Viernes 25 de enero de 2019  DIARIO OFICIAL  (Primera Sección)      
SECRETARIA  DE MEDIO  AMBIENTE  Y RECURSOS  NATURALES  
NORMA  Oficial  Mexicana  NOM -009-ASEA -2017,  Administración  de la integridad  de ductos  de recolección,  
transporte  y distribución  de hidrocarburos,  petrolíferos  y petroquímicos . 
Al margen  un sello con el Escudo  Nacional,  que dice:  Estados  Unidos  Mexicanos. - SEMARNAT. - Secretaría  
de Medio  Ambiente  y Recursos  Naturales. - Agencia  Nacional  de Seguridad  Industrial  y de Protección  al Medio  
Ambiente  del Sector  Hidrocarburos. - ASEA. - Agencia de Seguridad, Energía y Ambi ente.  
NORMA  OFICIAL  MEXICANA  NOM -009-ASEA -2017 , ADMINISTRACIÓN  DE LA INTEGRIDAD  DE DUCTOS  DE 
RECOLECCIÓN,  TRANSPORTE  Y DISTRIBUCIÓN  DE HIDROCARBUROS,  PETROLÍFEROS  Y PETROQUÍMICOS.  
LUIS  REYNALDO  VERA  MORALES,  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  Mexicanos  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 Feder al 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 Normalización;  1o., 28, 34, del 
Reglamento  de la Ley Federal  sobre  Metrología  y Normalizac ión; 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 Secretaría  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 Decr eto 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  Décimo  Noveno  se establece  como  mandato  al Congreso  de 
la Unión  realizar  adecuaci ones  al marco  jurídico  para crear  la Agencia  Nacional  de Seguridad  Industrial  y de 
Protección  al Medio  Ambiente  del Sector  Hidrocarburos,  como  órgano  administrativo  desconcentrado  de la 
Secretaría  del ramo  en materia  de Medio  Ambiente,  con autonomía  técnic a y de gestión;  con atribuciones  para 
regular  y supervisar,  en materia  de Seguridad  Industrial,  Seguridad  Operativa  y Protección  al Medio  Ambiente,  
las instalaciones  y actividades  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,  incluyendo  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 maner a 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  al 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 2014,  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 Agencia.  
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 competencia,  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 Normalización,  las Normas  Oficiales  Mexicanas  tienen  entre  otra finalidad  la de señalar  las      (Primera Sección)  DIARIO OFICIAL  Viernes 25 de enero de  2019  
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 preservac ión de recursos  naturales,  las características  y/o especificaciones  que 
deben  reunir  los equipos,  materiales,  dispositivos  e instalaciones  industriales,  comerciales,  de servicios  y 
domésticas  para fines  sanitarios,  acuícolas,  agrícolas,  pecuarios,  ecológic os, de comunicaciones,  de 
seguridad  o de calidad  y particularmente  cuando  sean  peligrosos.  
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 poder  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 Administra ción de la integridad  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 cumplim iento  de un ciclo de 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 Reforma  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 integridad  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 la Norma  Oficial  Mexicana  NOM -027-SESH -2010,  Administración  de la integridad  de ductos  de 
recolección  y transporte  de hidrocarburos,  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 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;  fue 
inscrito  a través  del Comité  Consultivo  Nacional  de Normalización  de Seguridad  Industrial  y Operativa  y 
Protección  al Medio  Ambiente  del Sector  Hidrocarburos,  en el Programa  Nacional  de Normalización  2018,  
publicado  en el Diario  Oficial  de la Federación  el 12 de marzo  de 2018.  
Que la presente  Norma  Oficial  Mexicana  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 de conformidad  con lo previsto  por los artículos  47 fracción  I y 51 de la Ley Federal  sobre  Metrología  
y Normalización,  con fecha  31 de octubre  de 2017  se publicó  en el Diario  Oficial  de la Federación  el Proyecto  
de Norma  Oficial  Mexicana  PROY -NOM -009-ASEA -2017,  Administración  de la integridad  de Ductos  de 
recolección,  Transporte  y Distrib ución  de Hidrocarburos,  Petrolíferos  y Petroquímicos,  mismo  que tuvo una 
duración  de 60 días naturales,  los cuales  empezaron  a contar  a partir  del día siguiente  de la fecha  de su 
publicación,  plazo  durante  el cual,  la Manifestación  de Impacto  Regulatorio  a que se refiere  el artículo  45 de la 
Ley Federal  sobre  Metrología  y Normalización,  estuvo  a disposición  del público  para su consulta.  
Que en la Sexta  Sesión  Ordinaria  celebrada  el 22 de febrero  de 2018  del Comité  Consultivo  Nacional  de 
Normalización  de Seguridad  Industrial  y Operativa  y Protección  al Medio  Ambiente  del Sector  Hidrocarburos,  
se aprobó  la presentación  y en su caso  aprobación  de la ampliación  del plazo  que establece  el artículo  47, 
fracción  II de la Ley Federal  sobre  Metrología  y Normalización  para la presentación  y en su caso  aprobación  
de las respuestas  a los comentarios  recibidos  al Proyecto  de Norma  Oficial  Mexicana.  
Que cumplido  el procedimiento  establecido  en los artículos  38, 44, 45, 47 y demás  aplicables  de la Ley 
Federal  sobre  Metrolog ía y Normalización  y su Reglamento,  para la elaboración  de Normas  Oficiales  
Mexicanas  el Comité  Consultivo  Nacional  de Normalización  de Seguridad  Industrial  y Operativa  y Protección  
al Medio  Ambiente  del Sector  Hidrocarburos  en su Novena  Sesión  Extraordina ria de fecha  23 de marzo  de 
2018  aprobó  la respuesta  a comentarios  y la presente  Norma  Oficial  Mexicana  NOM -009-ASEA -2017,  
Administración  de la integridad  de Ductos  de recolección,  Transporte  y Distribución  de Hidrocarburos,  
Petrolíferos  y Petroquímicos.  Viernes 25 de enero de 2019  DIARIO OFICIAL  (Primera Sección)      
En virtud  de lo antes  expuesto,  se tiene  a bien expedir  la presente  Norma  Oficial  Mexicana  NOM -009-
ASEA -2017 , Administración  de la integridad  de Ductos  de recolección,  Transporte  y Distribución  de 
Hidrocarburos,  Petrolíferos  y Petroquímicos.  
Ciudad  de Méxic o, a los catorce  días del mes de enero  de dos mil diecinueve. - 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 , Luis Reynaldo  Vera  Morales .- Rúbrica.  
 
