Martes 31 de octubre de 2017  DIARIO OFICIAL  (Primera Sección)      
SECRETARIA DE MEDIO AMBIENTE  Y RECURSOS NATURALES  
 
PROYECTO de Norma Oficial Mexicana PROY -NOM -009-ASEA -2017, Administración de la integridad de 
ductos de recolección, transp orte y distribución de hidrocarburos, petrolíferos y petroquímicos . 
Al margen un sello con el Escudo Nacional, que dice: Estados Unidos Mexicanos. - Agencia Nacional de 
Seguridad Industrial y de Protección al Medio Ambiente del Sector Hidrocarburos.  
CARLOS SALVADOR DE REGULES RUIZ -FUNES, Director Ejecutivo de la Agencia Nacional  de 
Seguridad Industrial y de Protección al Medio Ambiente del Sector Hidrocarburos y Presidente del Comité 
Consultivo Nacional de Normalización de Seguridad Industrial y Operativa y  Protección al Medio Ambiente del 
Sector Hidrocarburos, con fundamento en el artículo Transitorio Décimo Noveno, segundo párrafo, del Decreto 
por el que se reforman y adicionan diversas disposiciones de la Constitución Política de los Estados Unidos 
Mexica nos en Materia de Energía, publicado en el Diario Oficial de la Federación el día 20 de diciembre de 
2013 y en lo dispuesto por los artículos 1o., 2o., 3o., fracción XI, incisos c), d), e) y f), 5o., fracciones III, IV, y 
XXX, 6o., fracción I, incisos a) y  d), 27 y 31, fracciones II, IV y VIII, y el Transitorio Quinto de la Ley de la 
Agencia Nacional de Seguridad Industrial y de Protección al Medio Ambiente del Sector Hidrocarburos; 1o., 95 
y 129 de la Ley de Hidrocarburos; 1o., 2o., fracción I, 17 y 26 de la Ley Orgánica de la Administración Pública 
Federal; 1o., y 4o., de la Ley Federal de Procedimiento Administrativo; 1o., 38, fracciones II, y IX, 40, 
fracciones I, III, XIII, XVII y XVIII, 41, 43, 47, 73 y 74 de la Ley Federal sobre Metrología y Normaliza ción; 1o., 
28, 34, del Reglamento de la Ley Federal sobre Metrología y Normalización; 1o., fracción II, 2o., fracción 
XXXI, inciso d) y segundo párrafo, 5o., fracción I, 8o., fracción III, 41, 42, 43, fracción VIII, y 45 BIS del 
Reglamento Interior de la S ecretaría de Medio Ambiente y Recursos Naturales y 1o., 2o., y 3o., fracciones I, 
V, VIII, XX y XLVII del Reglamento Interior de la Agencia Nacional de Seguridad Industrial y de Protección al 
Medio Ambiente del Sector Hidrocarburos, y  
CONSIDERANDO  
Que el 20 de diciembre de 2013, se publicó en el Diario Oficial de la Federación el Decreto por el que se 
reforman y adicionan diversas disposiciones de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos, en 
Materia de Energía, en cuyo artículo Transitorio D écimo Noveno se establece como mandato al Congreso de 
la Unión realizar adecuaciones al marco jurídico para crear la Agencia Nacional de Seguridad Industrial y  de 
Protección al Medio Ambiente del Sector Hidrocarburos, como órgano administrativo desconcent rado de la 
Secretaría del ramo en materia de Medio Ambiente, con autonomía técnica y de gestión; con atribuciones para 
regular y supervisar, en materia de Seguridad Industrial, Seguridad Operativa y Protección al Medio Ambiente, 
las instalaciones y activid ades del Sector Hidrocarburos, incluyendo las actividades de Desmantelamiento y 
Abandono de instalaciones, así como el Control Integral de Residuos.  
Que el 11 de agosto de 2014 se publicó en el Diario Oficial de la Federación la Ley de Hidrocarburos cuyo 
artículo 95 establece que la industria del Sector Hidrocarburos, es de exclusiva jurisdicción federal, por lo que 
en consecuencia, únicamente el Gobierno Federal puede dictar las disposiciones técnicas, reglamentarias y 
de regulación en la materia, incluyen do aquellas relacionadas con el desarrollo sustentable, el equilibrio 
ecológico y la protección al medio ambiente en el desarrollo de la referida industria.  
Que de conformidad con lo establecido en el artículo 129 de la Ley de Hidrocarburos, corresponde a la 
Agencia Nacional de Seguridad Industrial y de Protección al Medio Ambiente del Sector Hidrocarburos emitir 
la regulación y la normatividad aplicable en materia de Seguridad Industrial y Seguridad Operativa, así como 
de protección al medio ambiente en la  industria de Hidrocarburos, a fin de promover, aprovechar y  desarrollar 
de manera sustentable las actividades de dicha industria y aportar los elementos técnicos para el diseño y la 
definición de la política pública en materia energética, de protección a l medio ambiente y recursos naturales.  
Que el 11 de agosto de 2014, se publicó en el Diario Oficial de la Federación la Ley de la Agencia 
Nacional de Seguridad Industrial y de Protección al Medio Ambiente del Sector Hidrocarburos.  
Que el 31 de octubre de 2 014, se publicó en el Diario Oficial de la Federación, el Reglamento Interior de la 
Agencia Nacional de Seguridad Industrial y de Protección al Medio Ambiente del Sector Hidrocarburos, en el 
que se detalla el conjunto de facultades que debe ejercer esta Ag encia.       (Primera Sección)  DIARIO OFICIAL  Martes 31 de octubre de 2017  
Que de conformidad con lo establecido en el artículo 38, fracción II, de la Ley Federal sobre Metrología y 
Normalización publicada en el Diario Oficial de la Federación el 1o. de julio de 1992, corresponde a las 
dependencias según su ámbito de compe tencia, expedir Normas Oficiales Mexicanas en las materias 
relacionadas con sus atribuciones y determinar su fecha de entrada en vigor.  
Que de conformidad con lo establecido en el artículo 40 fracciones I y XIII de la Ley Federal sobre 
Metrología y Normali zación, las Normas Oficiales Mexicanas tienen entre otra finalidad la de señalar las 
características y/o especificaciones que deban reunir los productos y procesos cuando éstos puedan constituir 
un riesgo para la seguridad de las personas o dañar la salud humana, animal, vegetal, el medio ambiente 
general y laboral, o para la preservación de recursos naturales, las características y/o especificaciones que 
deben reunir los equipos, materiales, dispositivos e instalaciones industriales, comerciales, de servic ios y 
domésticas para fines sanitarios, acuícolas, agrícolas, pecuarios, ecológicos, de comunicaciones, de 
seguridad o de calidad y particularmente cuando sean peligrosos. El presente Proyecto de Norma Oficial 
Mexicana tiene como objetivo establecer los re quisitos que se deben cumplir para la Administración de la 
Integridad del Ducto, Segmento o sección de recolección, Transporte y Distribución de Hidrocarburos, 
Petrolíferos y Petroquímicos, durante su ciclo de vida; con la finalidad de mantener la Segurida d Industrial, la 
Seguridad Operativa y la protección al medio ambiente.  
Que actualmente se cuenta con una extensa red de Ductos terrestres y marinos para la recolección y 
Transporte de Hidrocarburos en la República Mexicana, lo que hace necesario, para pod er operar de forma 
correcta, que se cuente con un sistema de Administración de la integridad.  
Que se anticipa un crecimiento significativo del Transporte por Ducto, por lo que es necesario contar con 
normatividad que regule la Administración de la integrid ad en aquellos segmentos o secciones de Ductos 
identificados como de atención alta, media y baja, en términos de sus niveles de riesgo y ubicación con 
respecto a las áreas de altas consecuencias, tanto de población, como ambientales e industriales.  
Que un programa de Administración de la integridad proporciona información del estado en el que se 
encuentran los Ductos, ya que toma en cuenta su integridad, seguridad y operación, a través del monitoreo de 
indicadores que facilitan el cumplimiento de un ciclo d e mejora continua.  
Que el 7 de abril de 2010, fue publicada en el Diario Oficial de la Federación la Norma Oficial Mexicana 
NOM -027-SESH -2010, Administración de la integridad de ductos de recolección y transporte de 
hidrocarburos.  
Que derivado de la Reform a Constitucional en materia de Energía y el artículo Transitorio Quinto de la Ley 
de la Agencia Nacional de Seguridad Industrial y de Protección al Medio Ambiente del Sector Hidrocarburos, 
la Norma Oficial Mexicana NOM -027-SESH -2010,  Administración de la i ntegridad de ductos de recolección y 
transporte de hidrocarburos, fue  transferida a la Agencia, ya que contiene elementos de Seguridad Industrial, 
Seguridad Operativa y protección al medio ambiente competencia de esta Autoridad.  
 Que dicha Norma Oficial Me xicana, fue inscrita a través del Comité Consultivo Nacional de Normalización 
de Seguridad Industrial y Operativa y Protección al Medio Ambiente del Sector Hidrocarburos, para su 
modificación en el Programa Nacional de Normalización, publicado en el Diario  Oficial de la Federación el 3 de 
febrero de 2017.  
Que el presente Proyecto de Norma Oficial Mexicana PROY -NOM -009-ASEA -2017, cancela y sustituye a 
la Norma Oficial Mexicana NOM -027-SESH -2010, Administración de la integridad de ductos de recolección y 
transporte de hidrocarburos, publicada en el Diario Oficial de la Federación el 7 de abril de 2010.  
Que el presente Proyecto de Norma Oficial Mexicana fue  presentado con su Manifestación de Impacto 
Regulatorio  y aprobado por el Comité Consultivo Nacional de No rmalización de Seguridad Industrial y 
Operativa y protección al medio ambiente del Sector Hidrocarburos en su Séptima Sesión Extraordinaria 
celebrada el día 9 de octubre de 2017, para su publicación como Proyecto ya que cumplió con todos y cada 
uno de los requisitos n ecesarios para someterse al peri odo de consulta pública.  
Que de conformidad con lo establecido en el artículo 47 fracción I de la Ley Federal sobre Metrología y 
Normalización, se publica en el Diario Oficial de la Federación, con carácter de Pr oyecto de Norma Oficial 
Mexicana PROY -NOM -009-ASEA -2017, Administración de la integridad de Ductos de recolección, Transporte 
y Distribución de Hidrocarburos, Petrolíferos y Petroquímicos, con el fin de que dentro de los 60 días naturales 
siguientes a su p ublicación, los interesados presenten sus comentarios ante el Comité Consultivo Nacional de 
Normalización de Seguridad Industrial y Operativa y Protección al Medio Ambiente del Sector Hidrocarburos 
sito en Av. 5 de mayo No. 290, Colonia San Lorenzo Tlalten ango, C.P. 11210, Delegación Miguel  Hidalgo, 
Ciudad de  México (Parque Bicentenario), México o bien, al correo electrónico: 
david.hernandez@asea.gob.mx.  Martes 31 de octubre de 2017  DIARIO OFICIAL  (Primera Sección)      
Que, durante el plazo aludido en el párrafo anterior, la Manifestación de Impacto Regulatorio 
correspond iente estará a disposición del público en general para su consulta en el domicilio señalado, de 
conformidad con el artículo 45 del citado ordenamiento.  
Ciudad de México , a los doce días del mes de octubre de dos mil diecisiete. - El Director Ejecutivo de la  
Agencia Nacional de Seguridad Industrial y de Protección al Medio Ambiente del Sector Hidrocarburos y 
Presidente del Comité Consultivo Nacional de Normalización de Seguridad Industrial y Operativa y Protección 
al Medio Ambiente del Sector Hidrocarburos , Carlos Salvador de Regules Ruiz -Funes .- Rúbrica.  
En virtud de lo antes expuesto, se tiene a bien expedir el presente Proyecto de Norma Oficial Mexicana.  
PROYECTO DE NORMA OFICIAL MEXICANA PROY -NOM -009-ASEA -2017, ADMINISTRACIÓN DE LA 
INTEGRIDAD DE DUCTOS DE RECOLECCIÓN, TRANSPORTE Y DISTRIBUCIÓN DE 
HIDROCARBUROS, PETROLÍFEROS Y PETROQUÍMICOS  
ÍNDICE DEL CONTENIDO  
1. Objetivo y campo de aplicación.  
2. Referencias normativas.  
3. Términos y definiciones.  
4. Recopilación, revisión, integración y análisis de la inf ormación y datos del Ducto, Segmento o sección 
terrestres y marinos.  
5. Análisis de Riesgo.  
6. Inspección y Análisis de integridad.  
7. Actividades de mantenimiento y Mitigación.  
8. Evaluación del desempeño del proceso de Administración de la integridad.  
9. Vigilancia de esta Norma.  
10. Procedimiento para la Evaluación de la Conformidad.  
11. Concordancia con otras Normas.  
APÉNDICE NORMATIVO A. MÉTODOS PARA EL ANÁLISIS DE RIESGO.  
APÉNDICE INFORMATIVO B. MATRIZ DE RIESGO.  
APÉNDICE INFORMATIVO C. CLASIFICACIÓN DE ACTIVIDADES DE MANTENIMIENTO Y 
MITIGACIÓN.  
APÉNDICE NORMATIVO D. COMPETENCIA DEL PERSONAL.  
APÉNDICE NORMATIVO E. DIMENSIONES DE INDICACIONES DETECTADAS POR PRUEBAS 
NO DESTRUCTIVAS (PND).  
12. Bibliografía.  
TRANSITORIOS.  
1. Objetivo y campo de aplicación.  
1.1 Objetivo.  
Este Proyecto de Norma tiene por objeto establecer los requisitos que se deben cumplir para la 
Administración de la integridad del Ducto, Segmento o sección de recolección, Transporte y Distribución de 
Hidrocarburos, Petrolíferos y Petroquím icos, durante su ciclo de vida; con la finalidad de mantener la 
Seguridad Industrial, la Seguridad Operativa y la protección al medio ambiente.  
1.2 Campo de aplicación.  
Este Proyecto de Norma es de aplicación general y de observancia obligatoria en todo el  territorio nacional 
y define las etapas de recopilación, revisión, integración y análisis de datos, Análisis de Riesgo, inspección y 
Análisis de integridad, actividades de mantenimiento y Mitigación, así como evaluación del desempeño del 
proceso de Admini stración de la integridad (ver Figura 1), de Ductos terrestres (ver Figura 2) y marinos (ver 
Figura 3), durante todo su ciclo de vida, para las actividades de:       (Primera Sección)  DIARIO OFICIAL  Martes 31 de octubre de 2017  
a) La recolección de Hidrocarburos;  
b) El Transporte de Petróleo, Gas Natural y Petrolíferos;  
c) El Transporte de Petroquímicos, cuyos Ductos estén vinculados al procesamiento de Gas Natural y a 
la Refinación del Petróleo, y  
d) La Distribución de Gas Natural y Petrolíferos.  
Incluye Ductos fuera de operación (temporal o abandonado), así como Ductos em pacados o inertizados.  
Figura. 1. Diagrama de flujo para la Administración de l a integridad de Ductos  
 
