Miércoles 19 de diciembre de 2018   DIARIO OFICIAL  (Tercera Sección)       TERCERA SECCION  
SECRETARIA DE MEDIO AMBIENTE  Y RECURSOS NATURALES  
RESPUESTAS a los comentarios del Proyecto de Norma Oficial Mexicana PROY -NOM -009-ASEA -2017, Administración de la integridad de ductos de recolección, 
transporte y distribución de hidrocarbur os, petrolíferos y petroquímicos, publicado el 31 de octubre de 2017. (Continúa de la Segunda Sección).  
(Viene de la Segunda Sección)  
1. SECCIÓN/  CAPÍTULO/  ARTÍCULO/  
PÁRRAFO  (EN ORDEN  SECUENCIAL).  2. EMISOR  DEL 
COMENTARIO.  3. PROPUESTA  DE REDACCIÓN  O 
COMEN TARIO.  4. JUSTIFICACIÓN  A LA 
PROPUESTA  DE 
REDACCIÓN  O 
COMENTARIO.  5. PROCEDE/NO  
PROCEDE/  
PROCEDE  
PARCIALMENTE.  6. JUSTIFICACIÓN  DE 
PROCEDE/NO  
PROCEDE/PROCEDE  
PARCIALMENTE.  7. TEXTO  FINAL  DE LA 
REGULACIÓN.  8. SE MODIFICA  O 
NO EL TEXTO  EN 
EL DOCUMENTO.  9. ACCIONES  
REGULATORIAS.  
 Pemex  Logística  y 
Pemex  Exploración  
y Produccion -45 
Fecha  
20-12-2017  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 
Riesg o en el Ducto,  Segmento  o sección,  
como  parte  de la administración  del 
cambio.  
I. Exista  un cambio  de tipo de 
hidrocarburo  petrolífero  y 
petroquímico;  
II. Previo  a modificaciones  en las 
condiciones  normales  de 
operación;  
III. Posterior  a la ejecución  de las 
acciones  de mitigación  que 
modifiquen  el nivel de riesgo  del 
Ducto,  segmento  o sección,  y 
IV. La modificación  del trazo  del 
Ducto,  Segmento  o sección.  Se homogenizan  conceptos  
y criterios  para la 
actualización  del análisis  de 
riesgo.  
Por precisión  técnica,  
congruencia  y certeza  
jurídica,  con fundamento  en 
los artículos  14 y 16 
Constitucionales  y 3° de la 
Ley Federal  de 
Procedimiento  
Administrativo.  NO PROCEDE  Con fundamento  en el 
artículo  33 del Reglamento  
de la Ley Federal  sobre  
Metrología  y Normalización,  
la ASEA  deter minó  no 
procedente  el comentario,  
toda vez que el comentario  
no aporta  mayor  
certidumbre  a la Norma,  
asimismo  estos  criterios  ya 
se contemplan  entre  otros  
requisitos  en el numeral  5.4 
“Evaluación  de Riesgo”.  
Adicional  a lo anterior,  se 
considera  que el comentario  
no indica  cuál es el 
problema  de utilizar  
“Análisis  de Riesgo”,  es 
decir,  no justifica  el efecto  
técnico  y jurídico  que 
provoca  algún  perjuicio.  Los 
artículos  citados  de la 
Constitución  Política  de los 
Estados  Unidos  Mexicanos  
y de la Ley Federal  de 
Procedimiento  
Administrativo,  no refieren  a 
tipos  de “Análisis  de 
Riesgo”,  el comentario  se 
considera  ambiguo  y 
obscuro.   NO SE MODIFICA   
Ing. Gerardo  
Zavala  Román -11 
Fecha  
26-12-2017  El nivel de Riesgo  debe  ser expresado  
en: alto, medio  y bajo,  mismo  que puede  
ser representado  como  un índice,  un 
costo  esperado,  o en una matriz  de 
Riesgo;  este último  en términos  de la 
Probabilidad  de falla y la Consecuencia  
de falla,  tomando  como  referencia  lo 
establecido  en el APÉNDICE  
INFORMATIVO  B. El uso de matrices  para la 
representación  de 
resultados  de estimaciones  
de riesgo,  está relacionado  
con el empleo  de métodos  o 
herramientas  cualitativas,  
no cuantitativas.  
Cuando  se emplean  
métodos  o herramientas  de 
evaluación  cuantitativos,  se 
obtiene  como  resultado  
valore s numéricos  que 
concatenan  los resultados  
de las consecuencias  en 
sus diferentes  conceptos  
(lesiones,  fatalidades,  daño  
ambiental,  pérdidas  
financieras,  etc.) 
Esto deriva  en que el 
resultado  de la estimación  
de riesgo  también  se 
presenta  como  un valor  
numé rico, mismo  que no NO PROCEDE  Con fundamento  en el 
artículo  33 del Reglamento  
de la Ley Federal  sobre  
Metrología  y Normalización,  
la ASEA  determinó  no 
procedente  el comentario,  
toda vez que la obtención  
de valores  cuantitativos  
para la frecuencia  
(probabilidad)  no concatena  
los resultados  de las 
consecuencias  ya que estas  
últimas  dependen  de las 
características  del entorno  o 
los aspectos  expuestos  
(personas,  medio  ambiente,  
instalaciones);  no obstante,  
se pueden  emplear  
metodologías  cuantitativas  
que no emplean  matrices  
para la determinación  de los 
niveles  de riesgo.  
La matriz indicada dentro 
del apéndice B 
(informativo ), sólo describe NO SE MODIFICA         (Tercera Sección)   DIARIO OFICIAL  Miércoles 19 de diciembre de 2018   1. SECCIÓN/  CAPÍTULO/  ARTÍCULO/  
PÁRRAFO  (EN ORDEN  SECUENCIAL).  2. EMISOR  DEL 
COMENTARIO.  3. PROPUESTA  DE REDACCIÓN  O 
COMEN TARIO.  4. JUSTIFICACIÓN  A LA 
PROPUESTA  DE 
REDACCIÓN  O 
COMENTARIO.  5. PROCEDE/NO  
PROCEDE/  
PROCEDE  
PARCIALMENTE.  6. JUSTIFICACIÓN  DE 
PROCEDE/NO  
PROCEDE/PROCEDE  
PARCIALMENTE.  7. TEXTO  FINAL  DE LA 
REGULACIÓN.  8. SE MODIFICA  O 
NO EL TEXTO  EN 
EL DOCUMENTO.  9. ACCIONES  
REGULATORIAS.  
puede  ser llevado  a  una 
matriz de riesgo de forma   el tipo de matrices que se 
pueden utilizar.  
 
   direct a, sino mediante  
artificios  para el 
desensamble  de este valor  
numérico  en los diferentes  
conceptos  de 
consecuencias  analizados.  
Adicional  a lo anterior,  
cuando  tomamos  los 
valores  indicados  en las 
tablas  B1 y B2, y 
empleamos  la ecuación  
Riesgo  = P × C indicada  en 
el apartado  5.4. Y 
ordenamos  los resultados  
en forma  ascendente,  se 
observa  una falta de 
consistencia  entre  el valor  
estimado  y la categoría  de 
riesgo  asignada  por la 
matriz.  (Véase:  Análisis  1, 
al final de este 
documento).   
Estas  inconsistencias  se 
acentúan  cuando  las 
diferentes  categorías  de 
consecuencia  tienen  
factores  de incremento  
diferentes  entre  ellas.   
Con base  en lo anterior,  se 
concluye  que la obligación  
del uso de matrices,  limita  
los métodos  y herramientas  
que pueden  emplearse  para 
la evaluación  de riesgo.  
 
 
 
  Efectivamente  si se 
pretenden  utilizar  los 
resultados  de la formula  R = 
P x C, los mismos  no se 
pueden  cuadrar  a la matriz,  
aclarando  que la 
probabilidad  que debe  ser 
empleada  en la matriz  debe  
ser determinada  conforme  a 
la tabla B1 
 Tabla  B1. Criterios  para la 
probabilidad  de falla.  
 
Dentro  de la cual,  en el 
apartado  “Descripción”,  
establece  un periodo  de 
tiempo  en que puede  
presentarse  la falla 
(frecuencia),  a la cual se le 
otorga  un valor  de 
probabilidad  para poder  ser 
empleada  en la 
determinación  del nivel de 
riesgo.      Miércoles 19 de diciembre de 2018   DIARIO OFICIAL  (Tercera Sección)       
 
 
   De lo anterior,  podemos  
observar  que: 
1. Las categorías  asignadas  
por la matriz,  no tienen  
coherencia  con una 
clasificación  de riesgo  con 
base  en los resultados  de 
un análisis  cuantitativo.  
2. Las variaciones  en la 
categorización  de los 
valores  de riesgo  no son 
iguales  para cada  categoría  
de peligro.  Diferencias  que 
se acentúan  en función  de 
que tan diferentes  sean  los 
factores  de incremento  de 
cada  categoría  de 
consecuencias  (en este 
caso,  las consecue ncias  a 
las personas  el factor  es de 
4, en tanto  que para las 
financieras  el factor  es de 
10).      
Ing. Gerardo  
Zavala  Román -12 
Fecha  
26-12-2017  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  
de operación , fuera  de la ventana  
operativa  (límites  máximos  y 
mínimos)  considerada  en los 
análisis  de riesgo  o integridad  
III. Exista  variación  en las 
condiciones  fisicoquímicas  del 
producto  empleadas  en los 
Análisis  de riesgo  o Integridad;  
IV. Posterior  a la ejecución  de las 
acciones  de mitigación  
programa das como  resultados  
de los análisis  de riesgo  o 
integridad,  como  reparaciones  o 
intervenciones  para restituir  la 
integridad,  y 
V. La modificación  del trazo  del 
Ducto,  Segmento  o sección.  II. Debe  indicarse  el criterio  
para determinar  cuándo  un 
cambio  de condi ciones  de 
operación  afecta  de manera  
negativa  los niveles  de 
riesgo  o integridad  
calculados  originalmente.  
III. Indicar  cuáles  de las 
condiciones  que se 
determinan  en un análisis  
físico  químico,  son 
relevantes  para la 
actualización  del análisis.  
IV. La redacción  original  
implica  una actualización  
anual  del análisis  de riesgo.  
Si las condiciones  del Ducto  
no se modifican,  y no se ha 
ejecutado  acciones  de 
mitigación,  los niveles  de 
riesgo  no cambian  con 
respecto  a los calculados  
originalmente.  NO PROCEDE  
 Con fundamento  en el 
artículo  33 del Reglamento  
de la Ley Federal  sobre  
Metrología  y Normalización,  
la ASEA  determinó  no 
procedente  el comentario,  
debido  a que el mismo  está 
implícito  en la redacción,  al 
establecer  que el análisis  de 
riesgo  debe  actualizarse  
cada  5 años  o cuando  el 
Regulado  ha identificado  
cambios  en el servicio  o 
producto,  procesos  
aprobados,  en los equipos,  
instalaciones,  modificación  
del trazo  o cualquier  otra 
modificación  que afecte  el 
resultado  del análisis  de 
riesgo  en las diferentes  
etapas del proyecto.  
Respecto  de las 
condiciones  operativas,  
ventana  operativa  (límites  
máximos  y mínimos)  así 
como  condiciones  
fisicoquímicas  del producto  
son alcances  que se deben  
incluir  en los procedimientos  
de operación  NO SE MODIFICA         (Tercera Sección)   DIARIO OFICIAL  Miércoles 19 de diciembre de 2018   correspondientes  que 
también  deben  estar  
vinculadas  a la fracción  II. 
 