ÍNDICE  DEL  CONTENIDO  
1. Objetivo  y campo  de aplicación.  
2. Referencias  normativas.  
3. Términos  y definiciones.  
4. Recopilación,  revisión,  integración  y análisis  de la información  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  A (normativo)  Métodos  para el análisis  de riesgo.  
 Apéndice  B (informativo)  Matriz  de riesgo.  
 Apéndice  C (informativo)  Clasificación  de actividades  de mantenimiento  y mitigación.  
 Apéndice  D (normativo)  Competencia  del personal.  
 Apéndice  E (normativo)  Dimensiones  de indicaciones  detectadas  por pruebas  no destructivas  (pnd)  
12. Bibliografí a. 
 Transitorios  
1. Objetivo  y campo  de aplicación.  
1.1 Objetivo.  
Esta 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 Petroquímicos,  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.  
Esta Norma  es de aplicación  general  y de observa ncia 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 dese mpeño  del proceso  de 
Administración  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: 
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 aban donado),  así como  Ductos  empacados  o inertizados.       (Primera Sección)  DIARIO OFICIAL  Viernes 25 de enero de  2019  
 
Figura  1 - Diagrama  de flujo  para  la Administración  de la integridad  de Ductos.  
 
 
 
 
 
 Viernes 25 de enero de 2019  DIARIO OFICIAL  (Primera Sección)      
Figura  2 - Alcance  de la Norma  (Ductos  Terrestres).  
 
 
Figura  3 - Alcance  de la Norma  (Ductos  Marinos).  
 