 
 
 
Figura 2. Alcance del Proyec to de Norma (Ductos Terrestres)  
 Martes 31 de octubre de 2017  DIARIO OFICIAL  (Primera Sección)      
 
 
Figura 3. Alcance del Pro yecto de Norma (Ductos Marinos)  
 
 
 
2. Referencias Normativa s. 
Los siguientes documentos normativos o los que los sustituyan son indispensables para la aplicación de 
este Proyecto de Norma Oficial Mexicana.       (Primera Sección)  DIARIO OFICIAL  Martes 31 de octubre de 2017  
 NOM -008-SCFI -2002 Sistema General de Unidades de Medida, fecha de publicación en el Diario 
Oficial de la Fede ración 2002 -11-27. 
 ISO 2859 -1-1999 Sampling procedures for inspection by attributes -Part 1: Sampling schemes indexed 
by acceptance quality limit (AQL) for lot -by-lot inspection.  
3. Términos y definiciones.  
Para efectos de la aplicación e interpretación de este Proyecto de Norma Oficial Mexicana, se estará a los 
conceptos y definiciones previstas en la Ley de la Agencia Nacional de Seguridad Industrial y de Protección al 
Medio Ambiente del Sector Hidrocarburos y su Reglamento, en la Ley de Hidrocarburos y su  Reglamento del 
Título Tercero, en la Ley Federal sobre Metrología y Normalización y su Reglamento, Ley General de 
Equilibrio Ecológico y la Protección al Ambiente, así como en las Disposiciones Administrativas de Carácter 
General emitidas por la Agencia q ue sean aplicables y a las siguientes definiciones:  
3.1 Administración de la integridad. Proceso de mejora continua que incluye la recopilación, revisión, 
integración y análisis de datos, análisis de Riesgo, inspección y Análisis de integridad, actividades  de 
mantenimiento y Mitigación, así como evaluación del desempeño del proceso de Administración de integridad.  
3.2 Agrietamiento inducido por hidr ógeno (AIH).  Agrietamiento contenido en el espesor que ocurre en 
aceros expuestos a ambientes que generan hidr ógeno atómico, mediante la absorción y difusión de hidró geno 
y su atrapamiento en sitios preferenciales. Puede manifestarse como ampollas o delaminaciones y puede 
evolucionar como grietas afloradas a la superficie o promover otros mecanismos de daño.  
3.3 Agrietamiento por corrosión bajo esfuerzos (SCC).  Mecanismo de generación y propagación de 
grietas en un metal, inducido por la acción conjunta de esfuerzos y un ambiente corrosivo externo.  
3.4 Consecuencia de falla:  Resultado real o potencial de un Evento no deseado medido por sus efectos 
en las personas, en el medio ambiente, en la producción e instalaciones.  
3.5 Barrenar (Hot Tap).  Trabajo efectuado en un Ducto que contiene producto a presión que consiste en 
la remoción de un área circular mediante barren ado, con objeto de conectar un ramal o eliminar un área 
defectuosa sin suspender la operación, o habilitar un dispositivo de acceso a su interior.  
3.6 Corrosión microbiológica (MIC).  Corrosión o deterioro del metal resultante de la actividad metabólica 
de microorganismos.  
3.7 Daños por terceros. Daño a un Ducto producido o causado por personas ajenas a las actividades de 
operación del Ducto.  
3.8 Defecto. Es una Indicación de un tipo o magnitud que excede los criterios de aceptación durante el 
Análisis de in tegridad.  
3.9 Ducto de producción. Es el Ducto que conduce Hidrocarburos de una Instalación de producción a 
otra Instalación de producción, a un cabezal, a un Ducto de recolección u otra línea de producción. Incluye los 
Ductos que conducen gas desde las in stalaciones o Ductos de recolección hacia los sistemas de producción o 
bombeo neumático con gas natural en pozos o Macroperas.  
3.10 Ducto de recolección. Es el Ducto cuya función es conducir Hidrocarburos en estado líquido, 
gaseoso o ambos, de una o varias  instalaciones de producción o de un punto de recolección, a una o varias 
instalaciones de recolección para su acondicionamiento, separación de Hidrocarburos o eliminación de agua y 
sedimentos, dentro del Área Contractual o de Asignación, o a un punto de e ntrega a un sistema de transporte.  
3.11 Ducto de transporte.  Es el Ducto que conduce Hidrocarburos o sus derivados en una fase, entre 
estaciones o plantas para su proceso, bombeo, compresión o almacenamiento. Incluye los Ductos entre 
refinerías y terminale s de almacenamiento.  
3.12 Estimación del Riesgo . Proceso mediante el cual se calcula el valor de Riesgo del Ducto, estimando 
las probabilidades de falla para los peligros aplicables y las consecuencias de esa falla como un producto.  
3.13 Evaluación de la i ntegridad. Proceso que incluye la inspección, verificación y Análisis de integridad 
para establecer los parámetros de severidad (PMOP, TMPO y TVR) del Ducto, Segmento o Sección, para 
operar dentro de condiciones seguras.  
3.14 Indicación. Es la señal, respu esta o evidencia obtenida por la aplicación de una prueba no 
destructiva, generada por una alteración, imperfección o discontinuidad.  
3.15 Línea de flujo. Es el Ducto que conduce Hidrocarburos desde los pozos productores o Macroperas 
hasta la primera Insta lación de producción, a un Ducto de recolección u otra Línea de flujo.  Martes 31 de octubre de 2017  DIARIO OFICIAL  (Primera Sección)      
3.16 Macropera. Localización o pera de perforación diseñada o acondicionada para la realización de las 
actividades de perforación o producción de dos o más pozos petroleros terrestres. Incluye la tubería de 
proceso que interconecta los pozos con los cabezales y demás infraestructura de producción.  
3.17 Mitigación.  Acción dirigida a reducir las consecuencias previstas de un Evento no deseado.  
3.18 Probabilidad de falla.  Indicador, posibil idad de que ocurra algún tipo de falla en un Ducto.  
3.19 Prueba pico. Es una prueba de corta duración donde el nivel de presión se incrementa más allá del 
nivel que normalmente puede considerarse como adecuado, con el propósito de lograr un mayor nivel de 
confianza en la capacidad de servicio de la tubería o un intervalo mayor hasta la próxima evaluación que se 
lograría con el nivel normalmente adecuado de pruebas.  
3.20 Segmento.  Tramo de un Ducto que tiene las mismas características y especificaciones en f unción de 
su ubicación, clase de localización, servicio, PMO, presión interna de diseño, PMOP, y/o atributos particulares.  
3.21 Temperatura Máxima Permisible de Operación (TMPO).  Es la temperatura máxima a la cual un 
Ducto, Segmento o sección, puede ser op erado de manera segura de acuerdo con lo determinado en el 
Análisis de integridad.  
3.22 Terminal de almacenamiento.  Instalación para el almacenamiento de petróleo y sus derivados 
constituida por tanques de almacenamiento de diversas capacidades que cuenta con circuitos de tuberías 
para la recepción y entrega de producto a las áreas de despacho.  
3.23 Tiempo de Vida Remanente (TVR).  Es el tiempo máximo en el cual un Ducto, Segmento o sección, 
puede ser operado de manera segura, sin que las indicaciones ex istentes, alcancen un tamaño crí tico que 
produzca una condición de rechazo, de acuerdo con el Análisis de integridad.  
4. Recopilación, revisión, integración y análisis de la información y datos del Ducto, Segmento o 
sección terrestres y marinos.  
4.1 Recopilaci ón, revisión, integración y análisis de datos.  
La información y datos que se deben recopilar, revisar, integrar y analizar sobre los Ductos, son las 
relativas a las etapas y actividades de: Diseño, Construcción, Operación y Mantenimiento, así como las 
cond iciones o acciones que reduzcan la resistencia del Ducto. Asimismo, es necesaria la información 
relacionada con las técnicas de Mitigación empleadas y los procesos y procedimientos del sistema de Ductos.  
La Tabla 1 muestra un resumen de la información míni ma que se requiere para realizar el Análisis de 
Riesgo e integridad. La Tabla 2 indica los documentos mínimos que contienen dicha información.  
Tabla 1. Información mínima para el Análisis de Riesgo e integridad del Ducto, Segmento o sección  
TIPO  INFORMACIÓ N 
Identificación  Nombre del Ducto.  
Origen (kilometraje).  
Destino (kilometraje).  
Diseño  Longitud.  
Diámetro nominal.  
Espesor de pared.  
Especificación de material.  
Servicio de Diseño.  
Presión de Diseño.  
Temperatura de Diseño.  
Tipo de costu ra. 
Fecha de fabricación.  
Propiedades mecánicas del material.  
Protecciones del sistema de Ductos.  
Construcción   Fecha de construcción.  
Método de unión o acoplamiento, resultados del proceso de unión o 
acoplamiento y de inspección de la unión o aco plamiento por parte 
de los Regulados.  
Profundidad de enterrado.  
Tipo de cruces.  
Constancia de pruebas de hermeticidad.  
Método de recubrimiento de campo.       (Primera Sección)  DIARIO OFICIAL  Martes 31 de octubre de 2017  
Tipo de suelo, material de relleno.  
Presión de Prueba de hermeticidad.  
Reportes de inspec ción a cargo de los Regulados.  
Protección catódica.  
Tipo de recubrimiento.  
Datos de seguridad Pre -arranque.  
Operación y mantenimiento  Servicio en operación.  
Propiedades físico -químicas del producto transportado.  
Volumen transportado.  
Historial  de condiciones de operación.  
Fase del producto.  
Historial de fugas y derrames.  
Estado del recubrimiento.  
Monitoreo del sistema de protección catódica.  
Reporte de inspecciones internas mediante equipos instrumentados.  
Reporte de inspecciones co n equipos de medición geométrica 
interior.  
Reporte de inspecciones mediante otras tecnologías.  
Reporte de inspecciones puntuales.  
Monitoreo de la Corrosión externa e interna.  
Cruces o Paralelismo con otros Ductos.  
Historial de reparaciones.  
Vandalismo y Daños por terceros.  
Exposición a peligros /fenómenos naturales.  
Constancias de pruebas de hermeticidad y de presión.  
Auditorías y revisiones, realizadas por los Regulados.  
Reporte de las condiciones de las protecciones del sistema de 
Ductos. 
Inspección interna y externa realizada por los Regulados.  
Tabla 2. Documentos mínimos para el Análisis de Riesgo  e integrida d del Ducto, Segmento o sección  
DOCUMENTO  
Diagramas de tubería e instrumentación (DTI).  
Alineamiento de datos.  
Información  geoespacial.  
Planos, mapas y reportes del Sistema de Recolección, 
Transporte, y Distribución de Ductos.  
Planos actualizados del Ducto, Segmento o sección.  
Certificados de materiales.  
Planos y reportes de reconocimiento de la franja de seguridad.  
Repo rtes sobre las condiciones de seguridad.  
Especificaciones y estándares utilizados por los Regulados.  
Procedimientos de operación y mantenimiento.   
Planes de respuesta a emergencias.  
Registros de inspección a cargo de los Regulados.  
Registros y report es de pruebas.  
Datos del Riesgo e incidentes.  
Registros de mantenimiento.  
Reportes de incidentes e historial de operación.  Martes 31 de octubre de 2017  DIARIO OFICIAL  (Primera Sección)      
Registros de cumplimiento regulatorio.  
Reportes de las auditorias y revisiones, realizadas por los  
Regulados.  
Reportes de Diseñ o e ingeniería.  
Evaluaciones técnicas.  
Manuales del fabricante.  
Análisis de Riesgo en la fase de Diseño, sólo para Ductos 
nuevos.  
Registro histórico de fenómenos de origen natural.  
 