 MARCOS  
ENRIQUE  SOSA  
DURÁN -16 
Fecha   
04-01-2018  5.4 Evaluación  de Riesgo.  
El nivel de Riesgo  debe  ser expresado  en: 
alto, medio  y bajo,  en 
términos  de la Probabilidad  de falla y la 
Consecuencia  de falla. 
En el Análisis  de Riesgo  se debe  incluir  
como  mínimo  lo siguiente:  
f) Los niveles de Riesgo y Probabilidad 
de falla para cada uno de sus peligros 
individuales y combinados, así como 
las consecuencias asociadas al Ducto, 
Segmento o sección;  
b) La categorizació n 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  distancia  de 
afectación.  Considero  que la forma  de 
representar  los resultados  
depende  en mucho  de la 
metodo logía  de evaluación  
empleada  por el regulado,  
así como  las herramientas  
empleadas  para la 
evaluación,  ya que algunos  
ya cuentan  con software  
que brindan  niveles  de 
riesgo  o bandas  de riesgo  o 
matrices  de riesgo,  lo 
importante  es cumplir  con 
los objetivos  por ejemplo  los 
mencionados  en el 
documento  PROY  –NOM -
007-ASEA -2016,  Transporte  
de gas natural,  etano,  
biogás  y gas asociado  al 
carbón  mineral  por medio  
de ductos,  §13.3.2.3.1  El 
estudio  de riesgos  
implantado  por el Regulado  
debe  incorporar  los 
objetivos  siguientes:  
a) Priorizar  los sistemas  que 
forman  parte  del Sistema  de 
transporte  para programar  
las evaluaciones  de 
integridad  y las acciones  de 
mitigación;  
b) Evaluar  los beneficios  
derivados  de la acción  de 
mitigación;  
c) Determinar  las medidas  
de mitigaci ón más efectivas  
para las amenazas  
identificadas;  
d) Evaluar  las metodologías  
de inspección  alternas;  e 
e) Identificar  dónde  deben  
emplearse  los recursos  de 
la manera  más efectiva..  
DNVGL -RP-F116,  Integrity  
management  of submarine  
pipeline  systems,  §6 4.1.3 
Risk assessment  results  
The output  should  be a 
ranking  of risk between  
threats  and/or  risk-ranking  
between  pipelines.  A 
ranking  of 
risk along  the pipeline  may 
also be the output  if 
sectioning  has been  
performed..  PROCEDE  
PARCIALMENTE  Con fundamento  en el 
artículo  33 del Reglamento  
de la Ley Federal  sobre  
Metrología  y Normalización,  
la ASEA  determinó  
procedente  el comentario,  y 
se modifica  la redacción  
para dar mayor  claridad  
técnica  para aclarar  la 
posibilidad  de que los 
Regulados  pueden  utilizar  
métodos  para la evaluación  
del riesgo  diversos,  siempre  
y cuando  igualen  o mejoren  
la obtención  del nivel del 
riesgo.  Sin embargo,  se 
considera  que el contenido  
del Análisis  de Riesgo  de la 
Norma  Oficial  Mexicana  ya 
incluye  los supuestos  
propuestos  por el 
comentar ista.   SE MODIFICA   
  Miércoles 19 de diciembre de 2018   DIARIO OFICIAL  (Tercera Sección)       5.5 Identificación  y delimitación  de zonas  
de alta Consecuencia.  
Para  un Ducto,  Segmento  o sección  que 
Transporte  Hidrocarburos,  Petrolíferos  y 
Petroquímicos,  se identifican  como  zonas  de 
alta Consecuencia  las Áreas  
Ambientalmente  Sensibles  que pueden  ser 
impactadas  por pérdidas  de contención  del 
producto  y las poblaciones  identificadas  por 
el Instituto  Nacional  de Estadística,  
Geografía  e Informática  (INEGI).  Se deben  
considerar  todos  los cuerpos  de agua  y 
acuíferos  identificados  por el INEGI  y la 
Comisión  Nacional  del Agua  (CNA),  así 
como  las Áreas  Naturales  Protegidas.  
Además  de lo anterior,  para el caso 
específico  de un Ducto,  Segmento  o 
sección,  que Transporte  Hidrocarburos  
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  dentro  del círculo  de 
impacto  potencial.  
El método  para delimitar  las zonas  de alta 
Consecuencia  está basado  en el círculo  de 
impacto potencial  calculado  en la estimación  
de consecuencias,  considerando  los efectos  
de volatilidad  del producto  transportado  para 
escenarios  de fuego  por aspersión,  incendio  
del derrame,  nube  de vapor  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  conten ido en la zona  de alta 
Consecuencia,  más la longitud  
correspondiente  al círculo  de impacto  
potencial  a partir  de cada  extremo.  
 Ing. Gerardo  
Zavala  Román -13 
Fecha  
26-12-2017  1.5 Identificación  y delimitación  de 
zonas  de alta Consecuencia.  
[Eliminar]  Este proye cto incorpora  la 
etapa  de Identificación  y 
delimitación  de Zonas  de 
Alta Consecuencia  (ZAC),  
sin embargo,  no indica  cual 
es el objetivo  de dicha  
identificación,  ya que no se 
emplea  en el resto  del 
proceso  descrito  en el 
proyecto.  
Una ZAC no 
necesariamente  implica  un 
riesgo  alto, es un indicador  
de que ciertos  segmentos  
requieren  un mayor  
seguimiento  de su 
integridad,  y en caso de 
tener  dos segmentos  con 
los mismos  índices  de 
riesgo,  priorizar  aquel  con 
ZAC’s  identificadas.  
Así mismo,  la identificación  
de ZAC’s pierde  sentido  
cuanto  se trabaja  con 
Ductos  marinos;  ya que, al 
aplicar  los criterios  
propuestos,  ningún  
gasoducto  tendrá  ZAC ya 
que no existen  áreas  
pobladas  en el mar, y toda 
la trayectoria  de los Ductos  
de Hidrocarburos  líquidos  
sería  una ZAC por estar 
alojados  en un cuerpo  de 
agua.  
Por otro lado,  si tomamos  
como  ejemplo  de práctica  
internacional,  las 
regulaciones  emitidas  por el 
Departamento  de 
Transporte  de los EEUU  
(DOT  por sus siglas  en 
inglés),  observamos  que el 
Código  de Regulaciones  
Federales,  titulo  49, parte  
192, sub-parte  O, apartado  
§192.901,  y parte  195, sub-
parte  G, apartado  §195.452,  
establece  que la 
Administración  de integridad  
de Ductos  es obligatoria  
solamente  en Ductos  o 
Segmentos  localizados  
dentro  de Zonas  de Altas  
Consecuencias.   
Por lo que, bajo la tesis de 
establecer  una 
concordancia  con prácticas  
internacionales,  el objetivo  
de incorporar  la etapa  de 
Identificación  y delimitación  
de zonas  de alta 
consecuencia,  debería  ser 
que el proceso  de 
Administración  de integridad  
descrito  en la presente  
Norma,  sea obligatorio  
únicamente  en Ductos  
localizados  en Zonas  de 
altas  consecuencias.  NO PROCEDE  Con fundamento  en el 
artículo  33 del Reglamento  
de la Ley Federal  sobre  
Metrología  y Normalización,  
la ASEA  determinó  no 
procedente  el comenta rio, 
toda vez que, los 
razonamientos  que incluyen  
no aportan  al documento  
normativo,  una mayor  
claridad  o certidumbre  
técnica  o jurídica.  
Para  el análisis  de 
consecuencias  se deben  
evaluar  las zonas  de alta 
consecuencia  que presenta  
el Ducto  y el impacto  de 
éstas,  se verá reflejado  en 
el nivel de riesgo  y prioridad  
de atención  del Ducto.  
Asimismo,  la delimitación  de 
las zonas  de alta 
consecuencia  forma  parte  
de los criterios  establecidos  
en la segmentación  del 
Ducto  (criterio  No. 4). 5.5 Identificación  y delimitación  de 
zonas  de alta Consecuencia.  
Para  un Ducto,  Segmento  o sección  
que Transporte  Hidrocarburos,  
Petrolíferos  y Petroquímicos,  se 
identifican  como  zonas  de alta 
Consecuencia,  las Áreas  
Ambientalmente  Sensibles  que 
pueden  ser impactadas  por pérdida s 
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  comerciales,  
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 
consecuencias,  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.  NO SE MODIFICA   
 
 CRE -52 
Fecha   Se deben  numerar  los incisos  de estas  
secciones  para poder  hacer  referencias   NO PROCEDE   Debido  a que el párrafo  del 
capítulo  tiene  el numeral  de 
una subdivisión  y no se  NO SE MODIFICA         (Tercera Sección)   DIARIO OFICIAL  Miércoles 19 de diciembre de 2018   07-11-2017  considera  que existan  
párrafos  colgantes  de 
acuerdo  con la NOM -MX-Z-
013-SCFI -2015. 
Se da respuesta  al 
comentario,  lo anterior  con 
fundamento  en el artículo  
5o., fracción  IV, de la Ley 
de la Agencia  Nacional  de 
Seguridad  Industrial  y de 
Protección  al Medio  
Ambiente  del Sector  
Hidrocarburos.  
IACONSMA -10 
Fecha  
22-12-2017 El método  para delimitar  las zonas  de alta 
Consecuencia  está basado  en el círculo  
de impacto  potencial  calculado  en la 
estimación  del análisis  de consecuencias.  Dice:  
El método  para delimitar  las 
zonas  de alta Consecuencia  
está basado  en el círculo  de 
impacto  potencial  calculado  
en la estimación  de 
consecuencias  
Debería  decir:  
El método  para delimitar  las 
zonas  de alta Consecuencia  
está basado  en el círculo  de 
impacto  potencial  calculado  
en la estimación  del análisis  
de consecuencias  PROCEDE  Aporta  mayo r claridad  
técnica  al documento,  se 
complementa  texto.  SE MODIFICA   
AMGN -19 
Fecha   
29-12-2017  N/A Se deberá  incluir  la liga de 
dicha  información  para 
unificar  que se obtienen  del 
mismo  sitio. NO PROCEDE  Con fundamento  en el 
artículo  33 del Reglamento  
de la Ley Federal  sobre  
Metrología  y Normalización,  
la ASEA  determinó  no 
procedente  el comentario,  
toda vez que no aporta  
ningún  valor  técnico  o 
jurídico  al documento.  NO SE MODIFICA   
AMGN -68 
Fecha   
29-12-2017  5.5 Identificación  y delimitación  de 
zonas  de alta Consecuencia.  
Para  un Ducto,  Segmento  o sección  que 
Transporte  Hidrocarburos,  Petrolíferos  y 
Petroquímicos,  se identifican  como  zonas  
de alta Consecuencia  las Áreas  
Ambientalmente  Sensibles  que pueden  
ser impactadas  por pérdidas  de 
contención  del producto  y las poblaciones  
identificadas  por el Instituto  Nacional  de 
Estadística,  Geografía  e Informática  
(INEGI).  Se deben  considerar  todos  los 
cuerpos  de agua  y acuíferos  identificados  
por el INEGI  y la Comisión  Nacional  del 
Agua  (CNA),  así como  las Áreas  
Naturales  Protegidas.  
Además  de lo anterior,  para el caso 
específico  de un Ducto,  Segmento  o 
sección,  que Transporte  Hidrocarburos  
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  dentro  del 
círculo  de impacto  potencial.  • API RECOMMENDED  
PRACTICE  1160  SECOND  
EDITION,  SEPTEMBER  
2013  ERRATA  1, 
SEPTEMBER  2013  
MANAGING  SYSTEM  
INTEGRITY  FOR  
HAZARDOUS  LIQUID  
PIPELINES.  
• NOM -027-SESH -2010  
(APARTADO  7, 7.1, 7.4, 
7.5). 
• ASME  B31.8S  2014  (2.2, 
3, 5.2, 5.12,  5.7 INCISO  F). 
3. API RP 1160 -2013  (4, 
7, 7.1, 7.2, 7.3, Tabla  
9). NO PROCEDE  Con fundamento  en el 
artículo  33 del Reglamento  
de la Ley Federal  sobre  
Metrología  y Normalización,  
la ASEA  determinó  no 
procedente  el comentario,  
toda vez que la propuesta  
realizada  por el 
comentarista  ya se 
considera  en el texto  de 
este numeral.   NO SE MODIFICA   
 