2. Referenci as Normativas.  
Los siguientes  documentos  normativos  o los que los sustituyan  son indispensables  para la aplicación  de 
esta Norma  Oficial  Mexicana.  
NOM -008-SCFI -2002 , Sistema  General  de Unidades  de Medida,  fecha  de publicación  en el Diario  Oficial  
de la Federación  2002 -11-27. 
DISPOSICIONES  administrativas  de carácter  general  que establecen  los Lineamientos  en materia  de 
Seguridad  Industrial,  Seguridad  Operativa  y Protección  al Medio  Ambiente,  para el transporte  terrestre  por 
medio  de Ductos  de Petróleo,  Petrolíferos  y Petroquímicos.  
3. Términos  y definiciones.  
Para  efectos  de la aplicación  e interpretación  de esta 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  que sean  aplicables  y a las siguientes  definiciones:  
3.1 Administración  de la integridad:  Proceso  de mejora  continua  que incluye  la recopilación,  revisión,  
integraci ón 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  bajo tensión  en presencia  de sulfur os (SSC):  Agrietamiento  del metal  inducido  por la 
acción  combinada  de esfuerzos  de tensión  y corrosión  en presencia  de agua  y H2S.  
3.3 Agrietamiento  inducido  por hidró geno  (AIH o HIC por sus siglas  en inglés):  Agrietamiento  
contenido  en el espesor  que ocurre en aceros  expuestos  a ambientes  que generan  hidrógeno  atómico,  
mediante  la absorción  y difusión  de hidró geno  y su atrapamiento  en sitios  preferenciales.  Puede  manifestarse  
como  ampollas,  delaminaciones  o agrietamiento  escalonado;  las grietas  individuale s por AIH se pueden  
conectar  entre  sí y puede  evolucionar  como  grietas  afloradas  a la superficie  o promover  otros  mecanismos  de 
daño.       (Primera Sección)  DIARIO OFICIAL  Viernes 25 de enero de  2019  
3.4 Agrietamiento  por corrosión  bajo esfuerzos  (SCC):  Mecanismo  de generación  y propagación  de 
grietas  en un metal,  induci do por la acción  conjunta  de esfuerzos  y un ambiente  corrosivo  externo.  
3.5 Análisis  de Integridad:  Evaluación  de las indicaciones  detectadas  contenidas  en el espesor  y/o el 
análisis  estructural  del Ducto;  para determinar  los parámetros  de severidad  (PMOP,  TMPO  y TVR)  que 
cuantifiquen  su estado  actual  de integridad  y que permitan  programar  y jerarquizar  las actividades  de 
mantenimiento  necesarias  para restablecer  o mantener  su integridad  mecánica.  
3.6 Atributo:  Características  específicas  de diseño,  constru cción,  operación  y mantenimiento  del Ducto,  
Segmento  o Sección  que pueden  influenciar  su probabilidad  de falla,  consecuencias  o ambos.  
3.7 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.  
3.8 Corrosión  microbiológica  (MIC):  Deterioro  del metal  resultante  de la actividad  metabólica  de 
microorganismos.  
3.9 Daños  por terceros:  Deterioro  intencional  o accidental  a un Ducto,  provocado  o causad o por 
personas  ajenas  o involucradas  en las actividades  de operación  del Ducto.   
3.10 Defecto:  Es una Indicación  de un tipo o magnitud  que excede  los criterios  de aceptación  durante  el 
Análisis  de integridad.  
3.11 Ducto  de producción:  Es el Sistema  de transporte  consistente  en tramos  de tubería  y accesorios  
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 
instalaciones  o Ductos  de recolección  hacia  los sistemas  de producción  o bombeo  neumático  con gas natural  
en pozos  o Macroperas.  
3.12 Ducto  de recolección:  Es el Sistema  de transporte  consistente  en tramos  de tubería  y accesorios  
cuya  función  es conduc ir 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,  dentro  del Área  Contractual  o de Asignación,  o a un punto  de entrega  a un sistema  de 
transporte.  
3.13 Ducto  de transporte:  Es el Sistema  de transporte  consistente  en tramos  de tubería  y accesorios  que 
conducen  Hidrocarburos  o sus derivados  en una fase,  entre  estaciones  o plantas  para su proceso,  bombeo,  
compresió n o almacenamiento.  Incluye  los Ductos  entre  refinerías  y terminales  de almacenamiento.  
3.14 Estimación  del Riesgo:  Proceso  mediante  el cual se calcula  el valor  de Riesgo  del Ducto,  Segmento  
o Sección,  como  un producto  de las probabilidades  de falla para los peligros  aplicables  y las consecuencias  
de dicha  falla.  
3.15 Evaluación  de la integridad:  Proceso  que incluye  la inspección,  verificación  y Análisis  de integridad  
para establecer  los parámetros  de severidad  Presión  Máxima  de Operación  Permisible  (PMOP),  Temperatura  
Máxima  Permisible  de Operación  (TMPO)  y Tiempo  de Vida Remanente  (TVR)  del Ducto,  Segmento  o 
Sección,  para operar  dentro  de condiciones  seguras.  
3.16 Falla:  Suceso  no previsible,  inherente  al Ducto  o componente  que no permite  su normal  
funcion amiento  bajo condiciones  establecidas  o que no lo cumplan.  
3.17 Indicación:  Es la señal,  respuesta  o evidencia  obtenida  por la aplicación  de una prueba  no 
destructiva,  generada  por una alteración,  imperfección  o discontinuidad.  
3.18 Mitigación:  Limitar  o reducir  la probabilidad  de ocurrencia  o consecuencia  esperada  para un Evento  
no deseado.  
3.19 Probabilidad  de falla:  Indicador,  posibilidad  de que un evento  ocurra  en un periodo  de tiempo  
determinado.  
3.20 Prueba  pico:  Es una prueba  de corta  duración  (típic amente  no mayor  de 1 h) donde  el nivel de 
presión  se incrementa  más allá del nivel de presión  con que fue probado  el Ducto  durante  la etapa  de 
construcción  (hasta  1.5 veces  la presión  máxima  de operación),  con el propósito  de lograr  un mayor  nivel de 
confi anza  en la capacidad  del Ducto  o un intervalo  mayor  hasta  la próxima  evaluación  que se lograría  con el 
nivel normalmente  de la prueba.  Viernes 25 de enero de 2019  DIARIO OFICIAL  (Primera Sección)      
3.21 Sección:  Longitud  delimitada  por cambios  en los atributos  del Ducto.  
3.22 Segmento:  Tramo  de un Ducto  que tiene  las mismas  características  y especificaciones  en función  de 
su ubicación,  clase  de localización,  servicio,  Presión  máxima  de operación  (PMO),  presión  interna  de diseño,  
PMOP,  y/o atributos  particulares.  
3.23 Temperatura  Máxima  Permisible  de Operación  (TMPO):  Es la temperatura  máxima  a la cual un 
Ducto,  Segmento  o sección,  puede  ser operado  de manera  segura  de acuerdo  con lo determinado  en el 
Análisis  de integridad.  
3.24 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.  
3.25 Termofluencia:  Deformación  lenta  y continua  a cargas  por debajo  del límite  de cedenc ia. 
3.26 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  existentes,  alcancen  un tamaño  crítico 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 Recopilación,  revisión,  integración  y análisis  de datos.  
La información  y datos  que se deben  recopilar,  revisar,  integrar  y analizar  sobre  el Ducto,  Segmento  o 
Sección,  son las relativas  a las etapas  y actividades  de: Diseño,  Construcción,  Operación  y Mantenimiento,  
así como  las condiciones  o acciones  que reduzcan  la resistencia  del Ducto,  Segmento  o Sección.  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  mínima  que se requiere  para realizar  el Análisis  de 
Riesgo  e integridad.  La Tabla  2 indica  los documentos  mínimos  que contienen  dicha  información.  
Los Regulados  que consideren  que no le son aplicable  algunos  de los puntos  indicados  en las tablas  1 y 2, 
deberá  justificarlo  técnicamente  presentando  la informac ión utilizada  para tal fin. 
Tabla  1 - Información  mínima  para  el Análisis  de Riesgo  e integridad  del Ducto,  Segmento  o sección . 
TIPO  INFORMACIÓN   
Identificación  Nombre  del Ducto.  
Origen  (kilometraje).  
Destino  (kilometraje).  
Diseño  Longitud.   
Diámet ro nominal.  
Espesor  de pared.  
Especificación  de material.  
Servicio  de Diseño.   
Presión  de Diseño.   
Temperatura  de Diseño.   
Tipo de costura.   
Fecha  de fabricación.   
Propiedades  mecánicas  del material.   
Protecciones  del sistema  de Ductos.        (Primera Sección)  DIARIO OFICIAL  Viernes 25 de enero de  2019  
TIPO  INFORMACIÓN   
Construcción  Fecha  de construcción.   
Método  de unión  o acoplamiento,  resultados  del proceso  de 
unión  o acoplamiento  y de inspección  de la unión  o 
acoplamiento  por parte  de los Regulados.   
Profundidad  de enterrado.   
Tipo de cruces.   
Constancia  de pruebas  de hermeticidad.  
Método  de recubrimiento  de campo.   
Tipo de suelo,  material  de relleno.   
Presión  de Prueba  de hermeticidad.  
Reportes  de inspección  a cargo  de los Regulados.   
Protección  catódica.   
Tipo de recubrimiento.   
Datos  de seguri dad 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.  
Estad o del recubrimiento.   
Monitoreo  del sistema  de protección  catódica.  
Reporte  de inspecciones  internas  mediante  equipos  
instrumentados.   
Reporte  de inspecciones  con 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.  
Constan cias 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.  Viernes 25 de enero de 2019  DIARIO OFICIAL  (Primera Sección)      
Tabla  2 - Documentos  mínimos  para  el Análisis  de Riesgo  e integridad  del Ducto,  Segmento  o 
sección.  
DOCUMENTO  
Diagramas  de tubería  e instrumentación  (DTI).  
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.  
Reportes  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 reportes  de pruebas.  
Datos  del Riesgo  e incidentes.  
Registros  de mantenimiento.  
Reportes  de incidentes  e histo rial de operación.  
Registros  de cumplimiento  regulatorio.  
Reportes  de las auditorí as y revisiones,  realizadas  por los   
Regulados.  
Reportes  de Diseño  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 excluir  del Análisis  de Riesgo  algún  tipo de 
peligro  aplicable,  la información  empleada  debe  estar  validada  y 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 se tome  en cuenta  el impacto  en la variación  y exactitud  de 
los resultados  obtenidos.       (Primera Sección)  DIARIO OFICIAL  Viernes 25 de enero de  2019  
Se debe revisar  la vigencia  de la información  para su aplicación.  La información  relacionada  con peligros  
dependientes  del tiempo  debe  analizarse  para definir  su utilización  en función  de la fecha  de recopilación.  
En el caso  de peligros  estables  y no dependien tes 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 unidade s 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,  Segmento  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 ambas;  
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 necesidades  propias  
del Ducto,  Segmento  o Sección;  
e) La integración,  consulta  y disponibilida d 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 defect os basadas  en el cálculo  de la Presión  Máxima  de Operación  Permisible  
(PMOP)  o Presión  Máxima  de Operación  (PMO)  y el Tiempo  de Vida Remanente  (TVR),  y 
g) El Reconocimiento  e identificación  de datos  necesarios  para facilitar  el proceso  de Administración  de 
la integridad.  
5. Análisis  de Riesgo.  
Para  la elaboración  del Análisis  de Riesgo,  los Regulados  deben  observar  lo establecido  en el presente  
capítulo  en todo el ciclo de vida del Ducto,  Segmento  o Sección,  para identificar  los peligros  y analizar  los 
even tos potenciales  que pueden  resultar  en incidentes  o fallas  para direccionar  eficientemente  los recursos.  
El proceso  de Análisis  de Riesgo  se muestra  en la Figura  4. 
 
Figura  4 - Proceso  de Análisis  de Riesgo.  Viernes 25 de enero de 2019  DIARIO OFICIAL  (Primera Sección)      
5.1 Identificación  de peligros.  
Para  realizar  la Administración  de la integridad,  se deben  identificar  de la Tabla  3, como  mínimo  los 
peligros  aplicables  al Ducto,  Segmento  o sección.  
Tabla  3 - Categorías  de peligros.  
No. Comportamiento  
con el tiempo  Categoría  Peligros  
1 
Independiente  Diseño  1. Selecc ión inadecuada  del material  y espesor  de tubería  
y componentes.  
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  
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. Desalineamiento.  
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.  
17. Vandalismo,  terrorismo,  extracciones  clandestinas.  
18. Tránsito  vehicular  (impacto  de vehículo,  peso  muerto  y 
cargas  repetitivas).  
19. Excavación,  construcción  u otras  actividades  de 
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  estática.  
27. Fatiga.  
      (Primera Sección)  DIARIO OFICIAL  Viernes 25 de enero de  2019  
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  
incorrectas  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 presencia  de sulfuros  
(SSC,  por sus siglas  en inglés).  
47. Agrietamiento  inducido  por hidrógeno  (HIC,  por sus 
siglas  en inglés).  
48. Termofluencia.  
 