La no disponibilidad de la información no es justificación para excl uir del Análisis de Riesgo algún tipo de 
peligro aplicable, la información empleada debe ser la más reciente. En caso de que existan deficiencias en 
cantidad, calidad y veracidad de la información recopilada, se deben realizar las acciones necesarias para 
complementarlas y/o mejorarlas.  
Se debe utilizar toda la información disponible del Ducto, Segmento o sección.  
La base de datos que se genere, se debe mantener disponible a lo largo de todo el proceso de 
Administración de la integridad, de tal manera que s e tome en cuenta el impacto en la variación y exactitud de 
los resultados obtenidos.  
Se debe revisar la vigencia de la información para su aplicación. La información relacionada con peligros 
dependientes del tiempo, debe analizarse para definir su utilizac ión en función de la fecha de recopilación.  
En el caso de peligros estables y no dependientes del tiempo, toda la información histórica es aplicable 
independientemente del año de recopilación.  
La información obtenida de varias fuentes y que se encuentre en  múltiples estándares de referencia, debe 
homologarse en un sistema consistente de unidades y común para que las características de los datos 
puedan ser alineadas para los análisis correspondientes.  
4.2 Integración de la información y datos del Ducto, Segm ento o sección.  
La integración de la información y datos contenidos en las Tablas 1 y 2 debe permitir como mínimo:  
a) El almacenamiento de toda la información disponible, incluidas inspecciones internas y externas, ya 
sea de forma física, electrónica o amb as; 
b) El registro de los cambios y actualizaciones del Ducto, Segmento o sección;  
c) Los datos obtenidos deben correlacionarse de diferentes fuentes para ser revisadas;  
d) La clasificación y procesamiento de los datos debe realizarse de acuerdo a las nece sidades propias 
del Ducto, Segmento o sección;  
e) La integración, consulta y disponibilidad de la información contenida en las Tablas 1 y 2 de tal 
manera que se disponga de una visualización de la localización de los defectos;  
f) La integración de listado de evaluación de las indicaciones que permitan la clasificación y 
jerarquización de defectos basadas en el cálculo de la Presión Máxima de Operación Permisible 
(PMOP) o Presión Máxima de Operación (PMO) y el TVR, y  
g) El Reconocimiento e identificación de datos necesarios para facilitar el proceso de Administración de 
la integridad.  
5. Análisis de Riesgo.       (Primera Sección)  DIARIO OFICIAL  Martes 31 de octubre de 2017  
Para la elaboración del Análisis de Riesgo, los Regulados deben observar lo establecido en el presente 
capítulo y además cumplir con las disposiciones que  para tal efecto emita la Agencia y aplicarlo, a lo largo de 
todo el ciclo de vida del Ducto, Segmento o sección, para identificar los peligros y analizar los eventos 
potenciales que pueden resultar en incidentes o fallas para direccionar eficientemente lo s recursos.  
El proceso de Análisis de Riesgo se muestra en la Figura 4.  
 
Figura 4 . Proceso de Análisis de Riesgo  
 
5.1 Identificación de peligros.  
Para realizar la Administración de la integridad, se deben identificar de la Tabla 3, como mínimo los 
peligro s aplicables al Ducto, Segmento o sección.  
Tabla 3. Categorías de peligros  
No. Comportamiento 
con el tiempo  Categoría  Peligros  
1 
Independiente  Diseño  1. Selección inadecuada del material y espesor de tubería y 
componentes.  
2. Instalación inadecuada (selec ción de ruta, tipo de unión soldada, 
pandeo local o global, esfuerzo combinado, soldadura, conexiones, 
interferencia por pesca y sistemas de protección).  
3. Desviaciones en las condiciones (Presión, Temperatura, tipo de 
producto, estabilidad hidrodinámica,  claro libres y fatiga).  
4. Selección inadecuada de protección catódica.  
5. Selección inadecuada de recubrimiento externo.  
Fabricación  6. Defectos en la tubería y componentes.  
7. Defectos en soldaduras.  
Construcción  8. Defectos en soldadura.  
9. Desal ineamiento.  
10. Doblez por flexión o pandeo.  
11. Daños en el recubrimiento anticorrosivo, protección catódica y de 
lastre.  
12. Daños en recubrimiento mecánico.  
2 Daños por 
terceros  13. Interferencia por pesca.  
14. Golpe por ancla o cable de ancla.  
15. Impacto de embarcación.  
16. Impacto de objetos arrojados sobre el Ducto.  Martes 31 de octubre de 2017  DIARIO OFICIAL  (Primera Sección)      
17. Vandalismo, terrorismo, extracciones clandestinas.  
18. Tránsito vehicular (impacto de vehículo, peso muerto y cargas 
repetitivas).  
19. Excavación, construcción u otras actividades d e trabajo.  
20. Impactos mecánicos.  
21. Interferencias físicas.  
22. Incremento de la densidad poblacional.  
3 Estructural  23. Pandeo en tubería expuesta o enterrada.  
24. Expansión o contracción térmica.  
25. Estabilidad hidrodinámica.  
26. Sobrecarga estátic a. 
27. Fatiga.  
4 Peligros 
naturales  28. Sismos.  
29. Desplazamientos de tierra o lecho marino.  
30. Clima extremo.  
31. Inundaciones.  
32. Descarga eléctrica atmosférica.  
33. Cargas de viento.  
34. Mareas, oleaje y corrientes marinas.  
5 Operaciones 
incorre ctas 35. Operaciones fuera de las condiciones seguras.  
36. Procedimientos incorrectos.  
37. Procedimientos no aplicados.  
38. Errores humanos.  
6 Equipo  39. Mal funcionamiento de equipos, componentes y accesorios.  
40. Componente defectuoso o no funcional.  
7 Dependiente  Corrosión, 
Erosión y 
Agrietamiento  41. Corrosión interna.  
42. Corrosión externa.  
43. Corrosión microbiológica.  
44. Erosión.  
45. Agrietamiento por corrosión bajo esfuerzos (SCC, por sus siglas en 
inglés).  
46. Agrietamiento bajo tensión en pres encia de sulfuros (SSC, por sus 
siglas en inglés).  
47. Agrietamiento inducido por hidrógeno (HIC, por sus siglas en inglés).  
48. Termofluencia.  
 
5.2 Segmentación.  
Se debe realizar la segmentación del Ducto con base en los criterios mínimos de la Tabla 4, para realizar 
el Análisis de Riesgo.  
Tabla 4. Criterios mínimos de Segmentación  
No. Criterio  Descripción  
1 Entre trampas de envío y recibo.  Delimita la longitud del Segmento entre trampas de envío y recibo.  
2 Entre válvulas de seccionamiento.  Delimita la  longitud del Segmento ubicado entre dos válvulas.  
3 Por cambios de atributo.  Este criterio se emplea cuando se requiere analizar 
independientemente cada Segmento del Ducto por algún atributo en 
particular.  
4 Por necesidades del usuario.  Este criterio pe rmite tomar cualquier tipo de referencia para determinar 
el tamaño o dimensión del Segmento. Se pude usar para delimitar 
zonas urbanas, zonas de alta Consecuencia o cualquier área que sea 
de un interés particular para los Regulados.  
 
5.3 Selección del mét odo de Análisis de Riesgo.  
El método utilizado para el Análisis de Riesgo debe considerar los peligros aplicables al Ducto, Segmento 
o sección que se hayan identificado, pudiendo requerirse más de un método, estos métodos se describen en 
el APÉNDICE NORMAT IVO A.  
5.4 Evaluación de Riesgo.  
El nivel de Riesgo se obtiene del producto de la Probabilidad de falla por la Consecuencia de falla y se 
obtiene con las siguientes fórmulas:       (Primera Sección)  DIARIO OFICIAL  Martes 31 de octubre de 2017  
 