  El método  para delimitar  las zonas  de alta 
Consecuencia  está basado  en el círculo  
de impacto  potencial  calculado  en la 
estimación  de consecuencias,  
considerando  los efectos  de volatilidad  del 
producto  transportado  para escenarios  de 
fuego  por aspersión,  incendio  del 
derrame,  nube  de vapor  incendiada,         Miércoles 19 de diciembre de 2018   DIARIO OFICIAL  (Tercera Sección)       explosión  de nube  de vapor,  nube  de 
vapo r 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.  
Se debe  determinar  si una pérdida  de 
contención  podría  afectar  un área 
ambientalmente  sensible  incluso  si el 
Ducto  no se encuen tra dentro  de los 
límites  de la ubicación  crítica.  Para  
identificar  dichos  ductos,  el operador  
debe  determinar  en qué medida  el 
producto  liberado  o los efectos  de la 
liberación  pueden  ser transportados  a 
la zona  ambientalmente  sensible.  Por 
ejemplo,  el operador  debería  
considerar  que el producto  liberado  
podría  ser transportado  por dispersión  
terrestre,  por agua  o por dispersión  
aérea  de una nube  de vapor  y que los 
efectos  de la ignición  o explosión  
podrían  ser generalizados.  Los 
operadores  también  pueden  considerar  
que el producto  liberado  podría  ser 
transportado  mediante  la pulverización  
de producto  en el aire. 
… 
PEMEX  
Exploración  y 
Produccion -13 
Fecha  
13-12-2017  El método para delimitar las zonas 
de alta Consecu encia está basado en 
el círculo de impacto potencial calculado 
en la estimación de consecuencias, 
considerando los efectos  de volatilidad 
del producto transportado para 
escenarios de fuego por aspersión, 
incendio del derrame, nube de vapor 
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 tomando en cuenta 
el servicio del Ducto. Se solicita  modificar  
redacción  considerando  que 
para cada  zona  se debe  
tomar  en cuen ta el 
escenario,  ya que la fuga de 
un gasoducto  no afecta  de 
manera  significativa  
cuerpos  de agua,  para el 
caso de oleoductos  se debe  
tomar  en cuenta  el radio  
mayor  de los efectos  que 
produce  el derrame.  
Las zonas  de alta 
consecuencia  se 
determinan  por Ducto, no 
por Segmento  o sección   NO PROCEDE  Con fundamento  en el 
artículo  33 del Reglamento  
de la Ley Federal  sobre  
Metrología  y Normalización,  
la ASEA  determinó  no 
procedente  el comentario,  
debido  a que lo que indica  
en él de “tomar  en cuenta  el 
servicio  del Ducto”,  ya se 
incluye  en el numeral  5.5 
“Identificación  y delimitación  
de zonas  de alta 
consecuencia”,  toda vez 
que se consideran  
requisitos  para un Ducto,  
Segmento  o Sección  que 
transporte  Hidrocarburos,  
Petrolíferos  y 
Petroquímicos,  asimismo  el 
comenta rio ya está implícito  
cuando  se pide considerar  
el requisito  de “efectos  de 
volatilidad  del producto  
transportado”.  
Dependiente  de las 
necesidades  del Regulado,  
las zonas  de alta 
consecuencia  se 
determinan  por Ducto,  
Segmento  o Sección.  NO SE MODIFICA   
 
 AMGN -20 
Fecha   
29-12-2017  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  dentro  del 
círculo  de impacto  potencial.  ¿Ocupación  de vivienda,  o 
centros  de alta 
concurrencia,  (Escuela,  
hospitales,  parques,  centros  
comerciales,  iglesias  etc…),  
edificaciones  de que 
características  son las que 
las convierte  en ZAC’s?  
¿Se disminuye  el valor  de PROCEDE  
PARCIALMENTE  Con fundamento  en el 
artículo  33 del Reglamento  
de la Ley Federal  sobre  
Metrología  y Normalización,  
la ASEA  determinó  no 
procedente  el comentario,  
toda vez que la delimitación  
de las zonas  de alta 
consecuencia  es necesaria  
para categorizar  las áreas   SE MODIFICA         (Tercera Sección)   DIARIO OFICIAL  Miércoles 19 de diciembre de 2018   N/A factor  de diseño  (f) ¿ de consecuencia,  sin 
embargo,  se estima  que, 
como  lo implica  el 
comentarista,  debe  
identificarse  las 
edificaciones  a que se hace  
referencia  en el numeral  por 
lo que se aplica  el 
comentario  para dar 
claridad  y certidumbre  
jurídica,  y se adecua  el 
texto  del segundo  párrafo  
5.5 “Identificación  y 
delimitación  de zonas  de 
alta Consecuencia”,  de 
acuerdo  a necesidades  del 
documento  regulatorio,  sin 
que lo relativo  al factor  de 
diseño  sea alcance  de esta 
Norma  Oficial  Mexicana.  
CRE -50 
Fecha   
07-11-2017  5.5 Identificación  y delimitación  de 
zonas  de alta Consecuencia.  
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  se debe  definir  
conforme  a lo establecido  en el numeral  
7.4 Clases  de localización  de la NOM -007-
SECRE -2010,  Transporte  de gas natural,  
dentro  del círculo  de impac to potencial.  Se sugiere  adecuar  el 
párrafo  considerando  las 
definiciones  establecidas  en 
la NOM -007- SECR  E-2010,  
Transporte  de gas natural,  
las cuales  refieren  a clases  
de localización  NO PROCEDE   La NOM -007-SECRE -2010,  
sustituida  por la NOM -007-
ASEA -2016, determina  las 
clases  de localización,  
asimismo  se encuentran  
definidas  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,  sin 
embargo,  no son objeto  de 
la presente  Norma  Oficial  
Mexicana.  
Se da respuesta  al 
comentario,  lo anterior  con 
fundamento  en el artículo  
5o., fracción  IV, de la Ley 
de la Agencia  Nacional  de 
Seguridad  Industrial  y de 
Protección  al Medio  
Ambiente  del Sector  
Hidrocarburos.  NO SE MODIFICA   
 
 SEMARNAT -11 
Fecha   
07-11-2017  II. Contenido  del Proyecto  de Norma  
2. El primer  párrafo  del apartado  relativo  a 
la Identificación  y delimitación  de zonas  de 
alta Consecuencia,  señala:  
“Para  un Ducto,  Segmento  o sección  que 
Transporte  Hidrocarburos,  Petrolíferos  y 
Petroquímicos,  se identifican  como  zonas  
de alta Consecuencia  las Áreas  
Ambientalmente  Sensibles  que pueden  
ser impactadas  por pérdidas  de 
contención  del producto  y las poblaciones  
identificadas  por el Instituto  Nacional  de 
Estadística,  Geografía  e Informática  
(INEGI).  Se deben  considerar  todos  los 
cuerpos  de agua  y acuíferos  identificados   PROCEDE  
PARCIALMENTE  Relativo al comentario 
previsto en el párrafo 
quinto, que indica que en el 
contexto pareciera haber 
una contradicción con la 
definición de área 
ambientalmente sensible y 
que, derivado de ello, se 
observa un alcance diverso 
al establecido, se aclara 
que: procede parcialmente 
el comentario, al eliminarse 
del párrafo de la Norma, lo 
relativo a la oración 
consistente en “áreas 
naturales protegidas” al  SE MODIFICA    Miércoles 19 de diciembre de 2018   DIARIO OFICIAL  (Tercera Sección)       por el INEGI  y la Comisión  Nacional  del 
Agua  (CNA),  así como  las Áreas  
Naturales  Protegidas.  “ 
Sobre  el particular,  se estima  que el 
enunciado  en los términos  propuestos  
genera  incertidumbre  respecto  de la 
determinación  de las zonas  de alta 
Consecuencia,  toda vez que de lectura  al 
párrafo  de mérito se infiere  que se faculta  
a una autoridad  diversa  a la ambiental  
para identificar  las áreas  ambientalmente  
sensibles.  
En este sentido,  se estima  que dicha  
disposición  no atiende  al concepto  de 
áreas  ambientalmente  sensibles  
establecido  en las Disposi ciones  
Administrativas  de Carácter  General  
emitidas  por esa Agencia  Nacional  2 en las 
que se establece  que dichas  áreas  son 
aquellas  que cuentan  con una declaratoria  
de Área  Natural  Protegida,  o que 
sustentan  ecosistemas  cuya  estructura  y 
función  les carac teriza  por su fragilidad,  
por la alta calidad  de los servicios  
ambientales  que ofrecen,  por presentar  
vegetación  primaria  o especies  sujetas  a 
protección,  aspectos  que determinan  las 
autoridades  ambientales  y no el citado  
Instituto,  cuya  función  primordial  es la 
organización,  procesamiento,  integración,  
compilación,  publicación,  divulgación  y 
conservación  de información  de interés.  
Aunado  a ello, debe  considerarse  que 
dicho  Instituto  en materia  de áreas  
protegidas  únicamente  establece  datos  
respecto  del número, superficie  y 
categoría  de áreas  naturales;  es decir,  
integra,  compila  y divulga  información  
tomando  como  base  los datos  primarios  
obtenidos  de los Informantes  del Sistema  , 
lo que implica  que dicho  Instituto  no entra  
en la valoración  de aspectos  estru cturales  
y funcionales  que permitan  determinar  a 
una zona  como  ambientalmente  sensible  
atendiendo  a los criterios  que configuran  a 
dichas  áreas.  
Por otra parte,  se observa  que el citado  
párrafo  establece  que el Instituto  Nacional  
en comento,  identificara  a las poblaciones  
que se consideren  como  zonas  de alta 
Consecuencia;  no obstante,  el enunciado  
en los términos  propuestos  no establece  a 
qué tipo de población  se hace  referencia,  
o en su caso,  los criterios  que determinan  
su configuración,  lo que impide  identificar  
y establecer  de manera  fehaciente  las 
zonas  de alta Consecuencia.  estar intrínse camente 
previstas en la definición de 
Área ambientalmente 
sensible.  
Respecto a los comentarios 
referidos de que el Proyecto 
de Norma hace referencia a 
que el INEGI tenga una 
facultad de identificar las 
áreas ambientalmente 
sensibles, se aclara que 
sólo ref iere a la 
competencia que guarda el 
INEGI para determinar 
aspectos demográficos, por 
eso se indica expresamente 
el apartado de Áreas 
Ambientalmente Sensibles.  
Se adecua el segundo 
párrafo de este numeral de 
acuerdo a las necesidades 
del documento regulator io, 
estableciendo parámetros 
de ocupación y actividad 
humana a considerar 
durante el análisis de las 
consecuencias.  
Con relación al comentario 
o propuesta, relativo al 
término “población” se 
modifica la redacción para 
dar claridad, en el entendido 
de que l o que se pretende 
es analizar la información 
que arroje la densidad de 
población colindante al paso 
de los ductos  
Respecto de la delimitación 
de las zonas de alta 
Consecuencia basado en el 
círculo de impacto potencial 
calculado en el análisis de 
consecuenc ias y sus 
posibles efectos sobre las 
personas, instalaciones y el 
medio ambiente, dependerá 
de la metodología y 
herramienta más 
conveniente aplicada por 
cada Regulado basada en 
modelos de cálculo 
reconocidos en las Normas 
Oficiales Mexicanas, 
Normas Mexica nas, y a falta 
de éstas con los estándares 
internacionales vigentes 
aplicables. Los modelos 
para  la  predicción  de  las 
 
