajo yunidad de medición

Alcance detallado Especificacionesde construcción

7. Extracción, carga y descarga de los materiales derevestimiento.

8. Tendido, conformación y afinamiento para acaba-do superficial.

D.06.b.1

D.06.b.1

4.3 CONSERVACION DEL

DERECHO DE VIA

CON __________ REFINA-MIENTOS.

km

1. Reposición de estacas y señales.

2. Mejoramiento del derecho de vía y/o empleo delequipo y materiales para mantener transitable lavía o para auxiliar a personal, materiales o equipoque por ella transiten.

I

IV

5. EXCAVACION DE LAZANJA.

km

1. Extracción del material de la cepa.2. Remoción de troncos y raíces.3. Colocación del material, producto de excavación

en el sitio indicado por el proyecto.4. Precauciones necesarias, cuando se usen

explosivos.5. Colocación de pasos provisionales.6. Cuidado para no dañar otras líneas, construccio-

nes o instalaciones.7. Bombeo.8. Ademes.

VII

VV

Page 367: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Sistema de transporte de petróleo por tubería 367

Conceptos de trabajo yunidad de medición

Alcance detallado Especificacionesde construcción

6. EXCAVACIONES

ADICIONALES (PARA

OBRAS ESPECIALES) Nota: Se tratará en la

parte de obras especiales.

m3

1. Extracción del material de la cepa.2. Remoción de troncos y raíces.3. Colocación del material, producto de la excava-

ción en el sitio indicado por el proyecto.4. Precauciones necesarias, cuando se usen explo-

sivos.5. Colocación de pasos provisionales.6. Cuidado para no dañar otras líneas, construccio-

nes o instalaciones.7. Bombeo.8. Ademes.

7. MOVIMIENTOS,

ALMACENAMIENTOS

Y DISTRIBUCION

DE TUBERIA.

km

1. Recepción de la tubería en el o los sitiosindicados por PEMEX.

2. Cargas, transportes y descargas. 3. Estibas provisionales. 4. Tendido a lo largo de la zanja.

D.06.b.11

D.06.b: 11, 12, 13 y VI

VI

8. MOVIMIENTOS Y

ALMACENAMIENTOS

DE LOS MATERIALES

ANTICORROSIVOS

km

1. Recepción de los materiales en el ó los sitiosindicados por PEMEX.

2. Cargas, transportes y descargas.3. Estibas.4. Protección de los materiales.5. Entrega en los sitios de utilización.

D.10.11

D.10.11

D.10.11

D.10.11

D.10.11

Page 368: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Petróleos Mexicanos368

Conceptos de trabajo yunidad de medición

Alcance detallado Especificacionesde construcción

9. DOBLADO,

ALINEADO Y

SOLDADO

CON_______________JUNTAS/ KM.

km

1. Manejo de la tubería. 2. Rebiselado de la tubería. 3. Limpieza previa de la tubería. 4. Doblado. 5. Alineado. 6. Precalentamiento, cuando se indique. 7. Soldado. 8. Corte de soldaduras de prueba. 9. Reposición de soldaduras.

10. Pruebas de soldadores. 11. Colocación de tapas provisionales.

VIVIIIVIIIVIIVIIIVIIIVIIIVIII

VIIIVIII

10. SOLDADURAS (EN

EXCESO O EN

DEFECTO DE LAS

ESPECIFICACIONES

EN EL CONCEPTO

ANTERIOR)

Junta

1. Manejo de tubería. 2. Rebiselado. 3. Limpieza previa. 4. Alineado. 5. Soldado.

11. LIMPIEZA

RECUBRIMIENTO

EXTERIOR Y BAJADO

km

1. Remoción de los recubrimientos de fábrica.2. Limpieza (rasqueteo).3. Pintura de imprimación.4. Limpieza preliminar al esmaltado.

XIIXIIXIIXII

Page 369: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Sistema de transporte de petróleo por tubería 369

Conceptos de trabajo yunidad de medición Alcance detallado

Especificacionesde construcción

5. Esmaltado.6. Envoltura.7. Prueba dieléctrica.8. Corrección de defectos.9. Para tuberías protegidas en plantas,

recubrimientos de las juntas durante la recons-trucción.

10. Preparación de fondo de la zanja con extracciónde derrumbes y azolves.

11. Bajado de la tubería.

XIIXIIXIIXII

XII

XIII.-VXIII

12. TAPADO DE TUBERIA

km

1. Colchón protector de la parte superior del tubo.2. Relleno.3. Compactado por bandeo.

VV.-XIII

13. LIMPIEZA INTERIOR

Y PRUEBA

HIDROSTATICA

km

1. Suministro e instalación de los equipos debombeo e instrumentos para la prueba.

2. Corrida de diablos.3. Llenado de la tubería y levantamiento de presión.4. Registros de presiones.5. Expulsión del agua, con corrida de diablos.