5.2 Segment ación.  
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  permite  tomar  cualquier  tipo de referencia  para 
determinar  el tamaño  o dimensión  del Segmento.  Se puede  usar 
para delimitar  zonas  urbanas,  zonas  de alta Cons ecuencia  o 
cualquier  área que sea de un interés  particular  para los 
Regulados.  Viernes 25 de enero de 2019  DIARIO OFICIAL  (Primera Sección)      
5.3 Selección  del método  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  A (normativo).  
5.4 Evaluación  de Riesgo.  
El nivel de Riesgo  puede  obtenerse  del producto  de la Probabilidad  de falla (frecuencia)  por la 
Consecuencia  de falla (severidad)  y se obtiene  con las siguientes  fórmulas:  
 
Donde: 
Ri= Riesgo  para un solo peligro.  
Rs= Riesgo  del segmento.  
P= Probabilidad  de falla.  
C= Consecuencia  de falla.  
1 a n= Categoría  de Peligro  de la falla.  
La Probabilidad  de falla se puede  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 complejidad.  Para  el análisis  de las consecuencias  de falla se debe estimar  la severidad  
del impacto  a las personas,  medio  ambiente  e instalaciones.  
Los Regulados  podrán  utilizar  éste o cualquier  otro método  que iguale  o mejore  la obtención  del nivel de 
riesgo.  
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  determ inarse  mediante  el empleo  de matrices  de Riesgo,  en términos  de la 
Probabilidad  de falla y la Consecuencia  de falla,  tomando  como  referencia  lo establecido  en el Apéndice  B 
(informativo),  o cualquier  otro método  que lo iguale  o mejore.  
En el Análisis  de Riesgo  se debe  incluir  como  mínimo  lo siguiente:  
a) 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 control  de Riesgo,  y 
d) El Evento  que produce  mayor  impacto  potencial  y su mayor  radio  de afectación.  
Como  resultado  de la evaluación  del riesgo  se debe  generar  un perfil  del riesgo  o una representación  
conjunta  del riesgo  total del Ducto  o Segmento  y sus instalaciones  asociadas.  
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. Exista  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;       (Primera Sección)  DIARIO OFICIAL  Viernes 25 de enero de  2019  
IV. La modificación  del trazo  del Ducto,  Segmento  o Sección,  y 
V. Como  resultado  de la investigación  de un accidente.  
5.5 Identificación  y delimitación  de zonas  de alta Consecuencia.  
Para  un Ducto,  Segmento  o sección  que Transporte  Hidrocarburos,  Petrolíferos  y Petroquímicos,  se 
identific an como  zonas  de alta Consecuencia,  las Áreas  Ambientalmente  Sensibles  que pueden  ser 
impactadas  por pérdidas  de contención  del producto  y las áreas  demográficas  identificadas  por el Instituto  
Nacional  de Estadística,  Geografía  e Informática  (INEGI).  Se deben considerar  todos  los cuerpos  de agua  y 
acuíferos  identificados  por el INEGI  y la Comisión  Nacional  del Agua  (CNA).  
Además  de lo anterior,  para el caso  específico  de un Ducto,  Segmento  o Sección,  que Transporte  
Hidrocarburos  gaseosos,  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  (incluyen  
escuelas,  hospitales,  edificios  de oficinas,  instalaciones  recreativas,  centros  comerciale s, iglesias,  prisiones,  
guarderías  y asilos)  localizados  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  del análisis  de consecuencia s, considerando  los efectos  de volatilidad  del producto  
transportado  para escenarios  de fuego  por aspersión,  incendio  del derrame,  nube  de vapor  incendiada,  
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 Consecuencia,  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 método  cualitativo  o cuantitativo  mediante  la inspección  interna,  externa,  e 
indirecta  para conocer  preliminarment e el contenido  y cantidad  de indicaciones,  su ubicación  y dimensiones  
en un Ducto,  Segmento  o sección.  
6.1 Inspección  de integridad.  
Los métodos  actuales  de inspección  de integridad  disponibles  son los siguientes:  
a) Inspección  interna;  
b) Inspección  exter na; 
c) Inspección  indirecta,  e 
d) Inspección  muestral.  
6.1.1  Inspección  interna.  
Este método  de inspección  empleado  por los Regulados  debe  ser utilizado  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 Regulados  depende  del tipo de peligros  
aplicables  identificados  y evaluados  en el Análisis  de Riesgo  y de las condici ones  geométricas  de la 
infraestructura  y operación  del Ducto,  ver Tabla  5. El siguiente  listado  no es limitativo  a la incorporación  de 
nuevas  tecnologías  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:  Haz angular,  y 
f) Equipo  geómetra.  Viernes 25 de enero de 2019  DIARIO OFICIAL  (Primera Sección)      
Tabla  5 - Equipo  utilizado  en inspección  interna  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  
ESTÁNDAR  ALTA 
RESOLUCIÓN  
PÉRDIDA  DE METAL  
(CORROSIÓN)  Detecta1 y 
Dimensióna2 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 DEFECTOS  
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 
fusión  
Grietas  en la línea  de fusión  
 