Donde: 
P= Probabilidad de falla.  
C=Consecuencia de falla.  
1 a n= Categoría de P eligro de la falla.  
La Probabilidad de falla se debe expresar en términos de frecuencia de eventos al año, se puede estimar 
en términos cualitativos, cuantitativos o ambos a elección de los Regulados y puede realizarse en diferentes 
niveles de detalle y co mplejidad. Para el análisis de las consecuencias de falla se debe estimar la severidad 
del impacto a las personas, medio ambiente e instalaciones.  
Dependiendo del método utilizado para la evaluación de Riesgo, se determinan las prioridades de atención 
del Ducto, Segmento o sección, y de los peligros aplicables que se hayan identificado, y con base en estas 
prioridades se establecen las actividades de mantenimiento y Mitigación.  
El nivel de Riesgo debe ser expresado en: alto, medio y bajo, mismo que debe ser  representado en una 
matriz de Riesgo, en términos de la Probabilidad de falla y la Consecuencia de falla, tomando como referencia 
lo establecido en el APÉNDICE INFORMATIVO B.  
En el Análisis de Riesgo se debe incluir como mínimo lo siguiente:  
a) Los nivele s de Riesgo y Probabilidad de falla para cada uno de sus peligros individuales y 
combinados, así como las consecuencias asociadas al Ducto, Segmento o sección;  
b) La categorización y priorización de los niveles de Riesgo;  
c) La Prevención, Mitigación y con trol de Riesgo, y  
d) El Evento que produce mayor impacto potencial y su mayor distancia de afectación.  
Los resultados de la evaluación de Riesgo deben ser congruentes con la condición del Ducto,  Segmento o 
sección.  
El Análisis de Riesgo debe actualizarse cada 5 años o cuando se cumpla alguno de los siguientes criterios 
que genere un cambio en la prioridad de atención del Riesgo en el Ducto, Segmento o sección, como parte de 
la administración del cambio.  
I. Exista un cambio de servicio o producto;  
II. Exist a variación en las condiciones normales de operación y/o fisicoquímicas del producto 
determinadas en el Análisis de Integridad;  
III. Durante las actividades de mantenimiento anual que se hayan realizado, como reparaciones o 
intervenciones para restituir la  integridad, y  
IV. La modificación del trazo del Ducto, Segmento o sección.  
5.5 Identificación y delimitación de zonas de alta Consecuencia.  
Para un Ducto, Segmento o sección que Transporte Hidrocarburos, Petrolíferos y Petroquímicos, se 
identifican como z onas de alta Consecuencia las Áreas Ambientalmente Sensibles que pueden ser 
impactadas por pérdidas de contención del producto y las poblaciones identificadas por el Instituto Nacional 
de Estadística, Geografía e Informática (INEGI). Se deben considerar to dos los cuerpos de agua y acuíferos 
identificados por el INEGI y la Comisión Nacional del Agua (CNA), así como las Áreas Naturales Protegidas.  
Además de lo anterior, para el caso específico de un Ducto, Segmento o sección, que Transporte 
Hidrocarburos gase osos, se identifican como zonas de alta Consecuencia cualquier área ubicada en zona 
urbana o cuando existan una o más edificaciones destinadas para la ocupación y actividad humana dentro del 
círculo de impacto potencial.  
El método para delimitar las zonas de alta Consecuencia está basado en el círculo de impacto potencial 
calculado en la estimación de consecuencias, considerando los efectos de volatilidad del producto 
transportado para escenarios de fuego por aspersión, incendio del derrame, nube de vapor i ncendiada, Martes 31 de octubre de 2017  DIARIO OFICIAL  (Primera Sección)      
explosión de nube de vapor, nube de vapor tóxica o asfixiante, en todos los casos se debe tomar el círculo de 
impacto potencial que resulte mayor de todos los calculados para cada Ducto, Segmento o sección.  
La longitud total de la zona de alta C onsecuencia, debe ser la longitud del Segmento contenido en la zona 
de alta Consecuencia, más la longitud correspondiente al círculo de impacto potencial a partir de  cada 
extremo.  
6. Inspección y Análisis de integridad.  
Los Regulados deben utilizar el méto do cualitativo o cuantitativo mediante la inspección interna, externa, e 
indirecta para conocer preliminarmente el contenido y cantidad de indicaciones, su ubicación y dimensiones 
en un Ducto, Segmento o sección.  
6.1 Inspección de integridad.  
Los métodos a ctuales de inspección de integridad disponibles son los siguientes:  
a) Inspección interna;  
b) Inspección externa;  
c) Inspección indirecta, e  
d) Inspección muestral.  
6.1.1  Inspección interna.  
Este método de inspección empleado por los Regulados debe ser uti lizado para localizar, identificar y 
dimensionar de manera preliminar las indicaciones en toda la longitud del Ducto, Segmento o sección. Dichas 
indicaciones se mencionan en la Tabla 5.  
La selección de la tecnología de inspección a utilizar por los Regulad os, depende del tipo de peligros 
aplicables identificados y evaluados en el Análisis de Riesgo y de las condiciones geométricas de la 
infraestructura y operación del Ducto, ver Tabla 5. El siguiente listado no es limitativo a la incorporación de 
nuevas tec nologías que comprueben su efectividad:  
a) Fuga de flujo magnético: equipo de resolución estándar;  
b) Fuga de flujo magnético: equipo de alta resolución;  
c) Fuga de flujo magnético: equipo de flujo transversal;  
d) Ultrasonido: Haz recto;  
e) Ultrasonido: Ha z angular, y  
f) Equipo geómetra.  
Tabla 5. Equipo utilizado en inspección inte rna y detección de indicaciones  
INSPECCIÓN INTERNA  EQUIPO PARA PÉRDIDA DE METAL  EQUIPO PARA DETECCIÓN DE 
GRIETAS  EQUIPO PARA 
DETECCIÓN DE LA 
GEOMETRÍA  
FUGA DE FLUJO MAGNÉTICO  
ULTRASONIDO  
(Haz Recto)  ULTRASONIDO  
(Haz Angular)  FLUJO  
TRANSVERSAL  GEÓMETRA  (CALIPER)  RESOLUCIÓN  
ESTANDAR  ALTA  
RESOLUCIÓN  
PÉRDIDA DE METAL  
(CORROSIÓN)  Detecta1 y 
Dimensio na2 no 
discrimina ID/OD  Detecta1 y 
Dimensiona2 Detecta1 y 
Dimensiona2 Detecta1 y 
Dimensiona2 Detecta1 y 
Dimensiona2 No Detecta  
Corrosión externa  
Corrosión interna  
Corrosión externa axial 
delgada  No Detecta  No Detecta3 Detecta1 y 
Dimensiona2 Detecta1 y 
Dimensiona2 Detecta1 y 
Dimensiona2 No Detecta  
AGRIETAMIENTO Y 
DEFECT OS TIPO GRIETA 
(Axial)  
No Detecta  No Detecta  No Detecta  Detecta1 y 
Dimensiona2 Detecta1 y 
Dimensiona2 No Detecta  Por corrosión bajo esfuerzos 
(SCC)  
Por fatiga  
Imperfecciones en soldadura  
longitudinal  
Fusión incompleta/ Falta de      (Primera Sección)  DIARIO OFICIAL  Martes 31 de octubre de 2017  
fusión  
Grietas en la línea de fusión  
AGRIETAMIENTO  
CIRCUNFERENCIAL  No Detecta  Detecta4 y 
Dimensiona4 No Detecta  Detecta1 y 
Dimensiona2 si es 
modificado5 No Detecta  No Detecta  
ABOLLADURAS  
CURVATURAS CON 
ARRUGAS  Detecta6 Detección6 y Dimensionamiento  no 
confiable  Detección6 y Dimensionamiento no 
confiable  Detecta7 y Dimensiona  
APLASTAMIENTO  En caso de detección, se proporciona la posición circunferencial  Detecta7 y Dimensiona  
RALLADURA O 
ENTALLADURA  Detecta1 y Dimensiona2 No Detecta  
LAMINACIÓN O 
INCLUSIÓN  Detección 
limitada  Detección 
limitada  Detecta y  
Dimensiona2 Detecta y  
Dimensiona2 Detección limitada  No Detecta  
REPARACIONES PREVIAS  Detección de camisas de 
acero y  parches. Otros sólo 
con marcadores  ferrosos  Detección sólo de camisas de 
acero y p arches, soldado al 
Ducto  Detección sólo de camisas de acero y 
parches. Otros sólo con marcadores 
ferrosos  No Detecta  
ANOMALÍ AS 
RELACIONADAS  CON 
FABRICACIÓN  Detección 
limitada  Detección 
limitada  Detecta  Detecta  Detección limitada  No Detecta  
CURVATURAS  No Detecta  No Detecta  No Detecta  No Detecta  No Detecta  Detecta y  Dimensiona2, 9 
OVALIDAD  No Detecta  No Detecta  No Detecta  No Detecta  No Detecta  Detecta y  Dimensiona2, 8 
COORDENADAS DEL 
DUCTO  Localiza 10 Localiza 10 Localiza 10 Localiza 10 Localiza 10 Locali za 10 
NOTAS:  
1.- Limitado por la profundidad, longitud y ancho de las indicaciones 
detectables mínimas.  
2.- Definido por la exactitud del dimensionamiento especificado del equipo.  
3.- Si el ancho es más pequeño que el ancho mínimo detectable por el 
equipo . 
4.- Probabilidad Reducida de la Detección (POD) para grietas estrechas.  5.- Transductores rotados a 90°.  
6.- Confiabilidad reducida dependiendo del tamaño y forma de la abolladura.  
7.- Dependiendo de la configuración del equipo, también en posición 
circu nferencial.  
8.- Si está equipado para medición de la ovalidad.  
9.- Si está equipado para medición de curvaturas.  
10.- Si está equipada con módulo o dispositivo de geoposicionamiento.  
6.1.2 Inspección externa.  
Cuando los peligros principales aplicables al Ducto sean estructurales, naturales o por Daños de terceros, 
los Regulados deben realizar una inspección externa del Ducto o Segmento para determinar las condiciones 
de trazo y perfil, claros libres, pandeo global y local, desplazamientos del Ducto, daños mecánicos, nivel de 
enterramiento, condiciones del lastre de concreto, recubrimiento anticorrosivo. Lo anterior podrá realizarse 
mediante celaje terrestre, aéreo y/o con vehículo operado vía remota.  
6.1.3  Inspección indirecta.  
Debido a que el método de eva luación directa puede formar parte del proceso de Administración de la 
integridad, cada una de sus etapas se establece como sigue:  
a) Evaluación Previa, está documentada con el Análisis de Riesgo;  
b) Inspección indirecta, se describen en la presente secció n; 
c) Inspección directa, se incluye como parte de la Verificación de indicaciones, y  
d) Evaluación posterior, corresponde al Análisis de integridad.  
La inspección indirecta realizada por los Regulados es aplicable para determinar las secciones del Ducto o  
Segmento, susceptibles a los siguientes peligros:  
I. Corrosión externa (CE);  
II. Corrosión interna (CI);  
III. Agrietamiento por corrosión bajo esfuerzos (SCC), y  
IV. Agrietamiento bajo esfuerzos en presencia de sulfuros (SSC).  
6.1.3.1  Inspección indirecta  para Corrosión externa y agrietamiento por corrosión bajo esfuerzos y 
agrietamiento bajo esfuerzos en presencia de sulfuros.  Martes 31 de octubre de 2017  DIARIO OFICIAL  (Primera Sección)      
La inspección que deben realizar los Regulados, es mediante la aplicación de las siguientes metodologías 
o aquellas que las iguale n o mejoren, identificando las secciones susceptibles a Corrosión externa (CE), 
Agrietamiento por corrosión bajo esfuerzos (SCC) y Agrietamiento bajo esfuerzos en presencia de sulfuros 
(SSC) en la pared externa del Ducto, para el proceso de verificación de  indicaciones:  
a) Potenciales a intervalos cercanos (CIS);  
b) Gradiente de voltaje de corriente directa (DCVG);  
c) Gradiente de voltaje de corriente alterna (ACVG);  
d) Perfil de potenciales;  
e) Perfil de resistividad, e  
f) Inspección visual.  
La selección d e la o las metodologías depende del o los peligros principales aplicables identificados.  
6.1.3.2  Inspección indirecta para Corrosión interna.  
Esta actividad consiste en que los Regulados realicen un análisis de flujo de fluidos para determinar las 
seccione s del Ducto o Segmento, con mayor velocidad de Corrosión interna generalizada, ya sea por 
acumulación de líquidos, separación de fases, asentamiento de sólidos y lodos o zonas susceptibles por altos 
esfuerzos cortantes debidos al flujo, para el proceso de verificación de indicaciones.  
6.1.3.3  Ondas guiadas.  
Este método se puede aplicar al Ducto, Segmento o sección, donde los peligros correspondan a pérdida 
de metal localizada o generalizada.  
6.1.4  Inspección muestral.  
Los Regulados pueden utilizar este méto do consistente en seleccionar una cierta cantidad de secciones 
de un Ducto o Segmento y sus accesorios para ser inspeccionadas con Pruebas no destructivas. El número 
de secciones que conforme la muestra debe ser estadísticamente representativo de la totali dad del Ducto o 
Segmento, de manera que permita inferir la integridad del Ducto o Segmento.  
Los métodos estadísticos deben proporcionar como mínimo un tamaño de muestra y un nivel de 
certidumbre en la inspección. Los dos métodos estadísticos recomendados s on: el muestreo por atributos y el 
muestreo basado en distribuciones normales.  
6.2 Verificación de indicaciones.  
Éstas deben realizarse por los Regulados, mediante inspecciones directas con Pruebas no destructivas 
del Ducto, Segmento o sección, definidas c omo representativas para localizar, identificar y dimensionar las 
indicaciones contenidas en dicha sección. Las dimensiones que se deben registrar son las descritas en el 
APÉNDICE NORMATIVO E.  
El reporte de verificación de indicaciones elaborado por los Re gulados, debe contener como mínimo:  
a) La identificación del Ducto (clave, nombre, diámetro, elemento o kilometraje y fecha de inspección);  
b) Localización de la Indicación y referencias, en coordenadas GPS (geoposicionamiento satelital) en 
latitud, longit ud y elevación;  
c) Clave de identificación del reporte (para trazabilidad);  
d) Descripción de los equipos y materiales utilizados;  
e) Parámetro con los cuales se ejecutó la prueba;  
f) Resultados de la inspección, incluyendo evidencia en función del método y técnica de prueba no 
destructiva aplicada (oscilogramas o imagen radiográfica);  
g) Condición del recubrimiento externo en la sección donde se realizó la inspección;  
h) Estado de la superficie a inspeccionar (rugosidad, acabado, presencia de productos de corrosión  y 
limpieza);       (Primera Sección)  DIARIO OFICIAL  Martes 31 de octubre de 2017  
i) Representación esquemática de la localización de la sección inspeccionada y de las  indicaciones 
detectadas;  
j) Registro fotográfico de la sección inspeccionada y de las indicaciones detectadas, antes y después 
de la inspección, y  
k) Nombre, firma  y nivel del personal que aplicó  la o las Pruebas no destructivas.  
Para la verificación de las indicaciones deben emplearse procedimientos calificados por los Regulados y 
equipos con informes de calibración vigente, emitidos por un laborato rio de calibración acreditado en términos 
de la Ley Federal sobre Metrología y Normalización.  
6.3 Análisis de integridad.  
Los Regulados deben realizar el análisis de las indicaciones detectadas y/o el análisis estructural del 
Ducto, Segmento o sección; par a determinar los parámetros de severidad que cuantifiquen el estado actual de 
integridad y que permitan programar y jerarquizar las actividades de mantenimiento necesarias para 
restablecer la integridad requerida por los Regulados. Para realizar el Análisi s de integridad, se debe 
considerar como mínimo la información listada en las Tablas 1 y 2 del presente Proyecto de Norma.  
Adicionalmente, los Regulados deberán determinar la integridad del Ducto, Segmento o sección, con base 
en estudios de ingeniería para  evaluación de las indicaciones señaladas en la Tabla 6 o en su caso métodos 
numéricos para el análisis estructural, a su vez en esta etapa se debe determinar la fecha de la  próxima 
inspección.  
Los análisis estructurales deben de realizarse con la configur ación geométrica actual y condiciones de 
carga estáticas y dinámicas actuantes sobre el Ducto, Segmento o sección, cumpliendo con los requisitos 
para las combinaciones de carga y criterios de aceptación de acuerdo con lo indicado en Normas Oficiales 
Mexica nas, Normas Mexicanas, y a falta de éstas con los estándares internacionales vigentes aplicables.  Si 
durante el análisis estructural del Ducto, Segmento o sección, no se cumplieran los criterios de evaluación, se 
debe realizar un análisis iterativo del com portamiento estructural del mismo para seleccionar las actividades 
de mantenimiento que permitan que el Ducto, Segmento o sección, opere dentro de los criterios de 
aceptación.  
Cuando un Ducto, Segmento o sección tenga doscientos o más ciclos de presurizaci ón manométrica 
desde cero hasta la presión de diseño por año, los Regulados deben realizar un análisis de fatiga para 
determinar el daño acumulado. También se debe evaluar por fatiga el Ducto, Segmento o sección, que 
presente esfuerzos cíclicos por vibraci ón, que excedan el nivel máximo permisible por la Norma de  diseño 
aplicable.  
El análisis de fatiga para determinar el daño acumulado debe realizarse de acuerdo con lo indicado en 
Normas Oficiales Mexicanas, Normas Mexicanas, y a falta de éstas con los está ndares internacionales 
vigentes aplicables.  
La Tabla 6 indica algunos métodos disponibles de indicaciones en la pared del tubo, soldadura y 
accesorios que conforman el Ducto, Segmento o sección, que pueden ser aplicables para el análisis de fatiga.  
El peri odo entre inspecciones de integridad no podrá ser mayor a lo indicado en la Tabla 8 y debe 
determinarse en el Análisis de integridad, considerando como mínimo lo siguiente:  
a) La velocidad de crecimiento de las indicaciones con base al peligro que afecte a l Segmento o 
sección del Ducto;  
b) La reducción de la PMOP de las indicaciones con base a su velocidad de crecimiento;  
c) Las reparaciones programadas y ejecutadas;  
d) Incrementos en las condiciones de operación (Presión y Temperatura), por arriba de los p arámetros 
de severidad establecidos, y  
e) Cambios de servicio.  Martes 31 de octubre de 2017  DIARIO OFICIAL  (Primera Sección)      
En el caso de los análisis estructurales, éstos se deben actualizar cuando se presenten eventos que 
modifiquen la configuración geométrica del último análisis, tales como, desplazamientos inesp erados, 
movimientos de suelo, eventos sísmicos, entre otros.  
 