  Cabe  destacar,  que la parte  final del 
enunciado  establece  que todas  las Áreas  
Naturales  Protegidas  se consideraran  
como zonas  de alta Consecuencia,  tal 
señalamiento,  implica  que dichas  áreas  se 
consideran  de manera  independiente  a las 
áreas  ambientalmente  sensibles,  lo que 
contradice  la definición  establecida  
previamente  por ese órgano  administrativo  
desconcentrado.  
En este sentido,  se estima  necesario  se 
determine  si las áreas  ambientalmente  
sensibles  en el contexto  de la presente  
Norma,  tendrán  un alcancé  diverso  al 
establecido  previamente,  y de ser así, se 
defina  claramente  dicho  término.  
En otro orden  de ideas,  se advierte  que el 
método  para delimitar  las zonas  de alta 
Consecuencia  está basado  en el círculo    consecuencias  por la 
liberación  de una sustancia  
peligrosa  deben  involucrar  
una mayor  cantidad  de 
variables,  tanto  de la 
sustancia,  como  del tipo y 
condiciones  de liberación,  
además  de las 
características  atmosféricas  
en el momento  de la 
liberación,  así como  de los 
fenómenos  posteriores  a un 
evento  extraordinario,  es 
decir,  explosión,  incendio  y 
dispersión,  como  se 
mencionan  en el numeral  
5.5 “Identificación  y 
delimitación  de zonas  de 
alta Consecuencia”.  Los          (Tercera Sección)   DIARIO OFICIAL  Miércoles 19 de diciembre de 2018   de impacto  potencial  calculado  en la 
estimación  de consecuencias;  sin 
embargo,  del contenido  del apartado  de 
mérito  no se desprende  como  los 
Regulados  realizaran  dicha estimación,  
aspecto  que requiere  de ser precisado  a 
efecto  de que la delimitación  de zonas  
atienda  a criterios  claros.  
2 Disposiciones  administrativas  de 
carácter  general  que establecen  los 
Lineamientos  en materia  de seguridad  
industrial,  seguridad  operativa  y 
protección  al medio  ambiente  para realizar  
las actividades  de Exploración  y 
Extracción  de Hidrocarburos  en 
Yacimientos  No Convencionales  en tierra,  
publicadas  en el Diario  Oficial  de la 
Federación  el16 de marzo  de 2017.  resultados  deben  ser 
presentados  de forma  clara,  
entre  otros  con gráficos  que 
se generan  y deben  mostrar  
los efectos  físicos  de los 
escenarios  simulados,  
mismo  que debe  contener  el 
sitio de interés.  
Los Regulados  deben  
documentar  el proceso,  
herramientas  y modelos  
utilizados  mediante  los 
cuales  se obtuvieron  la 
delimitación  de zonas  de 
alta consecuencia.  
Se da respuesta  al 
comentario,  lo anterior  con 
fundamento  en el artículo  
5o., fracción  IV, de la Ley 
de la Agencia  Nacional  de 
Seguridad  Industrial  y de 
Protección  al Medio  
Ambiente  del Sector  
Hidrocarburos.  
6. Inspección  y Análisis  de integridad .      6. Inspección  y Análisis  de 
integridad . NO SE MODIFICA   
Los Regulados  deben  utilizar  el método  
cualitativo  o cuantitativo  mediante  la 
inspección  interna,  externa,  e indirecta  para 
conocer  preliminarmente  el contenido  y 
cantida d de indicaciones,  su ubicación  y 
dimensiones  en un Ducto,  Segmento  o 
sección.  CRE -53 
Fecha   
07-11-2017  6. Inspección  y Análisis  de integridad.   
Los operadores  del sistema  con ayuda  de 
especialistas  en la materia  deben  utilizar  
el método  cualitativo  o cuan titativo  
mediante  la inspección  interna,  externa,  e 
indirecta  para conocer  preliminarmente  el 
contenido  y cantidad  de indicaciones,  su 
ubicación  y dimensiones  en un Ducto,  
Segmento  o sección  Debe  estar  dirigida  a las 
personas  que realizan  las 
actividades  de operación  de 
los Ductos  de recolección,  
transporte  y distribución  de 
Hidrocarburos,  Petrolíferos  
y Petroquímicos.  Además  
de que esta actividad  por 
ser tan específica  debe  
realizarse  en conjunto  con 
especialistas  en la materia  NO PROCEDE  Debido  que la Regulación  
como  lo indica  el Artículo  
3o., fracción  VIII de la Ley 
de la Agencia  Nacional  de 
Seguridad  Industrial  y de 
Protección  al Medio  
Ambiente  del Sector  
Hidrocarburos  menciona  
quienes  son los Regulados.  
El personal  propio,  así 
como  de los contratistas,  
subcontratistas,  prestadores  
de servicios  y proveedores  
es responsabilidad  del 
Regulado.  
El apéndice  D establece  
competencias  del personal  
que realice  estas  
actividades.  
Se da respuesta  al 
comentario,  lo anterior  con 
fundamento  en el artículo  
5o., fracción  IV, de la Ley 
de la Agencia  Nacional  de 
Seguridad  Industrial  y de 
Protección  al Medio  
Ambiente  del Sector  
Hidrocarburos.  Los Regulados  deben  utilizar  el 
método  cualitativo  o cuantitativo  
mediante  la inspección  interna,  
externa,  e indirecta  para conocer  
preliminarmente  el contenido  y 
cantidad  de indicaciones,  su ubicación  
y dimensiones  en un Ducto,  Segmento  
o sección.  NO SE MODIFICA   
 
 CRE -54 
Fecha   
07-11-2017  No es conciso  lo que especifica  este 
párrafo.   NO PROCEDE  Debido  a que no es claro  la 
propuesta  o comentario.  
Se da respuesta  al 
comentario,  lo anterior  con 
fundamento  en el artículo  
5o., fracción  IV, de la Ley 
de la Agencia  Nacional  de 
Seguridad  Industrial  y de 
Protección  al Medio  
Ambiente  del Sector  
Hidrocarburos.   NO SE MODIFICA   
TD Williamson -8 
Fecha   
21-11-2017  Los Regulados  deben  utilizar  un método  
cualitativo  o cuantitativo,  establecido  como  
resultado  de la identificación  de amenazas  
y jerarquización  de riesgos,  del capítulo  5, 
para realizar  inspección  interna,  externa,  
directa  o indirecta;  para conocer  la 
ubicación,  cantidad,  dimensiones  y 
cantidad  de las indicaciones  y defectos,  
en el Ducto,  Segmento  o sección.  Siguiendo  los resultados  del 
análisis  de riesgo,  donde  se 
establecen  las amenazas,  la 
severidad  y el lugar  donde  
pueden  presentarse,  aquí 
es donde  se define  la 
tecnología  a utilizar  para 
detectar  si está ocurriendo  
el mecanismo  de falla,  y 
cuantificarlo.  Para  ello se 
deben  emplear  las técnicas  
relacionadas,  para el caso  
de las amenazas  internas  NO PROCEDE  Con fundamento  en el 
artículo  33 del Reglamento  
de la Ley Federal  sobre  
Metrología  y Normalización,  
la ASEA  determ inó no 
procedente  el comentario,  
toda vez que, ya se 
estableció  en el numeral  
6.1.1  de inspección  interna  
la tabla  5 donde  se 
enuncian  los equipos  
utilizados  en inspección  
interna  y detección  de  NO SE MODIFICA    Miércoles 19 de diciembre de 2018   DIARIO OFICIAL  (Tercera Sección)       muy bien puede  
inspeccionarse  con 
herramie nta interna  o bien 
de manera  indirecta  desde  
la parte  interna.  Para  el 
caso de las amenazas  
externas  las técnicas  de 
medición  indirecta  o directa.  
Lo que se busca  con las 
inspecciones  es cuantificar  
la morfología  de la anomalía  
o el defecto  para luego  
hace r las evaluaciones  de 
integridad.  
Con las evaluaciones  de 
integridad  lo que se 
persigue  es de acuerdo  a la 
morfología  y tipo de daño,  
establecer  el esfuerzo  de 
falla y basado  en esta 
establecer  la presión  de 
trabajo  seguro  (PMS)  y la 
Presión  Máxima  Permiti da 
de Operación  Permitida  
(PMPO)  para cada  defecto  
o anomalía  y se establecerá  
la mínima  PMPO  a la cual 
se puede  someter  el ducto.  indicaciones  del Ducto,  
Segmento  o Sección.  El 
listado  no es limitativo  a la 
incorporación  de nuevas  
tecnologías  que 
comprueben  su efectividad.  
En el numeral  6.3 de 
análisis  de integridad,  en la 
tabla  6 se indican  los 
métodos  disponibles  para el 
análisis  de indicaciones  y/o 
análisis  estructural,  para 
determinar  la integridad  del 
Ducto,  Segmento  o 
Sección.  
Asimismo,  se estableció  en 
el numeral  6.3.2  de 
respuesta  al análisis  de 
integridad,  criterios  
cuantitativos  de severidad  
como,  la presión  máxima  de 
operación  permisible,  la 
temperatura  máxima  
permisible  de operación , y 
el tiempo  de vida 
remanente,  determinando  
cuando  es requerido  una 
acción  de respuesta  
inmediata  o una acción  de 
respuesta  programada  de 
acuerdo  a su severidad.  
6.1 Inspección  de integridad.  
Los métodos  actuales  de inspección  de 
integr idad disponibles  son los siguientes:  
a) Inspección  interna;  
b) Inspección  externa;  
c) Inspección  indirecta,  e 
d) Inspección  muestral.  MARCOS  
ENRIQUE  SOSA  
DURÁN -15 
Fecha   
04-01-2018  Evaluación  de integridad.  
Se debe  realizar  la evaluación  de 
integridad  con base  en las prioridades  
determinadas  en la evaluación  del riesgo,  
para lo cual se pueden  utilizar  las 
siguientes  metodologías  dependiendo  de 
los peligros  potenciales  a los cuales  el 
ducto  es susceptible:  
a) Inspección  interna  
b) Prueba  hidrostática  
c) Evaluación  Directa  
d) Otras  metodologías  Considero  importante  que 
haya  congruencia  con los 
documentos  Normativos  
Nacionales,  Internacionales  
y Extranjeros.  
NOM -027-SESH -2010,  
Administración  de la 
integridad  de ductos  de 
recolección  y transporte  de 
hidrocarburos,  §8 
Evalua ción de integridad  
ASME  B31.8S  Managing  
System  Integrity  of Gas 
Pipelines,  §6 INTEGRITY  
ASSESSMENT  
API RP 1160  Managing  
System  Integrity  for 
Hazardous  Liquid  Pipelines,  
§8 Integrity  Assessment  and 
Remediation  NO PROCEDE  Con fundamento  en el 
artículo  33 del Reglamento  
de la Ley Federal  sobre  
Metrología  y Normalización,  
la ASEA  determinó  no 
procedente  el comentario,  
toda vez que, por definición  
la Evaluación  de Integridad  
incluye  tanto  la Inspección  
de Integridad  como  el 
Análisis  de Integridad.  Si 
bien API RP 1160  y ASME  
B31.8S  lo toman  como  una 
sola actividad,  no así el 
DNVGL -RP-F116  2017  y 
DRAF  ISO/CD  19345 -2. Ya 
que la actividad  de 
Inspección  sólo es la 
aplicación  de la Prueba  no 
destructiva  como  lo 
establece  el ASTM  E 1316  
2016.  6.1 Inspección  de integrida d. 
Los métodos  actuales  de inspección  
de integridad  disponibles  son los 
siguientes:  
a) Inspección  interna;  
b) Inspección  externa;  
c) Inspección  indirecta,  e 
d) Inspección  muestral.  NO SE MODIFICA   
 