XVIXI.-XVIXVIXVIXVI

Page 370: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Petróleos Mexicanos370

F.04.a DEFINICION DE LOS CONCEPTOS DE TRABAJO PARA LINEA REGULAR.

Línea regular es aquella que es posible construir sin interrumpir los frentes desoldadura, de protección anticorrosiva y de bajado a la zanja. Cuando por existirobstáculos que impidan el paso normal de estos frentes y se requieraforzosamente dejar un tramo sin construir para reanudar más adelante losfrentes mencionados, el tramo salvado se considerará como obra especial. Nose considerarán como obras especiales los tramos en que la compañíacontratista interrumpa sus frentes de trabajo por razones de su conveniencia uorganización de la obra.

1. APERTURA DEL DERECHO DE VIA, AREAS DE ALMACENAMIENTO YCAMINOS DE ACCESO.

Incluirá: Desmonte (incluyendo el desenraice y el despalme, todo como unasola operación).

Falsetes (ya que se acondicionaron con el mismo personal que hace elestacado previo al desmonte).Este concepto sustituye a los anteriores de: Apertura de la brecha yconformación, excepto los movimientos de tierras.

2. TERRACERIAS EN EL DERECHO DE VIA, DE ACCESO.

Para integrar los precios unitarios de este concepto se usará el tabulador deterracerías aprobado por la Dirección. Cuando los cortes sean pequeños elvolumen se podrá estimar en forma aproximada, en caso contrario losvolúmenes se obtendrán por seccionamientos.

En el alcance de este concepto, se especifica que se incluya el afinamiento ylas cuentas construidas en el derecho de vía como precaución para no alterarel drenaje natural del terreno.

3. CONSERVACION DEL DERECHO DE VIA Y CAMINOS DE ACCESO.

Incluye: 1. Mejoramiento del derecho de vía para mantener transitable la vía(cunetas en tierra, etc.) especificando en el anexo el número de

Page 371: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Sistema de transporte de petróleo por tubería 371

reafinamientos que se consideraron para el análisis del preciounitario.

2. Reposición de estacas y señales.

4. EXCAVACION DE LA ZANJA.

En los precios unitarios del concepto debe incluirse el volumen de excavaciónde las dimensiones de proyecto, mas una tolerancia que depende del materialpor excavar.

La clasificación que se considere para los precios unitarios se basará en losresultados de los estudios geosísmicos o de los sondeos que se realicen.

5. EXCAVACIONES ADICIONALES

Este concepto sólo se usará para las obras especiales, cuando el volumenexcavado sea superior al de proyecto.

6. MOVIMIENTOS,ALMACENAMIENTOS Y DISTRIBUCION DE TUBERIA

Se tendrá en cuenta un estudio comparativo de los precios que se paganactualmente con los que se pagarían aplicando las tarifas de la SCT.

7. MOVIMIENTOS Y ALMACENAMIENTO DE LOS MATERIALES ANTI-CORROSIVOS

Para los análisis de precios unitarios se tomarán como base comparativa lastarifas de la SCT.

8. DOBLADO, ALINEADO Y SOLDADO

Al hacer los análisis el doblado de la tubería se considerará como un frenteindependiente.

Del alcance del concepto se suprimirán la prueba neumática que ya no seacostumbra y la prueba de doblado y ensaye de probetas y se agregará elprecalentamiento, cuando se indique en las especificaciones.

En el análisis se suprimirá el rebiselador porque el rebiselado lo hace elmismo personal de soldadura.

Al redactar el concepto, se indicará el número de soldaduras por kilómetro

Page 372: 3.374.01 Sistemas de Transporte de Petroleo Por Tuberia

Petróleos Mexicanos372

consideradas al hacer el análisis.

9. SOLDADURAS (EN EXCESO 0 EN DEFECTO DE LAS ESPECIFICACIO-NES EN EL CONCEPTO ANTERIOR).

En el análisis se considerarán solo las operaciones necesarias para efectuarlas soldaduras excedentes.

10. LIMPIEZA, RECUBRIMIENTO EXTERIOR Y BAJADO

En este concepto se agregará el bajado porque se ha visto en la práctica quetodo el trabajo de limpieza, recubrimiento exterior y bajado lo hace el personaldel mismo frente de trabajo.

11. TAPADO DE LA TUBERIA

Del alcance de este concepto se suprimen: la reinstalación o reparación dedrenajes, ductos, canales, etc. y la reposición de la capa vegetal, ya que engeneral estos trabajos no se ejecutan.

Se especificará en el alcance del compactado posterior al relleno que serápor bandeo.

12. LIMPIEZA INTERIOR Y PRUEBA HIDROSTATICA

Del alcance del concepto quitar la operación de: secado.

13. Se suprime el concepto de: LIMPIEZA FINAL DEL DERECHO DE VIA porconsiderar que la limpieza se debe hacer al terminar cada concepto de obra.