Tabla 6. Métodos disponibles para el análisis de indicaciones en la pared del tubo, soldaduras y 
accesorios que conforman el Ducto, Segmento o sección  
Tipo de Indicación  Método de evaluación  
Pérdida general de espesor (interna o 
externa).  
Pérdida local de espesor (interna o externa).  
Causadas por Corrosión, erosión, daño 
mecánico y sus combinaciones.  ASME B31G  
DNV -OS-F101  
API 579  
BS 7910  
Muesca o tallón.  
Grietas e indicaciones tipo grieta, caus ados 
por mecanismos de SCC, SSC, HIC, Fatiga 
(no se limita a éstos).  
Indicaciones en soldadura (longitudinal, 
circunferencial o helicoidal).  API 579  
BS 7910  
Abolladura y combinaciones abolladura -
entalla.  API 1156  
API 1160  
API 579  
ASME B31.4  
ASME B31.8  
 
6.3.1 Prueba de presión.  
Los Regulados pueden optar por la prueba de presión como un método para evaluar la integridad de un 
Ducto, Segmento o sección.  
Para la ejecución de la prueba, los Regulados deben contar con un procedimiento específico donde se 
estab lezcan los lineamientos para su desarrollo incluyendo como mínimo: metodología, cálculo de presiones y 
secuencia de prueba, tiempo de ejecución, medio de prueba y métodos de inspección, personal, equipos  y 
materiales a utilizar, medidas de seguridad, así como, un plan de contingencia que incluya las opciones de 
contención y reparación en caso de que se presenten fugas o rupturas durante la realización de la misma.  
Esta prueba debe ser realizada de acuerdo a las siguientes etapas:  
1. Cuando se realice una p rueba de resistencia se debe tomar la presión de prueba igual a 1.25 veces 
la PMO o la requerida para una nueva condición de operación, con una duración de cuatro horas o el 
tiempo requerido adicional para verificar si no se presenta alguna fuga o ruptura en el Ducto, 
Segmento o sección;  
2. Cuando se realice una prueba pico se debe tomar la presión de prueba entre 1.25 y 1.5 veces la 
PMO o la requerida para una nueva condición de operación, con una duración máxima de una hora y 
no menor a cinco minutos. Ent re mayor sea el factor utilizado en esta prueba, mayor será el margen 
de seguridad que proporcione la misma, no debiendo rebasar el esfuerzo máximo permisible del 
Ducto, Segmento o sección a probar, y  
3. Cuando se realice una prueba de fuga se debe tomar l a presión de prueba igual a 1.25 veces la PMO 
o la requerida para una nueva condición de operación y con una duración mínima de dos horas o lo      (Primera Sección)  DIARIO OFICIAL  Martes 31 de octubre de 2017  
que se tarde en verificar si no se presenta alguna fuga o ruptura en el Ducto, Segmento o sección. 
Esta prueba ti ene como objetivo detectar defectos que se activaron durante la prueba pico y  no 
fugaron.  
Durante cada etapa en caso de una caída de presión, se debe realizar un recorrido por el trazo del Ducto, 
Segmento o sección. De confirmarse una pérdida de contenció n, se debe disminuir la presión para 
documentar el modo de falla, localización y dimensiones de ésta, así como ejecutar la reparación 
correspondiente. Una vez realizadas dichas actividades se debe reiniciar la prueba de presión.  
Si no se presentan fugas en  el Ducto, Segmento o sección, representa que las indicaciones contenidas en 
el espesor, no afectan la integridad del mismo, a la PMO requerida.  
6.3.2  Respuesta al Análisis de integridad.  
Los Regulados deben elaborar un programa de actividades de mantenimi ento para atender los resultados 
del Análisis de integridad, cumpliendo con los siguientes criterios:  
a) Respuesta inmediata, y  
b) Respuesta programada.  
6.3.2.1  Respuesta Inmediata.  
Aplica para aquellos defectos que pueden causar fallas inmediatas o antes de un año, debido a su efecto 
en la resistencia del material y que por tanto requieran de una atención programada.  
Siendo estos defectos:  
a) Criterio del TVR:  
 Cuando el TVR < 1 año;  
b) Criterio de la PMOP:  
 Cuando la PMOP < presión de operación;  
c) Criter io de TMPO:  
 Cuando la TMPO determinada < temperatura de operación, y  
d) Cuando exista combinación de indicaciones.  
6.3.2.2  Respuesta programada.  
Aplica a los defectos que requieren atención programada y son aquellos que pueden fallar antes de la 
siguiente  inspección de integridad.  
Los defectos considerados para atención programada son los que cumplen con alguno de los  siguientes 
criterios:  
a) Criterio de la PMOP:  
 Cuando la PMOP < presión de diseño;  
b) Criterio del TVR:  
 1 año < TVR < a la fecha de próxima  inspección de integridad, y  
c) Criterio de TMPO:  
 Cuando la TMPO determinada < temperatura de diseño.  
7. Actividades de mantenimiento y Mitigación.  
Se debe realizar la corrección de los defectos con base en el resultado del Análisis de integridad. La 
clasificación de los defectos puede ser de respuesta inmediata o programada de acuerdo a su severidad.  
7.1 Actividades de mantenimiento.  Martes 31 de octubre de 2017  DIARIO OFICIAL  (Primera Sección)      
En la Figura 5, se describen de forma enunciativa algunas actividades de mantenimiento principales, que 
los Regulados deben  realizar en función de los peligros aplicables, para reducir las probabilidades de falla del 
Ducto, Segmento o sección.  
 
Figura 5. Clasificación de actividades de mantenimiento  
 
 
7.1.1  Mantenimiento predictivo.  
Actividades llevadas a cabo de acuerdo a cr iterios establecidos en las Normas Oficiales Mexicanas, 
Normas Mexicanas, y a falta de éstas con los estándares internacionales vigentes aplicables, a fin de 
identificar y eliminar de manera anticipada posibles fallas, de un Ducto, Segmento o sección, y se  debe  de 
aplicar las actividades de mantenimiento contenidas en la Figura 5 y APÉNDICE INFORMATIVO C  según la 
falla.  
7.1.2  Mantenimiento preventivo.  
Actividades llevadas a cabo de acuerdo a criterios establecidos en las Normas Oficiales Mexicanas, 
Normas  Mexicanas, y a falta de éstas con los estándares internacionales vigentes aplicables de una actividad 
de mantenimiento predictivo, para reducir la degradación del Ducto, Segmento o sección, indicadas en la 
Figura 5 y APÉNDICE INFORMATIVO C.  
7.1.3  Mantenim iento correctivo.  
Actividades llevadas a cabo para la eliminación de defectos o fallas presentadas en el Ducto, Segmento o 
sección. La selección del método de reparación estará en función del modo y fuerza impulsora de la falla, los 
métodos de reparación a ceptados para el Ducto, Segmento o sección terrestre deben cumplir con lo 
establecido en las disposiciones administrativas de carácter general que establecen los Lineamientos en 
materia de Seguridad Industrial, Seguridad Operativa y Protección al Medio Amb iente, para el transporte 
terrestre por medio de Ductos de Petróleo, Petrolíferos y Petroquímicos y cualquier otra que emita la Agencia 
que tenga relación con lo establecido en el presente Proyecto de Norma. Los métodos de reparación 
aceptados para Ductos,  Segmentos o secciones marinos son los contenidos en la Tabla 7 o cualquier otro que 
lo iguale o mejore.  
En todos los métodos correctivos se requiere contar como mínimo con la siguiente documentación:  
a) Procedimiento de elaboración del Diseño;  
b) Memoria de cálculo;  
c) Procedimiento de fabricación;       (Primera Sección)  DIARIO OFICIAL  Martes 31 de octubre de 2017  
d) Procedimiento de instalación;  
e) Certificados de materiales;  
f) Cuando se utilicen procesos de soldadura: Procedimiento de soldadura (WPS), Registro de 
calificación de procedimiento (PQR), Registro de la cali ficación de la habilidad de soldadores (WPQ), 
lista de equipo y personal;  
g) Procedimientos de Pruebas no destructivas;  
h) Certificados del personal que aplicará las Pruebas no destructivas, e  
i) Informe de calibración de los equipos utilizados, incluye lo s equipos de Pruebas no destructivas.  
7.2 Actividades de Mitigación.  
La Figura 6 y APÉNDICE INFORMATIVO C, mencionan algunas de las actividades de Mitigación que los 
Regulados, deben realizar en función de los peligros aplicables, para reducir las probabil idades de falla  del 
Ducto, Segmento o sección.  
Figura 6. Clasificación d e actividades de Mitigación  
 