6.1.1  Inspección  interna  
Este método  de inspección  emplea do 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 
condiciones  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 CRE -55 
Fecha   
07-11-2017  6.1.1  inspección  interna.  
Este método  de inspección  empleado  por 
los operadores  del sistema  con ayuda  de 
especialistas  en la materia,  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. Debe  estar dirigida  a las 
personas  que realizan  las 
actividades  de operación  de 
los Ductos  de recolección,  
Transporte  y Distribución  de 
Hidrocarburos,  Petrolíferos  
y Petroquímicos.  Además  
de que esta actividad  por 
ser tan específica  debe  
realizarse  en conjunto  con 
especialistas  en la materia  NO PROCEDE  Debido  que la Regulación  
como  lo indica  el Artículo  
3o., fracción  VIII de la Ley 
de la Agencia  Nacional  de 
Seguridad  Industrial  y de 
Protección  al Medio  
Ambiente  del Sector  
Hidrocarburos  menciona  
quienes  son los Regulados.  
El personal  propio,  así 
como  de los contratistas,  
subcontratistas,  prestadores  
de servicios  y proveedores  
es responsabilidad  de los 
Regulados.  
Se da respuesta  al 
comentario,  lo anterior  con 
fundamento  en el artículo  
5o., fracción  IV, de la Ley 
de la Agencia  Nacional  de 
Seguridad  Industrial  y de 
Protección  al Medio  
Ambiente  del Sector  
Hidrocarburos.  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 condiciones  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 magn ético:  equipo  de 
resolución  estándar;  
b) Fuga  de flujo magnético:  equipo  de NO SE MODIFICA         (Tercera Sección)   DIARIO OFICIAL  Miércoles 19 de diciembre de 2018   transversal;  
d) Ultrasoni do: Haz recto;  
e) Ultrasonido:  Haz angular,  y 
f) Equipo  geómetra.  
Tabla  5. Equipo  utilizado  en inspección  
interna  y detección  de indicaciones.  
 
 
 CRE -56 
Fecha   
07-11-2017  6.1.1  inspecci ón interna.  
La selección  de la tecnología  de 
Inspección  a utilizar  por los operadores  
del sistema  con ayuda  de especialistas  en 
la materia,  depende  del tipo de peligros  
aplicables  identificados  y evaluados en el 
Análisis  de Riesgo  y de las condiciones  
geom étricas  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:  Debe  estar  dirigida  a las 
personas  que realizan  las 
actividades  de operación  de 
los Ductos  de recolección,  
Transporte  y Distribución  de 
Hidrocarburos,  Petrolíferos  
y Petroquímicos.  Además  
de que esta actividad  por 
ser tan específica  debe  
realizarse  en conjunto  con 
especialistas  en la materia  NO PROCEDE  Debido  que la Regulación  
como  lo indica  el Artículo  
3o., fracción  VIII de la Ley 
de la Agencia  Nacional  de 
Seguridad  Industrial  y de 
Protección  al Medio  
Ambiente  del Sector  
Hidrocarburos  menciona  
quienes  son los Regulados.  
El personal  propio,  así 
como  de los contratistas,  
subcontratistas , prestadores  
de servicios  y proveedores  
es responsabilidad  de los 
Regulados.  
Se da respuesta  al 
comentario,  lo anterior  con 
fundamento  en el artículo  
5o., fracción  IV, de la Ley 
de la Agencia  Nacional  de 
Seguridad  Industrial  y de 
Protección  al Medio  
Ambie nte del Sector  
Hidrocarburos.  alta resolución;  
c) Fuga  de flujo magnético:  equipo  de 
flujo transversal;  
d) Ultrasonido:  Haz recto;  
e) Ultrasonido:  Haz angular,  y 
f) Equipo  geómetra.  
Para  efectos  de lectura  de la presente  
matriz  de atención  a comentarios  y 
con el propósito  de visualizar  
correctamente  la tabla  5, es necesario  
remitirse  al Anexo  IX de figuras  y 
tablas  inserto  al final del presente  
documento.  NO SE MODIFICA   
  Miércoles 19 de diciembre de 2018   DIARIO OFICIAL  (Tercera Sección)        TD Williamson -9 
Fecha   
21-11-2017  
 
 Con la utilización  de 
herramientas  de inspección  
interna,  pueden  detectarse  
pérdidas  de metal  interna  o 
externa,  grietas,  daños  
mecánicos  (internos  o 
externos),  defecto s de 
fabricación  que hayan  
quedado  estables  en el 
tiempo.  Para  establecer  la 
técnica  y tecnología  a 
utilizar  depende  el análisis  
de riesgo.  Aquí es bien 
importante  no dejar  a la 
suerte  la selección  de la 
herramienta.   
Se recomienda  reemplazar  
la tabla  5 por la tabla  1 de la 
Norma  API 1163  y agregar  
la tabla  1 de la Norma  
NACE  SP0102  que se 
complementa  con la de la 
API, dado  que ella 
representa  la más 
actualizada  de las 
tecnologías  y defectos  en 
los Ductos.  NO PROCEDE  Con fundamento  en el 
artículo  33 del Reglamento  
de la Ley Federal  sobre  
Metrología  y Normalización,  
la ASEA  determinó  no 
procedente  el comentario,  
toda vez que los requisitos  
de las tablas  indicadas  en 
API 1163  y NACE  SP0102  
se establecen  en la tabla  5 
donde  se resume  los 
equipos  utilizados  en 
inspección  interna  y 
detección  de indicaciones  
del Ducto,  Segmento  o 
Sección,  la selección  de la 
tecnología  depende  del tipo 
de peligros  aplicables  
identificados  y evaluados  en 
el Análisis  de Riesgo,  así 
como  de condiciones  
geométricas  de la 
infraestructura  y operación  
del Ducto.  
Se indica  que el listado  no 
es limitativo  a la 
incorporación  de nuevas  
tecnologías  que 
comprueben  su efectividad.  
Los documentos  normativos  
API 1163  y NACE  SP0102,  
se encuentran  referidos  en 
el capítulo  12. “Bibliografía”.   NO SE MODIFICA   
CRE -58 
Fecha   
07-11-2017  
 Tabla  5. Equipo  utilizado  en inspección  
interna  y detección  de indicaciones.  
Menciona  algunas  características  de los 
aparatos  para localizar  indicaciones  de 
falla La NOM  debe  prescribir  el 
método  y el equipo  que se 
debe  aplicar  para buscar  las 
indicaciones  de falla.  
No indica  el método  para 
utilizar  los equipos  que 
menciona.  
Debe  aclarar  que es un 
caliper.  NO PROCEDE  Debido  a que la selección  y 
empleo  del equipo,  depende  
de las necesidades  del 
Regulado  de acuerdo  al tipo 
de peligros  aplicables  
identificados  y evaluados  en 
el análisis  de Riesgo,  así 
como  de las condiciones  
geométricas  de la 
infraestructura  y operación  
del Ducto.   
Caliper,  como  es 
mencionado  en la tabla  5, 
es un término  usado  como  
sinónimo  de equipo  
Geómetra . 
Se da respuesta  al 
comentario,  lo anterior  con 
fundamento  en el artículo  
5o., fracción  IV, de la Ley 
de la Agencia  Nacional  de 
Seguridad  Industrial  y de 
Protección  al Medio  
Ambiente  del Sector  
Hidrocarburos.  NO SE MODIFICA   
 