AGRIETAMIENTO  
CIRCUNFERENCIAL  No Detecta  Detecta4 y 
Dimension a4 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 parches,  soldado  al 
Ducto  Detección  sólo de camisas  de acero  
y parches.  Otros  sólo con 
marcadores  ferrosos  No Detecta  
ANOMALÍAS  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 Dete cta No Detecta  No Detecta  No Detecta  Detecta  y 
Dimensiona2, 8 
COORDENADAS  DEL DUCTO  Localiza  10 Localiza  10 Localiza  10 Localiza  10 Localiza  10 Localiza  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  
circunferencial.  
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.       (Primera Sección)  DIARIO OFICIAL  Viernes 25 de enero de  2019  
6.1.2  Inspección  externa.  
Cuando  los peligros  principales  aplicables  al Ducto,  Segmento  o Sección  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,  daños  
mecánicos,  nivel de enterramiento,  condiciones  del lastre  de concreto,  recubrimiento  anticorros ivo. 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 evaluación  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  sección;  
c) Inspección  directa,  se incluye  como  parte  de la Verificación  de indicaciones,  y 
d) Evalua ción 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 esfue rzos en presencia  de sulfuros.  
La inspección  que pueden  realizar  los Regulados,  es mediante  la aplicación  de alguna  de las siguientes  
metodologías  o aquellas  que las igualen  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;  
f) Inspección  visual;  
g) Perfil  de pH; 
h) Electromagnetismo;  
i) Método  Pearson,  y 
j) Atenuación  de corriente.  
La selección  de 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 
seccio nes 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.  Viernes 25 de enero de 2019  DIARIO OFICIAL  (Primera Sección)      
6.1.4  Inspección  muestral.  
Los Regulados  pueden  utilizar  este método 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 totalidad  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  son: el muestreo  por atributos  y el 
muestreo  basado  en distribuciones  normales.  
6.2 Verificación  de indicaciones.  
Estas  deben  realizarse  por los Regulados,  mediante  inspecciones  directas  con Pruebas  no destructivas  
del Ducto,  Segmento  o Sección,  definidas  como  representativas  para localizar,  identificar  y dimensionar  las 
indicaciones  contenidas  en dicha  sección.  Las dimensiones  que se deben  registrar  son las descritas  en el 
Apéndice  E (normativo).  
El reporte  de verificación  de indicaciones  elaborado  por los Regulados  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,  longitud  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 méto do 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);  
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 aplico  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 labor atorio  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;  para 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 Análisis de integridad,  se debe  
considerar  como  mínimo  la información  listada  en las Tablas  1 y 2 de la presente  Norma.  
Adicionalmente,  los Regulados  deberán  determinar  la integridad  del Ducto,  Segmento  o sección,  con base  
en estudios  de ingeniería  para evalua ción 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 configuración  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  
Mexicanas,  Normas  Mexicanas,  y a falta de éstas  con los estándares  internacionales  vigentes  aplicables.       (Primera Sección)  DIARIO OFICIAL  Viernes 25 de enero de  2019  
Si durante  el análisis  estructural  del Ducto,  Segmento  o sección,  no se cumplieran  los criterios  de 
evaluación,  se debe  realizar  un análisis  iterativo  del comportami ento 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 presurización  mano métrica  
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 vibración,  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 estándares  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 periodo  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  al Segme nto 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 parámetr os 
de severidad  establecidos,  y 
e) Cambios  de servicio.  
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  inesperados,  
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,  causados  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  Viernes 25 de enero de 2019  DIARIO OFICIAL  (Primera Sección)      
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 
establezcan  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 prueba  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.  Entre  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  la 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 
que se tarde  en verificar  si no se presenta  alguna  fuga o ruptura  en el Ducto,  Segmento  o sección.  
Esta prueba  tiene  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 contención,  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,  significa  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 mantenimiento  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.  
Cumpliendo  con alguno  de los siguientes  criterios:  
a) Criterio  del TVR:  
 Cuando  el TVR < 1 año; 
b) Criterio  de la PMOP:  
 Cuando  la PMOP  < presión  de operación;  
c) Criterio  de TMPO:  
 Cuando  la TMPO  determinada  ≤ temperatura  de operación,  y 
d) Cuando  exista  combinación  de indicaciones       (Primera Sección)  DIARIO OFICIAL  Viernes 25 de enero de  2019  
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.  
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 criterios  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  C (informativo)  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  C (informativo ). Viernes 25 de enero de 2019  DIARIO OFICIAL  (Primera Sección)      
7.1.3  Mantenimiento  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 severidad  de la falla,  los 
métodos  de reparación  aceptados  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  Ambiente,  para el transporte  
terrestre  por medio  de Ductos  de Petróleo,  Petrolíferos  y Petroquímicos  y a las Disposiciones  Administrativas  
de Carácter  General  que para tal efecto  emita  la Agencia  que sean  aplicables  a la materia.  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 elabor ación  del Diseño;  
b) Memoria  de cálculo;  
c) Procedimiento  de fabricación;  
d) Procedimiento  de instalación;  
e) Certificados  de materiales;  
f) Cuando  se utilicen  procesos  de soldadura:  Procedimiento  de soldadura  (WPS),  Registro  de 
calificación  de procedimien to (PQR),  Registro  de la calificación  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,  de acuerdo  a lo descrito  en el 
Apénd ice D (normativo),  e 
i) Informe  de calibración  de los equipos  utilizados,  incluye  los equipos  de Pruebas  no destructivas.  
7.2 Actividades  de Mitigación.  
La Figura  6 y Apéndice  C (informativo),  mencionan  algunas  de las actividades  de Mitigación  que los 
Regu lados,  deben  realizar  en función  de los peligros  aplicables,  para reducir  las probabilidades  de falla del 
Ducto,  Segmento  o Sección.  
 Campañas  de orientación  a vecinos  de las franjas  de seguridad.  
 Comunicación  con las autoridades  federales,  estatales  y muni cipales,  de la 
ubicación  de las franjas  de seguridad.  
 Sistema  de llamada/aviso  en la franja  de seguridad  para prevenir  un Evento.  
 Capacitación  y entrenamiento  al personal.  
 Medición  y control  de fugas  y derrames.  
 Cambio  de trazo  del Ducto,  Segmento  o secció n. 
 Actualización  y disposición  de cartas  oceanográficas.  
 Restricción  de parámetros  operacionales  (Presión,  Temperatura,  Velocidad  de 
Flujo  y Composición  del fluido).  
 Inyección  de químicos  (Dispersantes,  Demulsificantes  y Floculantes).  
Figura  6 - Clasifica ción de actividades  de Mitigación.   28     (Primera Sección)  DIARIO OFICIAL  Viernes 25 de enero de 2019  Tabla  7 - Métodos  de reparación  aceptados  para  Ducto,  Segmento  o sección  Marino. 
Defectos  Métodos  de reparación  aceptados  
Sustitución  Desbaste  Depósito  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  generaliza  SÍ NO NO SÍ NO SÍ NO NO NO SÍ4 NO NO NO 
Pérdida  metal  externa  localizada.  SÍ NO SI2 SÍ SÍ3 SÍ SÍ NO NO SÍ4 SÍ NO NO 
Pérdida  metal  externa  por picadura.  SÍ NO SI2 SÍ SÍ3 SÍ SÍ SÍ SÍ SÍ4 SÍ NO NO 
Pérdida  metal  interna  generalizada.  SÍ NO NO NO NO SÍ NO NO NO NO NO NO NO 
Pérdida  metal interna  localizada.  SÍ NO NO NO SÍ3 SÍ SÍ NO NO NO SÍ NO NO 
Pérdida  metal  interna  por picadura.  SÍ NO NO NO SÍ3 SÍ SÍ SÍ SÍ NO SÍ NO NO 
Abolladuras  simples.  SÍ NO NO SÍ SÍ3 SÍ SÍ NO NO SÍ4 NO NO NO 
Muesca  o tallón.  SÍ SÍ1 SÍ2 SÍ SÍ3 SÍ SÍ NO NO SÍ4 SÍ NO NO 
Abolladuras  con muesca  o tallón.  SÍ SÍ1 NO SÍ SÍ3 SÍ SÍ NO NO NO NO NO NO 
AIH (laminaciones).  SÍ NO NO NO NO SÍ SÍ NO NO NO NO NO NO 
Ampollas  simples.  SÍ NO NO NO NO SÍ SÍ NO NO NO NO NO NO 
Pliegues  por pandeo  local.  SÍ NO NO NO SÍ3 SÍ SÍ NO NO NO NO NO NO 
Grietas  o defectos  tipo grieta  axiales  
abiertas  a la superficie  externa.  SÍ SÍ NO NO SÍ3 SÍ SÍ NO NO NO NO NO NO 
Grietas  o defectos  tipo grieta  
circunferenciales  abiertas  a la superficie  
externa.  SÍ SÍ NO NO SÍ3 SÍ SÍ NO NO NO NO NO NO 
Grietas  o defectos  tipo grieta  axiales  
abiertas  a la superficie  interna.  SÍ NO NO NO SÍ3 SÍ SÍ NO NO NO NO NO NO 
Grietas  o defectos  tipo grieta  