  Martes 31 de octubre de 2017  DIARIO OFICIAL  (Primera Sección)      Tabla 7. Métodos de reparación aceptados para Ducto, Segmento o sección Maríno.  
Defectos  Métodos de reparación aceptados  
Sustitución  Desbaste  Depósi to 
de 
soldadura  Envolvente Metálica  Tapones  
Envolvente 
No Metálica  Parches  Soportes  Elementos 
prefabricados 
de concreto  Tipo A  Tipo B  
Con 
soldadura 
longitudinal  Pernadas  Sello con 
soldadura  Sello 
por 
fricción  Mecánicos  Tipo 
cachucha 
soldados  
Pérdida metal externa 
generalizada.  SI NO NO SI NO SI NO NO NO SI4 NO NO NO 
Pérdida metal externa 
localizada.  SI NO SI2 SI SI3 SI SI NO NO SI4 SI NO NO 
Pérdida metal externa por 
picadura.  SI NO SI2 SI SI3 SI SI SI SI SI4 SI NO NO 
Pérdida metal int erna 
generalizada.  SI NO NO NO NO SI NO NO NO NO NO NO NO 
Pérdida metal interna 
localizada.  SI NO NO NO SI3 SI SI NO NO NO SI NO NO 
Pérdida metal interna por 
picadura.  SI NO NO NO SI3 SI SI SI SI NO SI NO NO 
Abolladuras simples.  SI NO NO SI SI3 SI SI NO NO SI4 NO NO NO 
Muesca o tallón.  SI SI1 SI2 SI SI3 SI SI NO NO SI4 SI NO NO 
Abolladuras con muesca 
o tallón.  SI SI1 NO SI SI3 SI SI NO NO NO NO NO NO 
AIH (laminaciones).  SI NO NO NO NO SI SI NO NO NO NO NO NO 
Ampollas simples.  SI NO NO NO NO SI SI NO NO NO NO NO NO 
Pliegues por pandeo 
local.  SI NO NO NO SI3 SI SI NO NO NO NO NO NO 
Grietas o defectos tipo 
grieta axiales abiertas a la 
superficie externa.  SI SI NO NO SI3 SI SI NO NO NO NO NO NO 
Grietas o defectos tipo 
grieta circunferenciales 
abiertas a la superficie 
externa.  SI SI NO NO SI3 SI SI NO NO NO NO NO NO 
Grietas o defectos tipo 
grieta axiales abiertas a la 
superficie interna.  SI NO NO NO SI3 SI SI NO NO NO NO NO NO 
Grietas o defectos tipo 
grieta circunferenciales 
abiertas a la superficie 
interna.  SI NO NO NO SI3 SI SI NO NO NO NO NO NO 
Defectos en soldadura 
circunferencial.  SI SI1 NO NO SI3 SI SI NO NO NO NO NO NO 
Defectos en soldadura 
longitudinal.  SI SI1 NO NO SI3 SI SI NO NO NO NO NO NO 
Defectos metalúrgicos 
localizados (puntos duros, 
quemaduras, áreas de 
segregación  de 
inclusiones y slaiber).  SI SI1 SI2 NO SI3 SI SI NO NO SI4 NO NO NO 
Claros libres o soportes 
no funcionales.  NO NO NO NO NO NO NO NO NO NO NO SI NO 
Segmento inestable.  NO NO NO NO NO NO NO NO NO NO NO NO SI 
       (Primera Sección)  DIARIO OFICIAL  Martes 31 de octubre de 2017  Observacio nes Tabla 7 : 
1. La cantidad de metal a remover no debe afectar el espesor remanente requerido por la Presión y Temperatura a las cuales se pr etende operar el Ducto;  
2. Para el depósito de soldadura, se requiere un espesor mínimo remanente que debe incluir,  el espesor requerido para la Presión y Temperatura a las cuales se pretende operar el Ducto, más la penetración 
del metal de aporte;  
3. La hermeticidad en las envolventes tipo A pernadas, debe lograrse por los sellos y no por algún producto inyectado en e l espacio anular, y  
4. No instalar en defectos cuyo modo de falla sea fuga. Este tipo de envolvente no es aplicable en los siguientes casos: cualqui er tipo de Defecto que pudiera causar una fuga al evolucionar, áreas de pérdida 
de metal cuya longitud y anc ho sean mayores de un diámetro.  
Desbaste: Remoción de los defectos mediante la eliminación del material el cual puede ser mediante esmerilado; la remoción de  material se debe realizar de manera controlada evitando sobrecalentamientos o 
enfriamientos brusco s y dejando una superficie con contornos suaves.  
Depósito de soldadura: Involucra el depósito de soldadura metálica sobre el Defecto para reemplazar el metal perdido, también  puede utilizarse, cuando cualquier otro tipo de Defectos han sido removidos por 
desbaste para crear un área abierta para el depósito de soldadura.  
Envolvente metálica tipo A soldada: Formada por dos medias cañas unidas por medio de soldadura axial por ambos lados, los ext remos de la envolvente no están soldadas al Ducto por lo que no d ebe ser 
empleada para reparar defectos cuyo modo de falla sea fuga. Estas envolventes funcionan como refuerzo mecánico. Es esencial e l contacto íntimo con el Ducto por lo que hay que evitar abultamientos. 
Cualquier espacio existente debe ser rellenado con un material endurecible como epóxico o poliéster.  
Envolvente metálica tipo A pernada: Formada por dos medias cañas que son colocadas alrededor de un Segmento de Ducto con Defe cto y unidas por bridas axiales en ambos lados y espárragos. Ambas partes 
de la e nvolvente mecánica debe estar provista de sellos a lo largo de las caras de las bridas y en los extremos circunferenciales, q ue después del apriete de los espárragos, logran la hermeticidad de la 
envolvente. Este tipo de envolvente puede funcionar como tip o B provisional, si es diseñada para soportar la Presión y Temperatura a las cuales se pretende operar el Ducto a reparar. Si  se demuestra que la 
vida de los sellos es igual a la vida útil del Ducto, esta puede considerarse como una reparación permanente. La vida útil de los sellos, debe ser demostrada mediante pruebas de envejecimiento a las 
condiciones de operación, tipo de producto y condiciones ambientales donde se localice.  
Envolvente metálica tipo B (sello con soldadura): Formada por dos medias cañas unidas por medio de soldadura axial a tope en ambos lados, los extremos son soldados al Ducto mediante soldadura de filete de  
tal manera que la envolvente tiene la capacidad de contener la presión del fluido transportado en caso de fuga. Estas envolve ntes deben ser diseñadas para soportar la Presión y Temperatura a las cuales se 
pretende operar el Ducto a reparar.  
Envolvente metálica tipo B (sello por fricción): Formada por dos medias cañas unidas por bridas axiales en ambos lados y espá rragos, Las uniones circunferenciales se logran por la fricción entre el sello 
mecánico de la envolvente y la superficie externa del Ducto. Estas envolventes tienen la capacidad de contener la presión en caso de fuga y deben ser diseñadas para soportar la Presión y Temperatur a a las 
cuales se pretende operar el Ducto a reparar.  
Tapón mecánico: Consiste de un dispositivo tipo abrazadera con una punta de un material que genere un sello hermético y que s ea química y físicamente estable al medio y al producto transportado, el sell o se 
coloca sobre el orificio de fuga y se aprieta hasta lograr el sello.  
Tapón tipo cachucha soldado: Es un elemento hueco y hermético tipo cachucha que se suelda completamente alrededor del orifici o de fuga. Su diseño, fabricación e instalación debe hace rse en cumplimiento 
de las especificaciones aplicables. Este tipo de tapón debe tener la capacidad de contener la presión en caso de fuga y debe ser diseñado para soportar la Presión y Temperatura a las cuales se pretende 
operar el Ducto a reparar.  
Envolve nte no metálica: Es un refuerzo circunferencial fabricado de un material no metálico, como puede ser: composito de matriz pol imérica reforzado con fibras de vidrio o de carbono, polímeros 
termoplásticos o termo fijos. Debe ser diseñada e instalada de acuer do con las especificaciones del fabricante, y el diseño debe proveer un refuerzo mecánico, ya sea para incrementar la capacid ad de soportar 
presión o para relevar el esfuerzo en el Segmento de Ducto reparado.  
Parches: Es una placa de un material compatible  con el material de fabricación del Ducto, que se coloca y fija permanentemente a la superficie externa del área con Defecto. Su diseño, fabricación e instalación 
debe hacerse en cumplimiento de las especificaciones aplicables. Este tipo de reparación debe  tener la capacidad de contener la presión en caso de fuga y debe ser diseñado para soportar la Presión y 
Temperatura a las cuales se pretende operar el Ducto a reparar.  
Soportes: Elementos estructurales que tienen la finalidad de dar sustento al Ducto.  
Elementos prefabricados de concreto: Conjunto de elementos de concreto unidos entre sí mediante elementos flexibles o articulad os formando un conjunto integrado cuyo fin es dar la estabilidad estructural a 
una sección del Ducto.  
 
 Martes 31 de octubre de 2017  DIARIO OFICIAL  (Primera Sección)      
8. Evaluación del desempe ño del proceso de Administración de la integridad.  
8.1 Los Regulados deben llevar a cabo revisiones anuales, con el propósito de evaluar el cumplimiento del 
proceso de Administración de la integridad de Ductos. Esta revisión proporcionará retroalimentación  para la 
mejora continua de dicho proceso.  
Los Regulados deben desarrollar indicadores de desempeño del proceso de Administración de la 
integridad que permitan la evaluación de los resultados del proceso de Administración de la integridad de 
Ductos. Estos indicadores servirán para continuar o ajustar las actividades programadas dentro del proceso 
de mantenimiento y Mitigación programada y orientarlas al cumplimiento de las metas de desempeño,  los 
cuales deben establecerse de acuerdo con las características  del Ducto, Segmento o sección, de los 
Regulados y los tipos de productos que transportan y los requerimientos de este Proyecto Norma Oficial 
Mexicana.  
Los indicadores de desempeño deben relacionarse como mínimo con lo siguiente:  
a) Ducto, Segmento o secci ón, con información conforme a la Tabla 1;  
b) Ducto, Segmento o sección, con Análisis de Riesgo;  
c) Ducto, Segmento o sección, con inspección de integridad;  
d) Ducto, Segmento o sección, con Análisis de integridad, y  
e) Ducto, Segmento o sección, con activ idades de mantenimiento y Mitigación.  
8.2 Los Regulados deben disponer de herramientas o sistemas informáticos, para dar seguimiento a las 
actividades del proceso de Administración de la integridad, que proporcionen el estatus de la integridad del 
Ducto, S egmento o sección, a través de los indicadores de desempeño del proceso de Administración de la 
integridad. Dicha información debe mantenerse actualizada y disponible para su revisión cuando la Agencia  lo 
solicite.  
8.3 Los Regulados deben realizar una audi toría del proceso de Administración de la integridad de Ductos, 
la cual se debe llevar a cabo cada 5 años para identificar las desviaciones y áreas de mejora, en la 
adecuación, aplicación y cumplimiento del proceso de Administración de la integridad de Duc tos. La auditoría 
se debe llevar a cargo por un grupo de especialistas de los Regulados, los cuales deben ser externos al área 
de proceso. Cualquier resultado de incumplimiento se debe documentar y realizar las medidas correctivas 
correspondientes, su impl ementación y seguimiento.  
9. Vigilancia de esta Norma.  
La Agencia Nacional de Seguridad Industrial y de Protección al Medio Ambiente del Sector Hidrocarburos 
es la autoridad competente para supervisar y vigilar el cumplimiento de este Proyecto de Norma Ofi cial 
Mexicana.  
10. Procedimiento para la Evaluación de la Conformidad.  
10.1 Objeto.  
El presente Procedimiento para la Evaluación de la Conformidad tiene por objeto determinar el grado de 
cumplimiento del Proyecto de Norma Oficial Mexicana PROY -NOM -009-ASEA -2017 Administración de la 
integridad de Ductos de recolección, Transporte y Distribución de Hidrocarburos, Petrolíferos y Petroquímicos.       (Primera Secc ión) DIARIO OFICIAL  Martes 31 de octubre de 2017  
10.2 Procedimiento.  
La Evaluación de la Conformidad del presente Proyecto de Norma Oficial Mexicana se llevará a cabo en 
cada una de las etapas y actividades previstas en la Tabla 8, mediante la revisión documental solicitada para 
el Ducto, Segmento o sección.  
Tabla 8–Procedimiento por Etapas de Evaluación de la Conformidad  
Etapa  Capítulo a 
Verificar  Periodicidad de Verif icación  Tipo de 
Verificación  
Recopilación, revisión, integración y 
análisis de la información y de datos del 
Ducto, Segmento o sección terrestres y 
marinos.  4 Anual.  Documental*  
Inspección y Análisis de integridad.  6 1. Ductos con prioridad de 
atención a lta, máximo 3 
años.  
2. Ductos con prioridad de 
atención media, máximo 5 
años.  
3. Ductos con prioridad de 
atención baja, máximo 10 
años.  Documental*  
Actividades de mantenimiento y 
Mitigación.  7 Máximo 5 años.  Documental*  
Evaluación del desempeño del proce so de 
Administración de la integridad.  8 Anual.  Documental*  
*Se refiere a presentar la evidencia o el cumplimiento en archivo electrónico o impreso.  
 