6.1.2  Inspección  externa.  
Cuando  los peligros  principales  aplicables  al 
Ducto  sean  estructurales,  naturales  o por 
Daños  de terceros,  los Regulados  deben  
realizar  una inspección  externa  del Ducto  o 
Segmento  para determinar  las condiciones  
de trazo  y perfil,  claros  libres,  pandeo  global 
y local,  desplazamientos  del Ducto,  daños  
mecánicos,  nivel de enterramiento,  
condiciones  del lastre  de concreto,  
recubrimiento  anticorrosivo.  Lo anterior  CRE -57 
Fecha   
07-11-2017  6.1.2  Inspección  externa.  
Cuando  los peligros  principales  aplicables  
al Ducto  sean  estructurales,  naturales  o 
por Daños  de terceros,  los operadores  del 
sistema  deben  realizar  una inspección  
externa  del Ducto  o Segmento  para 
determinar  las cond iciones  de trazo  y 
perfil,  claros  libres,  pandeo  global  y local,  
desplazamientos  del Ducto,  daños  
mecánicos,  nivel de enterramiento,  
condiciones  del lastre  de concreto,  Debe  estar  dirigida  a las 
personas  que realizan  las 
actividades  de operación  de 
los Ductos  de recolección,  
Transporte  y Distribución  de 
Hidrocarburos,  Petrolíferos  
y Petroquímicos.  NO PROCEDE  Debido  que la Regulació n 
como  lo indica  el Artículo  
3o., fracción  VIII de la Ley 
de la Agencia  Nacional  de 
Seguridad  Industrial  y de 
Protección  al Medio  
Ambiente  del Sector  
Hidrocarburos  menciona  
quienes  son los Regulados.  
El personal  propio,  así 
como  de los contratistas,  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 Segm ento para determinar  
las condiciones  de trazo  y perfil,  claros  
libres,  pandeo  global  y local,  
desplazamientos,  daños  mecánicos,  
nivel de enterramiento,  condiciones  del NO SE MODIFICA         (Tercera Sección)   DIARIO OFICIAL  Miércoles 19 de diciembre de 2018   podrá  realizarse  mediante  celaje  terrestre,  
aéreo  y/o con vehículo  operado  vía remota.  recubrimiento  anticorrosivo.  Lo anterior  
podrá  realizarse  mediante  
celaje  terrestre,  aéreo y/o con vehículo  
operado  vía remota.  subcon tratistas,  prestadores  
de servicios  y proveedores  
es responsabilidad  del 
Regulado.  
Se da respuesta  al 
comentario,  lo anterior  con 
fundamento  en el artículo  
5o., fracción  IV, de la Ley 
de la Agencia  Nacional  de 
Seguridad  Industrial  y de 
Protección  al Medio  
Ambiente  del Sector  
Hidrocarburos.  lastre  de concreto,  recubrimiento  
anticorrosivo.  Lo anterior  podrá  
realizarse  mediante  celaje terrestre,  
aéreo  y/o con vehículo  operado  vía 
remota.  
 SEMARNAT -12 
Fecha   
07-11-2017  II. Contenido  del Proyecto  de Norma  
3. Dentro  de los métodos  de inspección  de 
integridad,  se observa  que la inspección  
externa  se realizara  cuando  los peligros  
principales  aplicables  al Ducto  sean  
estructurales,  naturales  o por daños  de 
terceros.  
No obstante,  lo anterior,  del apartado  
relativo  se advierte  que dicha  inspección  
se realiza  no sólo sobre  el Ducto,  sino que 
también  se lleva a cabo  en el segmento.  
En este sentido,  se estima  necesario  
precisar  el objeto  de dicha  inspección  y en 
su caso,  determinar  si el método  puede  
aplicarse  al Segmento  y sección.   NO PROCEDE  Debido  a que no cuenta  con 
una justificación  y lo que 
indica  el párrafo  no es claro . 
Sin embargo,  el texto  del 
numeral,  fue 
complementado  derivado  de 
la pertinencia  de otro 
comentario,  aclarando  que 
los daños  e inspección  se 
referirán  al ducto,  segmento  
o sección.  
Se da respuesta  al 
comentario,  lo anterior  con 
fundamento  en el artículo  
5o., fracción  IV, de la Ley 
de la Agencia  Nacional  de 
Seguridad  Industrial  y de 
Protección  al Medio  
Ambiente  del Sector  
Hidrocarburos.   NO SE MODIFICA   
TD Williamson -10 
Fecha   
21-11-2017  Cuando  los peligros  principales  aplicables  
al Ducto  sean  estructural es, naturales  o 
por Daños  de terceros,  los Regulados  
deben  realizar  una inspección  externa  del 
Ducto  o Segmento  para determinar  las 
condiciones  de trazo  y perfil,  claros  libres,  
pandeo  global  y local,  desplazamientos  
del Ducto,  daños  mecánicos,  nivel de 
enterramiento,  condiciones  del lastre  de 
concreto,  recubrimiento  anticorrosivo.  Lo 
anterior  podrá  realizarse  mediante  celaje  
terrestre,  aéreo  y/o con vehículo  operado  
vía remota  o una combinación  de ellos.  La inspección  externa  tiene  
dos vertientes,  una 
relacionada  a inspección  
directa  del Ducto  la cual 
está relacionada  a verificar  
o no la afectación  por 
efectos  ambientales  
(deslaves  por ejemplo),  
terceras  partes  
(vandalismo).  También  con 
la inspección  externa  
directa  se podré  verificar  
condición  del derecho  de 
vía, y cuando  se realicen  
excavaciones  poder  evaluar  
condición  de la protección  
exterior  (revestimiento  o 
lastre).  También  está 
relacionada  con la 
inspección  indirecta,  
relacionada  a conocer  los 
niveles  de protección  
catódica,  pérdidas  de 
corriente,  resistividad  u 
alcalinidad  del suelo,  
gradientes  de corriente  para 
determinar  estado  del 
revestimiento,  medición  de 
profundidad  del Ducto,  
establecer  el pandeo  local o 
global,  para el caso de NO PROCEDE  Con fundamento  en el 
artículo  33 del Reglamento  
de la Ley Federal  sobre  
Metrología  y Normalización,  
la ASEA  determinó  no 
procedente  el comentario,  
toda vez que el 
comentarista  no establece  
una propuesta  concreta,  sin 
embargo  se aclara  la Norma  
Oficial  Mexicana  establece  
diversas  metodologías  que 
se encuadran  en las dos 
vertientes  a que referencia.  NO SE MODIFICA    Miércoles 19 de diciembre de 2018   DIARIO OFICIAL  (Tercera Sección)       Ductos  cota afuera  se hace  
de manera  visual  externa  
mediante  ROV,  pero para el 
caso de Ductos  costa  
adentro  (es muy poco  
probable  que exista)  se 
hace  mediante  
herramientas  de inspección  
interna.  
 
 Pemex Logística  y 
Pemex  Exploración  
y Produccion -46 
20-12-2017  Cuando  los peligros  en el Ducto,  
Segmento  o sección  sean  estructurales,  
naturales  o por Daños  de terceros,  los 
Regulados  deben  realizar  una inspección  
externa  para determinar  las condiciones  
de trazo y perfil,  claros  libres,  pandeo,  
desplazamientos,  así como  daños  
mecánicos  en tubería  expuesta  y en 
instalaciones  superficiales.  Lo anterior  
podrá  realizarse  mediante  celaje  terrestre,  
aéreo  o con vehículo  operado  vía remota.   Se mejora  redacción  para 
las condiciones  de los tipos  
de peligro.  
Por precisión  técnica,  
congruencia  y certeza  
jurídica,  con fundamento  en 
los artículos  14 y 16 
Constitucionales  y 3° de la 
Ley Federal  de 
Procedimiento  
Administrativo.  PROCEDE  Se aplica  el comentario  
para dar clarid ad y 
certidumbre  jurídica,  se 
adecua  párrafo  conforme  
las necesidades  del 
documento  regulatorio.  
Adicional  a lo anterior,  se 
considera  que el comentario  
no indica  cuál es el 
problema  de utilizar  
“Peligros”,  es decir,  no 
justifica  el efecto  técnico  y 
jurídi co que provoca  algún  
perjuicio.  Los artículos  
citados  de la Constitución  
Política  de los Estados  
Unidos  Mexicanos  y de la 
Ley Federal  de 
Procedimiento  
Administrativo,  no refieren  a 
tipos  de “Peligros”,  el 
comentario  se considera  
ambiguo  y obscuro.   SE MODI FICA   
AMGN -22 
Fecha  
 29-12-2017  6.1.2  Inspección  externa.  
N/A Esto implicaría  una 
inspección  directa  ¿? Abrir  y 
verificar  físicamente  el 
Ducto  ¿?, realizar  una 
evaluación  de ensayos  no 
destructivos.  NO PROCEDE  Con fundamento  en el 
artículo  33 del Reglame nto 
de la Ley Federal  sobre  
Metrología  y 
Normalización,  la ASEA  
determinó  no procedente  el 
comentario,  debido  a que 
no se presenta  ninguna  
propuesta  sólo se 
manifiestan  preguntas.  NO SE MODIFICA   
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) Evaluación  posterior,  corresponde  al 
Análisis  de integridad.  
La inspección  indirecta  realizada  por los 
Regulados  es aplicable  para determinar  las 
secciones  del Ducto  o Segmento,  
susceptibles  a los siguientes  peligros:  
I. Corrosión  externa  (CE);  
II. II. Corrosión  interna  (CI); 
III. Agrietamiento  por corrosión  bajo 
esfuerzos  (SCC),  y 
IV. Agrietamiento  bajo esfuerzos  en 
presencia  de sulfuros  (SSC).  AMGN -23 
Fecha  
 29-12-2017  6.1.3  Inspecció n 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:  
N/A Describe  la metodología  de 
evaluación  directa,  cuando  
el numeral  especifica  
evaluación  indirecta.  NO PROCEDE  Con fundamento  en el 
artículo  33 del Reglamento  
de la Ley Federal  sobre  
Metrología  y Normalización,  
la ASEA  determinó  no 
procedente  el comentario,  
toda vez que el 
comentarista  confunde  los 
conceptos  de “Evaluación”  e 
“Inspecci ón” siendo  que 
esta última  es componente  
de la primera,  es decir,  para 
que se lleve a cabo  la 
Evaluación,  debe  ejecutarse  
previamente  y entre  otros,  
una inspección.  
De ahí que en el numeral  en 
cita se indica  que la 
evaluación  directa  es un 
proceso  estructu rado y que 
consiste  en las siguientes  
cuatro  etapas:  
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 indicaci ones,  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 Verificaci ón de 
indicaciones,  y 
d) Evaluación  posterior,  corresponde  
al Análisis  de integridad.  
La inspección  indirecta  realizada  por 
los Regulados  es aplicable  para 
determinar  las secciones  del Ducto  o 
Segmento,  susceptibles  a los 
siguientes  peligros:  
I. Corrosión  externa (CE);  
II. Corrosión  interna  (CI); 
III. Agrietamiento  por corrosión  bajo 
esfuerzos  (SCC),  y 
IV. Agrietamiento  bajo esfuerzos  en 
presencia  de sulfuros  (SSC).  NO SE MODIFICA         (Tercera Sección)   DIARIO OFICIAL  Miércoles 19 de diciembre de 2018   y 
d) Evaluación  posterior,  
corresponde  al Análisis  de 
integridad.  
La inspección  indirecta  se 
trata en los siguientes  
numerales;   
 