circunferenciales  abiertas  a la superficie  
interna.  SÍ NO NO NO SÍ3 SÍ SÍ NO NO NO NO NO NO 
Defectos  en soldadur a circunferencial.  SÍ SÍ1 NO NO SÍ3 SÍ SÍ NO NO NO NO NO NO 
Defectos  en soldadura  longitudinal.  SÍ SÍ1 NO NO SÍ3 SÍ SÍ NO NO NO NO NO NO 
Defectos  metalúrgicos  localizados  
(puntos  duros,  quemaduras,  áreas  de 
segregación  de inclusiones  y slaiber).  SÍ SÍ1 SÍ2 NO SÍ3 SÍ SÍ NO NO SÍ4 NO NO NO 
Claros  libres  o soportes  no funcionales.  NO NO NO NO NO NO NO NO NO NO NO SÍ NO 
Segmento  inestable.  NO NO NO NO NO NO NO NO NO NO NO NO SÍ 
Observaciones  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 pretende  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 el 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:  cualquier  tipo de Defecto  que pudiera  causar  una fuga al evolucionar,  áreas  de pérdida  de metal  cuya  longitud  y ancho  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  bruscos  y dejando  una superficie  con 
contornos  suaves.  
Depósito  de soldadu ra: 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 extremos  de la envolvente  no están  soldadas  al Ducto  por lo que no debe  ser empleada  para reparar  defectos  cuyo  modo  de falla sea 
fuga.  Estas  envolventes  funcionan  como  refuerzo  mecánico.  Es esencial  el 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  metálic a tipo A pernada:  Formada  por dos medias  cañas  que son colocadas  alrededor  de un Segmento  de Ducto  con Defecto  y unidas  por bridas  axiales  en ambos  lados  y espárragos.  Ambas  partes  de la envolvente  mecánica  debe  estar  provista  de 
sellos  a lo largo  de las caras de las bridas  y en los extremos  circunferenciales,  que después  del apriete  de los espárragos,  logran  la hermeticidad  de la envolvente.  Este tipo de envolvente  puede  funcionar  como  tipo B provisional,  si es diseñada  para soportar  la 
Presión  y Temperatu ra 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 extre mos 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  envolventes  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 espárragos,  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 Temperatura  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 sea química  y físicamente  estable  al medio  y al producto  transportado,  el sello 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 orificio  de fuga.  Su diseño,  fabricación  e instalación  debe  hacerse  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.  
Envolvente  no metálica:  Es un refuerzo  circunferencial  fabricado  de un mate rial no metálico,  como  puede  ser: composito  de matriz  polimérica  reforzado  con fibras  de vidrio  o de carbono,  polímeros  termoplásticos  o termo  fijos. Debe  ser diseñada  e instalada  de 
acuerdo  con las especificaciones  del fabricante,  y el diseño  debe  proveer  un refuerzo  mecánico,  ya sea para incrementar  la capacidad  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 perm anentemente  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 articulados  formando  un conjunto  integrado  cuyo  fin es dar la estabilidad  estructural  a una sección  del Ducto.   Viernes 25 de enero de 2019  DIARIO OFICIAL  (Primera Sección)      
 8. Evaluación  del desempeño  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  desarr ollar 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  program adas  dentro  del proceso  
de mantenimiento  y Mitigación,  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,  los tipos  de 
productos  que transportan  y los requerimientos  de esta Norma  Oficial  Mexicana.  
Los indicadores  de desempeño  deben  relacionarse  como  mínimo  con lo siguiente:  
a) Ducto,  Segmento  o sección,  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 actividades  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,  Segmento  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 auditoría  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 Ductos.  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 implementación  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 esta Norma  Oficial  Mexicana.  
10. Procedimiento  para  la Evaluación  de la Conformidad.  
10.1 Objeto . 
El presente  Procedi miento  para la Evaluación  de la Conformidad  tiene  por objeto  determinar  el grado  de 
cumplimiento  de la Norma  Oficial  Mexicana  NOM -009-ASEA -2017 , Administración  de la integridad  de Ductos  
de recolección,  Transporte  y Distribución  de Hidrocarburos,  Petrolífe ros y Petroquímicos.  
10.2 Procedimiento . 
La Evaluación  de la Conformidad  de la presente  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,  
Segm ento o sección.       (Primera Sección)  DIARIO OFICIAL  Viernes 25 de enero de 2019  
Tabla  8 - Procedimiento  por Etapas  de Evaluación  de la Conformidad.  
Etapa  Capítulo  a 
Verificar  Periodicidad  de Verificación  Tipo  de 
Verificación  
Recopilación,  revisión,  integración  y análisis  
de la información  y de datos  del Ducto,  
Segment o o sección  terrestres  y marinos.  4 Anual.  Documental*  
Inspección  y Análisis  de integridad.  6 1. Ductos  con prioridad  de 
atención  alta, máximo  3 años.  
2. Ductos  con prioridad  de 
atención  media,  máximo  5 
años.  
3. Ductos  con prioridad  de 
atención  baja,  máxi mo 10 
años.  Documental*  
Actividades  de mantenimiento  y Mitigación.  7 Máximo  5 años.  Documental*  
Evaluación  del desempeño  del proceso  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  originales  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 deben  cumplir  con las etapas  previstas  en la Tabla  8 y se deberán  obtener  
sus respectivos  dictámenes  o Dictamen.  
11. Concordanci a con otras  Normas.  
Esta Norma  Oficial  Mexicana  no es equivalente  con ninguna  norma  nacional  o internacional.  
Apéndice  A 
(Normativo)  
Métodos  para  el análisis  de riesgo.  
a) Se podrán  utilizar  los métodos  ¿Qué  pasa  sí?, combinación  de Lista  de verificación/  ¿Qué  pasa  sí?, 
Análisis  de Modos  de Falla  y Efectos  (siglas  en inglés  FMEA),  Análisis  de Peligros  y Operabilidad  (HAZOP),  
Análisis  de Árbol  de Eventos  (AAE),  Análisis  de Árbol  de Fallas  (AAF)  y Análisis  de Consecuencias  (AC),  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  cualit ativos  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 evalúan  los peligros  y consecuencias  de falla 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 
método  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  de falla.  Incluye  la 
construcción  de árboles  de eventos,  árboles  de decisión  y/o árboles  de falla,  y Viernes 25 de enero de 2019  DIARIO OFICIAL  (Primera Sección)      
 4. Método  probabilístico.  Este método  es el más complejo  y el que requiere  de mayor  cantidad  de datos.  
Combina  matemáticamente  las frecuencias  de eventos  o series  de eventos  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. Identifican  peligros  o condiciones  que amenacen  la integridad  del Ducto,  Segmento  o Sección;  
2. Determinan  la Probabilidad  de falla y las consecuencias  de falla;  
3. Permiten  clasificar  el Riesgo  e identificar  peligros  específicos  que tienen  una mayor  influencia  en el 
Riesgo;  
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 comp leto. 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;  
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 mantenimiento.  Debe  considerar  la frecuencia  y consecuencias  de falla 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  cualquiera  de las actividades  de 
mantenimiento  y Mitigación  que se haya  realizado  previamente;  
4. Capacidad  Predictiva.  Debe  identificar  peligros,  aun cuando  no se hayan  considerado  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 docu mentar  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 Riesgo  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  estimado;  
8. Análisis  “¿Qué  pasa  sí?”. Debe  permitir  el desarrollo  de análisis  de la estructura  “¿Qué  pasa  sí?”, la cual 
permite  evaluar  los Riesgos  por cambios  de las actividades  de mantenimiento;  
9. Ponderación  de Factores.  Todos  los peligros  y consecuencias  de falla 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  de falla.  Estos  factores  pueden  basarse  en la experiencia  
operacional,  opiniones  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 Administración  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 longitud  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 requerirse  atención  inmediata.  La longitud  
puede  variar desde  varios  metros  hasta  kilómetros.       (Primera Sección)  DIARIO OFICIAL  Viernes 25 de enero de 2019  
Apéndice  B 
(Informativo)  
Matriz  de riesgo.  
Los criterios  de: Probabilidad  de falla y consecuencias  de falla se muestran  en las Tablas  B1 y B2, 
respectivamente.  La matriz  de Riesgo  se define  en términos  de Probabil idad de falla y consecuencias  de falla,  
incluyendo  los tres niveles  de Riesgo  (alto,  medio  y bajo),  como  se muestra  en las Tablas  B3 y B4. 
Tabla  B.1-Criterios  para  la probabilidad  de falla.  
Descripción  de la Probabilidad  de falla 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  B.2 - Criterios  para  las consecuencias  de falla.  
Categoría  de las 
consecuencias  de 
falla Aumento  de las consecuencias  de falla 
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  
significati vo 
(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 
 