La Evaluación de la Conformidad será realizada por una Unidad de Verificación, acreditada, y aprobada 
por la Agencia en términos de la Ley Federal sobre Metrología y Normalización y su Reglamento.  
Los resultados de la Evaluación de la Conformidad deben hacerse constar en dictámenes por cada etapa 
y contener el análisis de estas mismas.  
Los dictámenes original es de la evaluación, deben conservarlos los Regulados y deben estar disponibles 
para cuando la Agencia los requiera.  
Cuando se realice una modificación al Ducto, Segmento o sección, o se realicen modificaciones a los que 
se encuentran en operación, se debe n cumplir con las etapas previstas en la Tabla 8 y se deberán obtener 
sus respectivos dictámenes o Dictamen.  
11. Concordancia con otras Normas.  
Este Proyecto de Norma Oficial Mexicana no es equivalente con ninguna Norma Nacional o Internacional.  Martes 31 de octubre de 2017  DIARIO OFICIAL  (Primera Sección)      
APÉNDICE A  
(Normativo)  
MÉT ODOS PARA EL ANÁLISIS DE RIESGO  
a) Se podr án utilizar é stos o cualquier otro que lo iguale o lo mejore:  
1. Evaluación Subjetiva ¿Qué pasa si? (What if), Lista de verificación (Check list). La realiza un grupo 
multidisciplinario que posee un  conocimiento de la operación del Ducto y pueden extrapolar su 
experiencia y expresarlo en términos cualitativos o cuantitativos para incorporarlo al proceso de 
evaluación de Riesgo. El grupo multidisciplinario deben analizar cada Segmento del Ducto;  
2. Evaluación Relativa. Basado en el conocimiento detallado de un Ducto específico y en una mayor 
cantidad de datos, este método desarrolla los riesgos dirigidos a conocer los peligros que han 
impactado históricamente la operación del Ducto. Identifican y evalú an los peligros y consecuencias 
relevantes que el Ducto ha tenido en el pasado. Se considera un Riesgo relativo porque los 
resultados se comparan con valores obtenidos de este mismo. Este método es más complejo y 
requiere datos más específicos que el métod o de evaluación subjetiva (opinión del grupo 
multidisciplinario);  
3. Método basado en Escenarios. Este método genera la descripción de un Evento, o series de 
eventos, que conduce a la falla y evalúa tanto la Probabilidad de falla como sus consecuencias. 
Incluye la construcción de árboles de eventos, árboles de decisión y/o árboles de falla, y  
4. Método probabilista. Este método es el más complejo y el que requiere de mayor cantidad de datos. 
Combina matemáticamente las frecuencias de eventos o series de eve ntos para determinar la 
frecuencia de un Incidente. Los resultados que se obtienen se comparan con las probabilidades del 
Riesgo aceptables establecidas por los Regulados.  
b) Los métodos anteriores tienen las siguientes características comunes:  
1. Identifi can peligros o condiciones que amenacen la integridad del Ducto, Segmento o sección;  
2. Determinan la Probabilidad de falla y las consecuencias;  
3. Permiten clasificar el Riesgo e identificar peligros específicos que tienen una mayor influencia en el 
Riesg o; 
4. Permiten la retroalimentación de datos, y  
5. Permiten la  actualización continua para re evaluaciones del Riesgo.  
c) Características de un método efectivo de Análisis de Riesgo:  
1. Atributos. Debe contener una metodología definida y estar estructurado de tal manera que se realice 
un Análisis del Riesgo objetivo, preciso y completo. Algunos métodos del Riesgo requieren una 
estructura más rígida (y considerablemente mayor cantidad de datos). Los métodos basados en el 
conocimiento son menos rigurosos para aplicar y requieren más participación de expertos  en la 
materia;       (Primera Secc ión) DIARIO OFICIAL  Martes 31 de octubre de 2017  
2. Recursos. Debe asignarse personal capacitado y el tiempo necesario para la implementación del 
método seleccionado, así como para las futuras consideraciones;  
3. Historia operativa y mante nimiento. Debe considerar la frecuencia y consecuencias de eventos 
pasados. Preferentemente debe contar y usar estadísticas del propio sistema de Ductos o sistemas 
similares. Sin embargo, cuando no se tenga suficiente información pueden usarse estadísticas  de la 
industria. Adicionalmente, el método de Análisis de Riesgo debe tomar en cuenta cualquier  las 
actividades de mantenimiento y Mitigación que se haya realizado previamente;  
4. Capacidad Predictiva. Debe identificar peligros, aun cuando no se hayan co nsiderado previamente y 
utilizar datos de varias inspecciones para estimar el Riesgo que representan dichos peligros en  el 
futuro;  
5. Confianza de Resultados. Cualquier dato usado en un proceso de Análisis de Riesgo debe verificarse 
y evaluar su exactitud . Para datos cuestionables o faltantes, se deben determinar y documentar los 
valores que se usarán y la razón por la que fueron elegidos;  
6. Retroalimentación. Una de las características más importantes es la retroalimentación. Los métodos 
de Análisis de R iesgo no deben considerarse como herramientas estáticas sino como procesos 
continuos de mejora. La retroalimentación efectiva es un componente esencial del proceso en la 
validación continua del Riesgo. Adicionalmente, debe ser adaptable y modificable para considerar 
nuevos peligros.  
7. Registros. El proceso de Análisis de Riesgo debe documentarse completamente y para tener el 
respaldo y justificación técnica de los métodos y procedimientos utilizados y su impacto en las 
decisiones basadas en el Riesgo estim ado; 
8. Análisis “¿Qué pasa si?”. Debe permitir el desarrollo de análisis de la estructura “¿Qué pasa si?”, la 
cual permite evaluar los Riesgos por cambios de las actividades de mantenimiento;  
9. Ponderación de Factores. Todos los peligros y consecuencias considerados en el proceso de 
Análisis de Riesgo relativo, no deben tener el mismo nivel de influencia en la Estimación del Riesgo 
tanto de la Probabilidad de falla como de las consecuencias. Estos factores pueden basarse en la 
experiencia operacional, opi niones de expertos o experiencia de la industria;  
10. Estructura. Cualquier proceso de Análisis de Riesgo debe tener como mínimo la habilidad  de 
comparar y clasificar los resultados para respaldar el proceso de priorización de los programas de 
Administrac ión de la integridad. También debe comparar y evaluar diferentes tipos de datos, 
estableciendo los peligros o factores que influyen en el resultado. El proceso de Análisis de Riesgo 
debe ser estructurado, documentado y verificable, y  
11. Segmentación. La l ongitud de un Segmento de tubería debe definirse tomando en cuenta la 
ubicación de las trampas de diablos u otras instalaciones superficiales, los atributos del Ducto y el 
medio ambiente, de tal manera que se faciliten las acciones necesarias en caso de re querirse 
atención inmediata. La longitud puede variar desde varios metros hasta kilómetros.  Martes 31 de octubre de 2017  DIARIO OFICIAL  (Primera Sección)      
APÉNDICE B  
(Informativo)  
MATRIZ DE RIESGO  
Los criterios de: Probabilidad de falla y consecuencias se muestran en las Tablas B1 y B2, 
respectivamente. La matriz de R iesgo se define en términos de Probabilidad de falla y consecuencias, 
incluyendo los tres niveles de Riesgo (alto, medio y bajo), como se muestra en las Tablas B3 y B4.  
 
Tabla B1. Criterio s para la probabilidad de falla  
Descripción de la Probabilidad de fa lla 
Categoría  Probabilidad de 
falla Descripción  
Muy Alto  La falla ocurre una vez al año  5 
Alto La falla ocurre en un periodo de 1 a 3 años  4 
Medio  La falla ocurre en un periodo de 3 a 5 años  3 
Bajo La falla ocurre en un periodo de 5 a 10 años  2 
Muy bajo La falla no ha ocurrido o se espera que falle > 10 años  1 
 
Tabla B2. C riterios para las consecuencias  
Categoría de 
las 
consecuencias  Aumento de las consecuencias  
A B C D E 
Personas  Sin lesiones  Lesión grave, con 
incapacidad médica  De 1 a 2 
fatalid ades  De 3 a 9 
fatalidades  > 10 fatalidades  
Medio Ambiente  Insignificante  
(No hay fuga o 
derrame)  Leve/Efecto menor  
(Fuga o derrame que 
se puede controlar en 
algunas horas)  Efecto local  
(Fuga o derrame 
que se puede 
controlar en un 
día) Efecto significativo  
(Fuga o derrame 
que se puede 
controlar en una 
semana)  Efecto masivo  
(Fuga o derrame 
que no se puede 
controlar en una 
semana)  
Financiero  
(millones de 
dólares)  < 0.01  0.01 a 0.1  0.1 a 1  1 a 10  > 10 
      (Primera Secc ión) DIARIO OFICIAL  Martes 31 de octubre de 2017  
Tabla B3. Matriz de Riesgo  
Consecuencias  Probabilidad de  falla 
1 2 3 4 5 
E III III IV IV IV 
D II II III III IV 
C II II II III III 
B I I I II III 
A I I I II III 
 
 
Tabla B4. Clasificación de Riesgo  
Categoría  Descripción  
I Bajo 
II Medio  
III y IV  Alto 
 
 
Prioridad de atención alta : 
En esta categoría se c onsidera crítico, por lo que se requiere la ejecución de acciones de prevención y/o 
Mitigación inmediatas.  
Prioridad de atención media : 
En esta categoría se debe considerar el nivel de Riesgo aceptable, siempre y cuando éste cuente con las 
acciones para la  prevención y/o Mitigación.  
Prioridad de atención baja : 
En esta categoría, los Regulados deberán asegurar las acciones de prevención y/o Mitigación de aquellos 
factores que pueden incrementar el nivel de Riesgo.  Martes 31 de octubre de 2017  DIARIO OFICIAL  (Primera Sección)      
APÉNDICE C  
(Informativo)  
CLASIFICACIÓN DE AC TIVIDADE S DE MANTENIMIENTO Y MITIGACIÓN  
Categoría  Peligros  Mantenimiento  Mitigación  
Diseño  1. Selección inadecuada del 
material y espesor de tubería y 
componentes.  
 No aplica.   Adecuación de 
parámetros 
operacionales.  
 Rediseño.  2. Instalación inadecuada 
(selección de ruta, tipo de unión 
soldada, pandeo local o global, 
esfuerzo combinado, soldadura, 
conexiones, interferencia por 
pesca y sistemas de protección).  
3. Desviaciones en las 
condiciones (presión, 
temperatura, tipo de producto, 
estabilidad hidrod inámica, claro 
libres y fatiga).  
4. Selección inadecuada de 
protección catódica.  
5. Selección inadecuada de 
recubrimiento externo.  
Fabricación  6. Defectos en la tubería y 
componentes.   Inspección de fabricación, 
realizada por el fabricante.   No ap lica. 
7. Defectos en soldaduras.  
Construcción  8. Defectos en soldadura.  
 Inspección de construcción 
realizada por los Regulados.   No aplica.  9. Desalineamiento.  
10. Doblez por flexión o pandeo.  
11. Daños en el recubrimiento 
anticorrosivo, prot ección catódica 
y de lastre.  
12. Daños en recubrimiento 
mecánico.  
 
Daños por 
terceros  13. Interferencia por pesca.  
 Inspección externa (Pruebas 
no destructivas) realizada por 
los Regulados.  
 Inspección interna (equipo 
instrumentado) realizada por 
los Regulados.  
 Métodos de reparación 
(numeral 7.1.3).  
 Estructuras de protección e 
intervención (defensas, 
soportes, colchacretos, 
bolsacretos, enrocados, 
lastres, entre otros).   Actualización y 
disposición de cartas 
oceanográficas.  
 Sistema de 
llamada/aviso de 
peligro.  
 Aumentar profundidad 
del Ducto.  
 Campañas de 
orientación a vecinos 
de las franjas de 
seguridad.  
 Comunicación con las 
autoridades federales, 
estatales y 
municipales, de la 
ubicación de las 
franjas de seguridad.  
 Capacitación y 14. Golpe por ancla o cable de 
ancla.  
15. Impacto de embarcación.  
16. Impacto de objetos arrojados 
sobre el Ducto.  
17. Vandalismo, terrorismo, 
extracciones clandestinas.  
18. Tránsito vehicular (Impacto de 
vehículo, peso muerto y cargas  
repetitivas).       (Primera Secc ión) DIARIO OFICIAL  Martes 31 de octubre de 2017  
19. Excavación, construcción u 
otras actividades de trabajo.  entrenamiento al 
persona l. 
 20. Otros impactos mecánicos.  
  Cambio de trazo del 
Ducto, Segmento o 
sección, por 
condiciones del 
terreno o por impacto 
a la población.  
 Monitoreo y control de 
parámetros de  
operación anormales.  
 Instalación de postes 
de señalización 
preventivos y 
restrictivos.  
 Procedimientos de 
operación y 
mantenimiento.  
 Cintas y postes de 
advertencia.  
 Adecuación de 
parámetros 
operacionales.  21. Interferencias físicas.  
22. Incremento de  la densidad 
poblacional.  
 