 TD Williamson -11 
Fecha   
21-11-2017  "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) Evaluación  posterior,  corresponde  al 
Análisis  de integridad.  
La inspección  indirecta  realizada  por los 
Regulados  es aplicable  para determinar  
las secciones  del Ducto  o Segmento,  
susceptibles  a los siguientes  peligros:  
I. Corrosión  externa  (CE);  
II. Corrosión  interna  (CI); 
III. Agrietamiento  por corrosión  bajo 
esfuerzos  (SCC)  (HIC,  SOHIC,  Por 
sulfuros  o por cloruros)  Cuando  por razones  
operacionales,  no pueda  
ejecutarse  una medición  
directa  de inspección  
interna  o cuando  la causa,  
amenaza  o mecanismo  de 
falla que causa  un riesgo  
elevado  no existe  
tecnología  que pueda  ser 
ejecutada,  debe  emplearse  
una evaluación  de 
integridad  alternativa  
mediante  mediciones  
indirectas.  Donde  se 
evaluaran  variable s y 
realizaran  mediciones  de 
comportamiento.  
Para  el caso de Perdida  de 
metal  interna  existe  la 
metodología  de Valoración  
Directa  de corrosión  interna  
(ICDA  por siglas  en ingles),  
con las variantes  para gas 
húmedo  y gas seco y 
líquido.  
Para  el caso de Perd ida de 
metal  externa,  existe  la 
metodología  de valoración  
directa  de corrosión  externa  
(ECDA  por sus siglas  en 
ingles).   
Y para el caso de 
agrietamiento  en cualquiera  
de sus formas  (HIC,  SOHIC,  
Sulfuros,  Cloruros)  está la 
valoración  directa  de 
agrietamient o por corrosión  
bajo tensión  (SCC -DA por 
sus siglas  en ingles).  
Lo que quedaría  fuera  de 
metodología  alterna  está 
relacionada  con el caso de 
agrietamiento  por fatiga  
para tuberías  con costura,  
dado  que esto dependerá  
de la condición  operacional  
y de la integración  con 
alguna  de las metodologías  
descritas.  NO PROCEDE  Con fundamento  en el 
artículo  33 del Reglamento  
de la Ley Federal  sobre  
Metrología  y Normalización,  
la ASEA  determinó  no 
procedente  el comentario,  
toda vez que se indica  
metodología  variada  en el 
desarrollo  del presente  
Proyecto  de Norma.  No es 
limitativo  los Regulados  
pueden  aplicar  las 
metodologías  enunciadas  
en el documento  o aquellas  
que las igualen  o mejoren.   NO SE MODIFICA   
CRE -59 
Fecha   
07-11-2017  6.1.3  Inspección  indirecta.  
La inspecci ón indirecta  realizada  por los 
operadores  del sistema  con ayuda  de 
especialistas  en la materia,  es aplicable  
para determinar  las secciones  del Ducto  o 
Segmento,  son susceptibles  a los 
siguientes  peligros  Debe  estar  dirigida  a las 
personas  que realizan  las 
actividades  de operación de 
los Ductos de recolección,  
transporte  y distribución  de 
Hidrocarburos, Petrolíferos 
y Petroquímicos.  Además  
de que esta actividad  por 
ser tan específica debe 
realizarse en conjunto  con 
especialistas  en la materia  NO PROCEDE  Con fundamento  en el 
artículo  33 del Reglamento  
de la Ley Federal  sobre  
Metrología  y Normalización,  
la ASEA  determinó  no 
procedente  el comentario,  
toda vez que la Regulación  
como  lo indica  el Artículo  
3o., fracción  VIII de la Ley 
de la Agencia  Nacional  de 
Segu ridad  Industrial  y de 
Protección  al Medio  
Ambiente  del Sector  
Hidrocarburos  menciona  
quienes  son los Regulados.  
El personal  propio,  así 
como  de los contratistas,  NO SE MODIFICA    Miércoles 19 de diciembre de 2018   DIARIO OFICIAL  (Tercera Sección)       subcontratistas,  prestadores  
de servicios  y proveedores  
es responsabilidad  del 
Regulado.  
 
     El apéndice  D establece  
competencias  del personal  
que realice  estas  
actividades.  
Se da respuesta  al 
comentario,  lo anterior  con 
fundamento  en el artículo  
5o., fracción  IV, de la Ley 
de la Agencia  Nacional  de 
Seguridad  Industrial  y de 
Protección  al Medio  
Ambiente  del Sector  
Hidrocarburos.     
6.1.3.1  Inspección  indirecta  para 
Corrosión  externa  y agrietamiento  por 
corrosión  bajo esfuerzos  y agrietamiento  
bajo esfuerzos  en presencia  de sulfuros.  
La inspección  que deben  realizar  los 
Regulados , es mediante  la aplicación  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,  e 
f) Inspección  visual.  
La selección  de la o las metodologías  
depende  del o los peligros  principales  
aplicables  identificados.  AMGN -24 
Fecha  
 29-12-2017  N/A No hace  referencia  a bajo 
que Norma.  Si es la NACE  
u otra. NO PROCEDE  Con fundamento  en el 
artículo  33 del Reglamento  
de la Ley Federal  sobre  
Metrología  y Normalización,  
la ASEA  determinó  no 
procedente  el comentario,  
toda vez que no existe  
propuesta  como  tal, no 
cambia  el contenido  de la 
presente  Norma.  6.1.3.1 Inspección  indirecta  para 
Corrosión  externa  y agrietamiento  
por corrosión  bajo esfuerzos  y 
agrietamiento  bajo esfuerzos  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.  NO SE MODIFICA   
AMGN -25 
Fecha  
 29-12-2017  k) Potenciales  a intervalos  cercano s 
(CIS);  
l) Gradiente  de voltaje  de corriente  
directa  (DCVG);  
m) Gradiente  de voltaje  de corriente  
alterna  (ACVG);  
n) Perfil  de potenciales;  
o) Perfil  de resistividad,  e  
p) Inspección  visual.  
q) Perfil  de pH Falta  el estudio  de pH PROCEDE  Se aplica  el comentario  
para dar claridad  y 
certidumbre  jurídica.  Es 
necesario  el parámetro  de 
PH. SE MODIFICA   
 
 CRE -60 
Fecha   
07-11-2017  6.1.3.1  Inspección  indirecta  para  
Corrosión  externa  y agrietamiento  por 
corrosión  bajo esfuerzos  y 
agrietamiento  bajo esfuerzos  en 
presencia  de sulfu ros. 
La inspección  que deben  realizar  los 
operadores  del sistema  con ayuda  de 
especialistas  en la materia,  es mediante  la 
aplicación  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 Debe  estar  dirigida  a las 
personas  que realizan  las 
actividades  de operación de 
los Ductos de recolección,  
Transporte  y Distribución  de 
Hidrocarburos, Petrolíferos 
y Petroquímicos.  Además  
de que esta actividad  por 
ser tan específica debe 
realizarse en conjunto  con 
especialistas  en la materia  NO PROCEDE  Debid o que la Regulación  
como  lo indica  el Artículo  
3o., fracción  VIII de la Ley 
de la Agencia  Nacional  de 
Seguridad  Industrial  y de 
Protección  al Medio  
Ambiente  del Sector  
Hidrocarburos  menciona  
quienes  son los Regulados.  
El personal  propio,  así 
como  de los contratistas,  
subcontratistas,  prestadores  
de servicios  y proveedores   NO SE MODIFICA         (Tercera Sección)   DIARIO OFICIAL  Miércoles 19 de diciembre de 2018   Agrietamiento  bajo esfuerzos  en presencia  
de sulfuros  (SSC)  en la pared  externa  del 
Ducto,  para el proceso  de verificación  de 
indicaciones  es responsabilidad  del 
Regulado.  
El apéndice  D establece  
competencias  del personal  
que realice  estas  
actividades.  
Se da respuesta  al 
comentario,  lo anterior  con 
fundamento  en el artículo  
5o., fracción  IV, de la Ley 
de la Agencia  Nacional  de 
Seguridad  Industrial  y de 
Protección  al Medio  
Ambiente  del Sector  
Hidrocarburos.  
 CRE -61 
Fecha   
07-11-2017  Se sugiere  que se especifiquen  los 
métodos  de inspección  con más detalle  ya 
que parece  que dejan  muchos  detalles  al 
criterio  del que los aplique.  
Se sugiere  indicar  los estándares  que 
especifican  los métodos  mencionados   NO PROCEDE  Debido  a que el documento  
es específico  para la 
administración  de la 
integridad  de Ductos,  el 
numeral  establece  
metodologías  de inspección  
indirecta,  se debe  dar 
cumplimiento  y su 
aplicación  es dependiendo  
de las necesidades  del 
Regulado  y realizado  por 
especialistas  en la materia.  
Se da respuesta  al 
comentario,  lo anterior  con 
fundamento  en el artículo  
5o., fracción  IV, de la Ley 
de la Agencia  Nacional  de 
Seguridad  Industrial  y de 
Protección  al Medio  
Ambiente  del Sector  
Hidrocarburos.   NO SE MODIFICA   
TD Williamson -12 
Fecha   
21-11-2017  Inspección  indirecta  para  Corrosión  
externa  y agrietamiento  por corro sión 
bajo esfuerzos  y agrietamiento  bajo 
esfuerzos.  Dada  las Normas  de 
evaluaciones  directas,  tanto  
para corrosión  externa,  
interna  y agrietamiento;  
aquí se trata de unificación  
de criterios  y que se 
generen  las combinaciones  
necesarias  para que se 
haga  de manera  integrada  
para ahorrar  recursos  y 
tiempo.  NO PROCEDE  Con fundamento  en el 
artículo  33 del Reglamento  
de la Ley Federal  sobre  
Metrología  y Normalización,  
la ASEA  determinó  no 
procedente  el comentario,  
toda vez que, la justificación  
no aporta  algún  valor a la 
presente  Norma.  
No es limitativo,  los 
Regulados  pueden  aplicar  
las metodologías  
enunciadas  en el 
documento  o aquellas  que 
las igualen  o mejoren.   NO SE MODIFICA   
 