Tabla  B.3 - Matriz  de Riesgo.  
Consecuencias  
de falla 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  B.4 - Clasificación  de Riesgo.  
Categoría  Descripción  
I Bajo 
II Medio  
III y IV Alto Viernes 25 de enero de 2019  DIARIO OFICIAL  (Primera Sección)      
 Prioridad  de atención  alta: 
En esta categoría  se considera  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.  
Apéndice  C 
(Informativo)  
Clasi ficación  de actividades  de mantenimiento  y mitigación.  
Tabla  C.1 - Clasificación  de actividades  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. Desv iaciones  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.   Inspección  de 
fabricación,  realizada  por 
el fabricante.   No aplica.  
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,  protección  
catódica  y de lastre.  
12. Daños  en recubrimiento  
mecánico.       (Primera Sección)  DIARIO OFICIAL  Viernes 25 de enero de 2019  
 
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 
entrenamiento  al 
personal.  
 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 
señalizac ión 
preventivos  y 
restrictivos.  
 Procedimientos  de 
operación  y 
mantenimiento.  
 Cintas  y postes  de 
advertencia.  
 Adecuación  de 
parámetros   
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).  
 
 
19. Excavación,  construcción  
u otras  actividades  de trabajo.  
 
 
20. Otros  impactos  
mecánicos.  
 
 
21. Interferencias  físicas.  
 
22. Incremento  de la 
densidad  poblacional.  Viernes 25 de enero de 2019  DIARIO OFICIAL  (Primera Sección)      
 operacionales.  
 
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 
impacto  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  estática.  
 
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,  
Segm ento 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.  
 Monitoreo  y control   
29. Desplazamientos  de tierra  
o lecho  marino.  
 
 
30. Clima  extremo  
 
 
31. Inundaciones.  
 
 
32. Descarga  eléctrica  
atmosférica.  
 
 
33. Cargas  de viento.  
 
34. Mareas,  oleaje  y      (Primera Sección)  DIARIO OFICIAL  Viernes 25 de enero de 2019  
corrientes  marinas.   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 
aplicados.  
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. Compone nte defectuoso  
o no funcional.  
Corrosión  / 
Erosión  / 
Agrietamiento   41. Corrosión  interna.   Inspección  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,  colchacretos,   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.  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  Viernes 25 de enero de 2019  DIARIO OFICIAL  (Primera Sección)      
 por hidrógeno  (HIC,  por sus 
siglas  en inglés).  bolsacretos,  enrocados,  
lastres,  entre  otros).   Adecuación  de 
parámetros  
operacionales.  48. Termofluencia.  
Apéndice  D 
(Normativo)  
Compet encia  del personal.  
La ejecución  e implementación  de esta Norma  Oficial  Mexicana  debe  estar  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 ejecutar  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;  vigente,  o la que la sustituya  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  (cédula  profesional)  y capacitación  (diplomas  o constancias)  acorde  con las 
actividades  de análisis  que va a realizar.  También  debe  compr obar una experiencia  (participación  en 
actividades  relacionadas)  de al menos  dos años.  
Por otra parte,  el personal  que realice  la aplicación  de soldaduras  y la operación  de máquinas  de soldar  
debe  estar  calificado  por los Regulados,  con base  en un Procedim iento  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 dimensi ones  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 integri dad 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;       (Primera Sección)  DIARIO OFICIAL  Viernes 25 de enero de 2019  
 
c) Ampolla:  Profundidad  en el espesor  (t’), magnitud  de elevación  de ampolla  (a) y reportar  la 
existencia  de agrietamiento  secundario;  
 
 
d) Daño  caliente;  
 
 
e) Grieta  Longitudinal  o circunferencial:  Longitud  axial (2c) y profundidad  máxima  en la dirección  
radial  (a). Se debe  reportar  la ubicación  de la grieta  (en soldadura,  zona  afectada  por calor  o metal  
base);  
 
 
f) Zona  esmerilada;  
 
 
g) Delaminación:  Por ciento  de escalonamiento  en caso  de existir  (%e), profundidad  mínima  en el 
espesor  medido  desde  la pared  externa  en caso  de escalonamiento  (dmin), profundidad  máxima  en el 
espesor  medido  desde  la pared  externa  en caso  de escalonamiento  (dmax) y el espesor  mínimo  
adyacente  a la Indicación  en zona  sana  (t); Viernes 25 de enero de 2019  DIARIO OFICIAL  (Primera Sección)      
 
 
h) Tallones,  rayones  y muescas  sin abolladura;  
 
 
i) Abolladura  en metal  base.  En caso  de existir  entalla:  longitud  axial (Laxial), longitud  circunferencial  
(Lcirc) y profundidad  (d) de la entalla;  
 
 
j) Indicaciones  en soldadura.  En adición  a las dimensiones,  se debe  reportar  la ubicación  de las 
indicaciones  con relación  a la pared  externa  o interna,  horario  técnico  y al metal  depositado  o línea 
de fusión;  
Poros  Túnel,  Poros  Agrupados  y Poros  aislados.  Longitud  axial (L), ancho  circunferencial  (A), espesor  
mínimo  adyacente  en zona  sana  (t), profundidad  mínima  (dmín) y máxima  (dmáx) del Defecto.       (Primera Sección)  DIARIO OFICIAL  Viernes 25 de enero de 2019  
 