Estructural  23. Pandeo en tubería expuesta o 
enterrada.   Inspección externa (Pruebas 
no destructivas) realizada por 
los Regulados.  
 Inspección interna (equipo 
instrumentado) realizada por 
los Regulados.  
 Métodos de reparación 
(numeral 7.1.3).  
 Estructuras de protección e 
intervención (defensas, 
soportes, colchacretos, 
bolsacretos, enrocados, 
lastres, entre otros).   Aumentar profundidad 
del Ducto.  
 Cambio de trazo del 
Ducto, Segmento o 
sección, por 
condiciones del 
terreno o por impact o 
a la población.  
 Monitoreo y control de 
parámetros de 
operación anormales.  
 Procedimientos de 
operación y 
mantenimiento.  
 Adecuación de 
parámetros 
operacionales.  24. Expansión o contracción 
térmica.  
25. Estabilidad hidrodinámica.  
26. Sobrecarga es tática.  
27. Fatiga.  
Peligros 
naturales  28. Sismos.  
 Inspección externa (Pruebas 
no destructivas) realizada por 
los Regulados.  
 Inspección interna (equipo 
instrumentado) realizada por 
los Regulados.  
 Métodos de reparación 
(numeral 7.1.3).  
 Estructuras de  protección e 
intervención (defensas, 
soportes, colchacretos, 
bolsacretos, enrocados, 
lastres, entre otros).   Aumentar profundidad 
del Ducto.  
 Cambio de trazo del 
Ducto, Segmento o 
sección, por 
condiciones del 
terreno o por impacto 
a la población.  
 Monitoreo y control de 
parámetros de 
operación anormales.  
 Procedimientos de 
operación y 
mantenimiento.  
 Comunicación con las 
autoridades federales, 
estatales y 
municipales, de la 
ubicación de las 
franjas de seguridad.  29. Desplazamientos de tierra o 
lecho marino.  
30. Clima extremo  
31. Inundaciones.  
32. Descarga eléctrica 
atmosférica.  
33. Cargas de viento.  Martes 31 de octubre de 2017  DIARIO OFICIAL  (Primera Sección)      
34. Mareas, oleaje y corrientes 
marinas.   Monitoreo y control de 
movimientos de tierra.  
Operaciones 
incorrectas  35. Operaciones fuera de las 
condiciones seguras.  
 No aplica.   Capacitación y 
entrenamiento del 
personal.  
 Procedimientos de 
operación y 
mantenimiento.  
 Monitoreo y control de 
parámetros de 
operación normales y 
anormales.  36. Procedimientos incorrectos.  
37. Procedimientos no aplicad os. 
38. Errores humanos.  
 
Equipo  39. Mal funcionamiento de 
equipos, componentes y 
accesorios.  
 Inspección externa (Pruebas 
no destructivas) realizada por 
los Regulados.  
 Actividades de mantenimiento 
(numeral 7.1).   Sistema de 
llamada/aviso de 
peligro.  
 Campañas de 
orientación a vecinos 
de las franjas de 
seguridad.  
 Comunicación con las 
autoridades federales, 
estatales y 
municipales, de la 
ubicación de las 
franjas de seguridad.  
 Capacitación y 
entrenamiento al 
personal.  
 Monitoreo y control de 
parámetros de 
operación anormales.  
 Procedimientos de 
operación y 
mantenimiento.  
 Adecuación de 
parámetros 
operacionales.  
 Medición y control de 
fugas o derrames.  40. Componente defectuoso o no 
funcional.  
Corrosión/  
Erosión/  
Agrietamiento  41. Corrosión interna.   Inspec ción externa (Pruebas 
no destructivas) realizada por 
los Regulados.  
 Inspección interna (equipo 
instrumentado) realizada por 
los Regulados.  
 Actividades de mantenimiento 
(numeral 7.1).  
 Estructuras de protección e 
intervención (defensas, 
soportes, colchacreto s, 
bolsacretos, enrocados, 
lastres, entre otros).   Capacitación y 
entrenamiento al 
personal.  
 Cambio de trazo del 
Ducto, Segmento o 
sección, por 
condiciones del 
terreno o por impacto 
a la población.  
 Procedimientos de 
operación y 
mantenimiento.  
 Adecuación de 42. Corrosión externa.  
43. Corrosión microbiológica.  
44. Erosión.  
45. Agrietamiento por corrosión 
bajo esfuerzos (SCC, por sus 
siglas en inglés).  
46. Agrietamiento bajo tensión en 
presencia de sulfuros (SSC, por 
sus siglas en inglés).  
47. Agrietamiento inducido por 
hidrógeno (HIC, por sus siglas en      (Primera Secc ión) DIARIO OFICIAL  Martes 31 de octubre de 2017  
inglés).  parámetros 
operacionales.  48. Termofluencia.  
APÉNDICE D  
(Normativo)  
COMPETENCIA DEL PERSONAL  
La ejecución e implementación de este Proyecto de Norma Oficial Mexicana debe est ar a cargo de 
personal especialista en Diseño, Construcción, Operación, Mantenimiento, proceso de Administración de la 
integridad de sistemas de Ductos de recolección, Transporte y Distribución.  
El personal por parte de los Regulados, responsable de ejecut ar las actividades de inspección de 
integridad y verificación de indicaciones debe estar certificado como Nivel II en el método, técnica y sector 
según corresponda, de acuerdo con la NMX -B-482-CANACERO -2016 Industria Siderúrgica -Capacitación, 
calificación y certificación de personal en ensayos no destructivos o cualquier otra que sea aplicable cuando la 
iguale o la mejore.  
En el caso del personal que realice las actividades de Análisis de Riesgo e integridad, debe tener un perfil 
académico en ingeniería (cé dula profesional) y capacitación (diplomas o constancias) acorde con las 
actividades de análisis que va a realizar. También debe comprobar una experiencia (participación en 
actividades relacionadas) de al menos dos años.  
Por otra parte, el personal que rea lice la aplicación de soldaduras y la operación de máquinas de soldar 
debe estar calificado por los Regulados, con base en un Procedimiento de soldadura calificado, de acuerdo 
con los estándares internacionales aplicables vigentes.  
 
APÉNDICE E  
(Normativo)  
DIMENSIONES DE INDICACIONES DETECTADAS POR PRUEBAS NO DESTRUCTIVAS (PND)  
El Análisis de integridad se realiza con base en las dimensiones de las indicaciones detectadas por 
Pruebas no destructivas, que son necesarias para determinar su nivel de severidad. A continuación, se listan 
las indicaciones más comunes en Ductos y se describe estas dimensiones.  
El Reporte de inspección de integridad y verificación de indicaciones, realizado por los Regulados, debe 
contener estos datos, con la tolerancia especificada para el método y técnica de inspección no destructiva 
aplicada en su detección.  
NOMENCLATURA PARA EL DIMENSIONAMIENTO DE INDICACIONES:  
 
D Profundidad máxima.  
A Longitud circunferencial (ancho).  
L Longitud máxima en la dirección axial (longitudinal).  
T Espesor mínimo adyacente a la indicación en zona sana.  
SC Soldadura circunferencial.  
X Distancia a la soldadura circunferencial.  
 
a) Reducción generalizada de espesor: Espesor remanente mínimo de pared, en la dirección 
perpendicular a la superficie (d);  
b) Reducción localizada de espesor;  
 Martes 31 de octubre de 2017  DIARIO OFICIAL  (Primera Sección)      
 
       (Primera Secc ión) DIARIO OFICIAL  Martes 31 de octubre de 2017  
 
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12.  Bibliografía.  
 NMX -B-482-CANACERO -2016. - Industria Siderúrgica -Capacitación, calificación y certificación 
de personal en ensayos no destructivos.  
 NMX -Z-12-2-1987. - Muestreo para la inspección por at ributos –parte 2: métodos de muestreo, 
tablas y gráficas.  
 API RP -1160 2013. - Managing System Integrity for Hazardous Liquid Pipelines Second Edition 
2013.  
 API-RP-1110 2013. - Recommended Practice for the Pressure Testing of Steel Pipelines for the 
Transpor tation of Gas, Pretroleum Gas, Hazardous Liquids, Highly Volatile Liquids or Carbon 
Dioxide.  
 API 1163 2013. - In-Line Inspection Systems Qualification Second Edition 2013.  
 API 1173 2016. - Pipeline safety management systems. (Sistemas de gestión de la segu ridad de 
los Ductos).  
 ASME B31.8S 2016. - Managing System Integrity of Gas Pipelines Supplement to ASME 
B11.8S.  
 DNV -RP-F116 2015. - Integrity management of submarine pipeline systems  
 DOT 49 CFR Parte 186 a 199 revisión octubre 2016 - Transportation of Natur al and other Gas by 
Pipeline: Minimunm Federal Safety Satandards. Subpart O -Gas Transmission Pipeline Integrity 
Management.  
 NACE SP0206 -2016. - Internal Corrosion Direct Assessment Methodology for Pipelines Carrying 
Normally Dry Natural Gas (DG -ICDA).  
 NACE  SP0208 -2008. - Internal Corrosion Direct Assessment Methodology for Liquid Petroleum 
Pipelines.  
 NACE SP0110 -2010. - Wet Gas Internal Corrosion Direct Assessment Methodology for 
Pipelines.  
 NACE SP0502 -2010. - Pipeline External Corrosion Direct Assessment M ethodology.  
 NACE SP0102 -2010. - In-Line Inspection of Pipelines.  
 NACE SP0204 -2015. -Stress Corrosion Cracking (SCC) Direct Assessment Methodology.  
TRANSITORIOS  
PRIMERO. - El presente Proyecto de Norma Oficial Mexicana PROY -NOM -009-ASEA -2017, 
Administración d e la integridad de Ductos de recolección, Transporte y Distribución de Hidrocarburos, 
Petrolíferos y Petroquímicos, entrará en vigor a los 180 días naturales siguientes de su publicación en el 
Diario Oficial de la Federación.  Martes 31 de octubre de 2017  DIARIO OFICIAL  (Primera Sección)      
SEGUNDO. - A partir de la fecha  de entrada en vigor del presente Proyecto de Norma Oficial Mexicana, se 
cancela y sustituye la Norma Oficial Mexicana NOM -027-SESH -2010, Administración de la integridad  de 
ductos de recolección y transporte de hidrocarburos, publicada en el Diario Oficia l de la Federación  el 7 de 
abril de 2010.  
TERCERO. - A partir de la fecha de entrada en vigor del presente Proyecto de Norma, los Regulados que 
se encuentren en operación, deben cumplir con lo establecido en los capítulos 4. “Recopilación, revisión, 
integr ación y análisis de la información y datos del Ducto, Segmento o sección terrestres y marinos” y 8. 
“Evaluación del desempeño del proceso de Administración de la integridad.”  
CUARTO. - A partir de la fecha de entrada en vigor del presente Proyecto de Norma,  los Regulados que se 
encuentren en operación, contarán con los siguientes plazos para dar cumplimiento al capítulo 6. “Inspección 
y Análisis de integridad”, en función de los siguientes niveles:  
a) Ductos con prioridad de atención alta, máximo 3 años;  
b) Ductos con prioridad de atención media, máximo 5 años;  
c) Ductos con prioridad de atención baja, máximo 10 años, y  
d) El plazo para la atención de los Defectos determinados en el numeral 6.3 “Análisis de integridad”, 
debe de apegarse a lo indicado en el ca pítulo 7 “Actividades de mantenimiento y Mitigación”.  
QUINTO. - A partir de la fecha de entrada en vigor del presente Proyecto de Norma, los Regulados que 
cuenten con un Análisis de Riesgo actualizado, que cumpla con lo previsto en el numeral 5.4, “Evaluaci ón de 
Riesgo” párrafo séptimo, serán reconocidos por la Agencia.  
SEXTO. - Los Regulados que no se encuentren dentro del supuesto previsto en el Transitorio Quinto, 
deben actualizar sus Análisis de Riesgo, conforme lo establecido en el presente Proyecto de N orma y las 
disposiciones que para tal efecto emita la Agencia en un plazo no mayor a lo indicado en el Transitorio 
Primero; en tanto la Agencia, no emita las disposiciones relativas a los Análisis de Riesgo, los Regulados, 
deben considerar únicamente lo es tablecido en el capítulo 5 “Análisis de Riesgo” del presente Proyecto  de 
Norma.  
SÉPTIMO. - Así mismo, si a la entrada en vigencia del presente Proyecto de Norma los Regulados cuentan 
con una inspección y Análisis de integridad cuya vigencia no exced a de lo s 10 años establecidos, é stos deben 
ser considerados como cumplimiento del capítulo 6. “Inspección y Análisis de integridad” de lo contrario, los 
Regulados deben ejecutar su inspección y Análisis de integridad en un plazo no mayor a lo indicado en el 
Trans itorio Cuarto.  
OCTAVO. - Los dictámenes de cumplimiento emitidos con base a la Norma Oficial Mexicana  NOM -027-
SESH -2010, Administración de la integridad de ductos de recolección y transporte de hidrocarburos, con 
anterioridad a la fecha de entrada en vigor  de la presente, son reconocidos por la Agencia hasta el término de 
su vigencia.  
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