Falta  de Penetración.  Longitud  axial (L), ancho  circunferencial  (A), espesor  mínimo  adyacente  en zona  
sana  (t), profundidad  máxima  (d). 
 
 
Falta  de Fusión.  Longitud  axial (L), ancho  circunferencial  (A), espesor  mínimo  adyacente  en zona  sana  
(t), profundidad  mínima  (d.mín) y máxima  (d.máx). 
 
 
Inclusion es de Escoria,  Líneas  de Escoria,  Dobles  Líneas  de Escoria,  Inclusiones  No Metálicas.  
Longitud  axial (L), ancho  circunferencial  (A), espesor  mínimo  adyacente  en zona  sana  (t), profundidad  mínima  
(d.mín) y máxima  (d.máx). Viernes 25 de enero de 2019  DIARIO OFICIAL  (Primera Sección)      
 
 
 
Concavidad  en la Raíz.  Longitud  axial (L), ancho  circunferencial  (A), espesor  mínimo  adyacente  a la zona  
sana  (t), profundidad  máxima  (d). 
 
Socavado . Longitud  axial (L), ancho  circunferencial  (A), espesor  mínimo  adyacente  a la zona  sana  (t) y 
profundidad  máxima  (d). 
 
 
Penetración  Exces iva. Longitud  axial (L), ancho  circunferencial  (A), espesor  mínimo  adyacente  en zona  
sana  (t) y profundidad  máxima  (d). 
      (Primera Sección)  DIARIO OFICIAL  Viernes 25 de enero de 2019  
 
Corona  Baja.  Longitud  axial (L), ancho  circunferencial  (A), espesor  mínimo  adyacente  en zona  sana  (t) y 
profundidad  máxima  (d). 
 
 
k) Desalineamientos  en uniones  soldadas.  Altura  del desalineamiento  (d) a cada  hora técnica  y en la 
máxima  detectada,  así como,  los espesores  y ancho  de las soldaduras  medidos  a cada  hora técnica  
de ambos  elementos  que forman  la unión  soldada;  
 
l) Ovalamien to en unión  soldada.  Profundidad  del ovalamiento  (d) a cada  hora técnica  y el máximo  
detectado  (d máx),  así como  los espesores  medidos  a cada  hora técnica  de ambos  elementos  que 
forman  la unión  soldada;  Viernes 25 de enero de 2019  DIARIO OFICIAL  (Primera Sección)      
 
 
 
m) Desprendimiento  de concreto.  Cadenamiento  (C) y horario  técnico  (hr), longitud  axial (La), ancho  
circunferencial  (Lc); 
 
 
n) Azolvamiento  en curva  de expansión.  Cadenamiento  inicial  (C1) y cadenamiento  final (C2);  
 
o) Socavación.  Cadenamiento  inicial  (C1),  cadenamiento  final (C2) y altura  máxima  (h0), y      (Primera Sección)  DIARIO OFICIAL  Viernes 25 de enero de 2019  
 
 
p) Escombros.  Cadenamiento  (C) y descripción.  
 
 
12. Bibliografía.  
 NORMA  Oficial  Mexicana  NOM -028-STPS -2012,  Sistema  para la administración  del trabajo -
Seguridad  en los procesos  y equipos  críticos  que manejen  sustancias  químicas  peligrosas.  
 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 atributos–parte  2: métodos  de muestreo,  tablas  
y gráficas.  
 DISPOSICIONES  administrat ivas de carácter  general  que establecen  los Lineamientos  para la 
conformación,  implementación  y autorización  de los Sistemas  de Administración  de Seguridad  
Industrial,  Seguridad  Operativa  y Protección  al Medio  Ambiente  aplicables  a las actividades  del 
Sector Hidrocarburos  que se indican.  
 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.  
 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 
Transportation  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 seguridad  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 Natural  and other  Gas by 
Pipeline:  Minimunm  Federal  Safety  Satandards.  Subpart  O-Gas Transmission  Pipeline  Integrity  
Management.  Viernes 25 de enero de 2019  DIARIO OFICIAL  (Primera Sección)      
  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  Methodology.  
 NACE  SP0102 -2010. - In-Line Inspection  of Pipelines.  
 NACE  SP0204 -2015. - Stress  Corrosion  Cracking  (SCC)  Direct  Assessme nt Methodology.  
TRANSITORIOS  
PRIMERO. - La presente  Norma  Oficial  Mexicana,  NOM -009-ASEA -2017 , Administración  de 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.  
SEGUNDO. - A partir  de la fecha  de entrada  en vigor  de la presente  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  Oficial  de la Federación  el 7 de abril de 2010.  
TERCERO. - A partir  de la fecha  de entrada  en vigor  de la presente  Norma  Oficial  Mexicana,  los Regulados  
que se encu entren  en operación,  deben  cumplir  con lo establecido  en los capítulos  4. “Recopilación,  revisión,  
integración  y análisis  de la información  y datos  del Ducto,  Segmento  o sección  terrestres  y marinos”  y 8. 
“Evaluación  del desempeño  del proceso  de Administra ción de la integridad.”  
CUARTO. - A partir  de la fecha  de entrada  en vigor  de la presente  Norma  Oficial  Mexicana,  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 capítulo  7 “Actividades  de mantenimiento  y Mitigación”.  
QUINTO. - A partir  de la fecha  de entrada  en vigor  de la presente  Norma  Oficial  Mexicana,  los Regulados  
que cuenten  con un Análisis  de Riesgo  actualizado,  que cumpla  con lo previsto  en el numeral  5.4, “Evaluación  
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 la presente  Norma  Oficial  Mexicana,  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 establecido  en el capítulo  5 “Análisis  de Riesgo”  de la presente  Norma  Oficial  
Mexicana.  
SÉPTIMO. - Así mismo,  si a la entrada  en vigor de la presente  Norma  Oficial  Mexicana,  los Regulados  
cuentan  con una inspección  y Análisis  de integridad  cuya  vigencia  no exceda  de los 10 años  establecidos,  
estos  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 Transitorio  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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