 Pemex  Logística  y 
Pemex  Exploración  
y Produccion -47 
Fecha  
20-12-2017  6.1.3.1   Inspección  indirecta  
para  Corrosión  externa  y agrietamiento  
por corrosión  bajo esfuerzos.  
La inspección  que pueden  realizar  los 
Regulados,  es mediante  la aplicación  de 
las alguna  de las siguientes  metodologías  
o aquellas  que las igualen  o mejoren,  
identifica ndo las secciones  susceptibles  a 
Corrosión  externa  (CE),  Agrietamiento  por 
corrosión  bajo esfuerzos  (SCC)  en la 
pared  externa  del Ducto,  para el proceso  
de verificación  de indicaciones:  Se modifica  la redacción  del 
texto  y se elimina  el 
mecanismo  de falla por 
agrietamiento  bajo 
esfuerzos  en presencia  de 
sulfuros;  debido  a que no 
existe  metodología  
documentada  para su 
inspección.  
Por precisión  técnica,  
congruencia  y certeza  
jurídica,  con fundamento  en 
los artículos  14 y 16 
Constitucionales  y 3° de la 
Ley Federal de 
Procedimiento  
Administrativo.  PROCEDE  
PARCIALMENTE  Con fundamento  en el 
artículo  33 del Reglamento  
de la Ley Federal  sobre  
Metrología  y Normalización,  
la ASEA  determinó  
procedente  el comentario,  y 
se sustituye  el término  
"debe”  por “puede”,  pues  
mejora redacción  y aporta  
técnicamente  al documento,  
se adecua  párrafo  conforme  
las necesidades  del 
documento  regulatorio.  
Adicional  a lo anterior,  se 
considera  que el comentario  
no indica  cuál es el 
problema  de utilizar  
“Mecanismo  de falla por 
agrietamiento  bajo 
esfuerzos  en presencia  de 
sulfuros”,  es decir,  no 
justifica  el efecto  técnico  y 
jurídico  que provoca  algún  
perjuicio,  por lo que se  SE MODIFICA    Miércoles 19 de diciembre de 2018   DIARIO OFICIAL  (Tercera Sección)       considera  no procedente  su 
eliminación.  Los artículos  
citados  de la Constitución  
Política  de los Estados  
Unidos  Mexica nos y de la 
Ley Federal  de 
Procedimiento  
Administrativo,  no refieren  a 
tipos  de “Mecanismo  de 
falla por agrietamiento  bajo 
esfuerzos  en presencia  de 
sulfuros”,  el comentario  se 
considera  ambiguo  y 
obscuro.  
Pemex  Logística  y 
Pemex  Exploració n 
y Produccion -48 
Fecha  
20-12-2017  a) Potenciales  a intervalos  cercanos  
(CIS);  
b) Gradiente  de voltaje  de corriente  
directa  (DCVG);  
c) Gradiente  de voltaje  de corriente  
alterna  (ACVG);  
d) Perfil  de potenciales;  
e) Perfil  de resistividad,  e 
f) Electromagnetismo;  
g) Método  Pears on; y 
h) Atenuación  de corriente.  
La selección  de la o las metodologías  
depende  del o los peligros  principales  
aplicables  identificados.  Se adicionan  3 
metodologías  por tener  
registros  que evidencian  su 
aplicación.  Así mismo,  se 
elimina  la inspección  visual,  
por no ser un método  
indirecto.  
Por precisión  técnica,  
congruencia  y certeza  
jurídica,  con fundamento  en 
los artículos  14 y 16 
Constitucionales  y 3° de la 
Ley Federal  de 
Procedimiento  
Administrativo.  PROCEDE  
PARCIALMENTE  Se aplica  el comentario  
para dar claridad  y 
certidumbre  jurídica,  se 
adicionan  las 3 
metodologías;  
Electromagnetismo,  Método  
Pearson  y 
Atenuación  de corriente.  
Adicional  a lo anterior,  se 
considera  que el comentario  
no indica  cuál es el 
problema  de utilizar  “La 
Inspección  Visual”,  es decir,  
no justifica  el efecto  técnico  
y jurídico  que provoca  algún  
perjuicio,  por lo que se 
determinó  no procedente  su 
eliminación.  Los artículos  
citados  de la Constitución  
Política  de los Estados  
Unidos  Mexicanos  y de la 
Ley Federal  de 
Procedimiento  
Administrat ivo, no refieren  a 
tipos  de “Metodologías”,  el 
comentario  se considera  
ambiguo  y obscuro.  SE MODIFICA   
 
6.1.3.2  Inspección  indirecta  para 
Corrosión  interna.   
Esta actividad  consiste  en que los 
Regulados  realicen  un análisis  de flujo de 
fluidos  para deter minar  las secciones  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.  CRE -62 
Fecha   
07-11-2017  6.1.3.2  Inspección  indirecta  para  
Corrosión  interna.  
Esta actividad  consiste  en que los 
operadores  del sistema  con ayuda  de 
especialistas  en la materia,  realicen  un 
análisis  de flujo de fluidos  para determinar  
las secciones  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  cortante s 
debidos  al flujo,  para el proceso  de 
verificación  de indicaciones.  Debe  estar  dirigida  a las 
personas  que realizan  las 
actividades  de operación  de 
los Ductos  de recolección,  
Transporte  y Distribución  de 
Hidrocarburos,  Petrolíferos  
y Petroquímicos.  Además  
de que esta actividad  por 
ser tan específica  debe  
realizarse  en conjunto  con 
especialistas  en la materia  NO PROCEDE  Debido  que la Regulación  
como  lo indica  el Artículo  
3o., fracción  VIII de la Ley 
de la Agencia  Nacional  de 
Seguridad  Industrial  y de 
Protec ción al Medio  
Ambiente  del Sector  
Hidrocarburos  menciona  
quienes  son los Regulados.  
El personal  propio,  así 
como  de los contratistas,  
subcontratistas,  prestadores  
de servicios  y proveedores  
es responsabilidad  del 
Regulado.  
El apéndice  D establece  
competenc ias del personal  
que realice  estas  
actividades.  
Se da respuesta  al 
comentario,  lo anterior  con 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 
secciones  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.  NO SE MODIFICA         (Tercera Sección)   DIARIO OFICIAL  Miércoles 19 de diciembre de 2018   fundamento  en el artículo  
5o., fracción  IV, de la Ley 
de la Agencia  Nacional  de 
Seguridad  Industrial  y de 
Protección  al Medio  
Ambiente  del Sector  
Hidrocarburos.  
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.  AMGN -26 
Fecha  
 29-12-2017  6.1.3.2  Inspección  indirecta  para  
Corrosión  interna.  
6.1.3.3  Ondas  guiadas.  
N/A Si ya es inspección  directa,  
también  se tendrían  que 
incluir  pruebas  NDE  
(Líquidos  penetrantes,  
ultrasónico,  etc…)   NO PROCEDE  Con fundamento  en el 
artículo  33 del Reglamento  
de la Ley Federal  sobre  
Metrología  y Normalización,  
la ASEA  determinó  no 
procedente  el comentario,  
toda vez que son 
metodologías  mínimas  a 
aplicar,  no son limitativas  y 
dependiente  de las 
necesidades  específicas  del 
Regulado.  
Este método  es aplicable  a 
Ductos  donde  no es factible  
ejecutar  la inspección  
interna  y además  de que los 
peligros  principales  
aplicables  correspondan  a 
pérdida  de metal  localizada  
o generalizada.  
La inspección  por Ondas  
Guiadas  o Ultrasonido  de 
Largo  Alcance  es un tipo de 
Ensayo  No Destructivo  no 
convencional  utilizado  para 
la detección  de pérdidas  de 
material  en tuberías,  a 
diferencia  del ultrasonido  
convencional  donde  la 
inspección  es localizada,  la 
aplicación  de esta técnica  
permite  la inspección  de 
grandes  distancias  de 
tuberías  desde  un único  
punto  de aplicación,  permite  
inspeccionar  Ductos  con 
aislamiento,  encamisados,  
enterrados  y cruzam ientos,  
entre  otros.  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.  NO SE MODIFICA   
 
 TD Williamson -13 
Fecha   
21-11-2017  Eliminar  este punto  Basado  en esto es una 
técnica  de inspección  de 
UT, está inmersa  en las 
técnicas  a aplicar.  Si se 
menciona  esta técnica  por 
separado,  sería  necesario  
entonces  definir  todas  las 
técnicas  de inspección.  NO PROCEDE  Con fundamento  en el 
artículo  33 del Reglamen to 
de la Ley Federal  sobre  
Metrología  y Normalización,  
la ASEA  determinó  no 
procedente  el comentario  
toda vez que son 
metodologías  mínimas  a 
aplicar,  no son limitativas  y 
dependiente  de las 
necesidades  específicas  del 
Regulado.  
Este método  es aplicable  a 
Ductos  donde  no es factible  
ejecutar  la inspección  
interna  y además  de que los 
peligros  principales  
aplicables  correspondan  a 
pérdida  de metal  localizada  
o generalizada.  
La inspección  por Ondas  
Guiadas  o Ultrasonido  de 
Largo  Alcance  es un tipo de 
Ensayo  No Destructivo  no 
convencional  utilizado  para 
la detección  de pérdidas  de 
material  en tuberías,  a 
diferencia  del ultrasonido  
convencional  donde  la 
inspección  es localizada,  la 
aplicación  de esta técnica  
permite  la inspección  de 
grandes  distancias  de  NO SE MODIFICA    Miércoles 19 de diciembre de 2018   DIARIO OFICIAL  (Tercera Sección)       tuberías  desde  un único  
punto  de aplicación,  permite  
inspeccionar  Ductos  con 
aislamiento,  encamisados,  
enterrados  y cruzamientos,  
entre  otros.   
 Pemex  Logística  y 
Pemex  Exploración  
y Produccion -49 
Fecha  
20-12-2017  Este método  se puede  aplicar  al Ducto,  
Segmento  o sección,  donde  los peligros  
correspondan  a corrosión  externa  o 
interna.  Se mejora  redacción.  
Por precisión  técnica,  
congruencia  y certeza  
jurídica,  con fundamento  en 
los artículos  14 y 16 
Constitucionales  y 3° de la 
Ley Federal  de 
Procedi miento  
Administrativo.  NO PROCEDE  Con fundamento  en el 
artículo  33 del Reglamento  
de la Ley Federal  sobre  
Metrología  y Normalización,  
la ASEA  determinó  no 
procedente  el comentario,  
debido  a que la inspección  
por Ondas  Guiadas  o 
Ultrasonido  de Largo  
Alcance  es un tipo de 
Ensayo  No Destructivo  no 
convencional  utilizado  para 
la detección  de pérdidas  de 
material  en tuberías.  
Adicional  a lo anterior,  se 
considera  que el comentario  
no indica  cuál es el 
problema  de utilizar  “Ondas  
guiadas”,  es decir,  no 
justifica  el efecto  técnico  y 
jurídico  que provoca  algún  
perjuicio.  Los artículos  
citados  de la Constitución  
Política  de los Estados  
Unidos  Mexicanos  y de la 
Ley Federal  de 
Procedimiento  
Administrativo,  no refieren  a 
tipos  de “Ondas  guiadas”,  el 
comentario  se consid era 
ambiguo  y obscuro.   NO SE MODIFICA   
 
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 
destr uctivas.  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.  AMGN -27 
Fecha  
 29-12-2017  6.1.4  Inspección  muestral.   
N/A Esto no se podría  
complementar  con la 
inspección  directa  ya que 
esta nos genera  zonas  
ECDA,  ICDA,  SCCDA,  que 
permite  generar  una 
muestra  correcta¿?  NO PROCEDE  Con fundamento  en el 
artículo  33 del Reglamento  
de la Ley Federal  sobre  
Metrología  y Normalización,  
la ASEA  determinó  no 
procedente  el comentario,  
toda vez que no aporta  
técnicamente.  
La metodología  no sólo está 
limitada  a estos  tres tipos  
de peligros.  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.  NO SE MODIFICA   
CRE -63 
Fecha   
07-11-2017  6.1.4  Inspección  muestral.  
Los operadores  del sistema  con ayuda  de 
especialistas  en la materia  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  qué permita  inferir  la integridad  
del Ducto  o Segmento.  Debe  estar  dirigida  a las 
personas  que realizan  las 
actividades  de operación  de 
los Ductos  de recolección,  
Transporte  y Distribución  de 
Hidrocarburos,  Petrolíferos  
y Petroquímicos.  Además  
de que esta actividad  por 
ser tan específica debe 
realizarse en conjunto  con 
especialistas  en la materia  NO PROCEDE  Debido  que la Regulación  
como  lo indica  el Artículo  
3o., fracción  VIII de la Ley 
de la Agencia  Nacional  de 
Seguridad  Industrial  y de 
Protección  al Medio  
Ambiente  del Sector  
Hidrocarburos  menciona  
quienes  son los Regulados.  
El personal  propio,  así 
como  de los contratistas,  
subcontratistas,  prestadores  
de servicios  y proveedores  
es responsabilidad  del  NO SE MODIFICA         (Tercera Sección)   DIARIO OFICIAL  Miércoles 19 de diciembre de 2018   Regulado.  
 
     El apéndice  D establece  
competencias  del personal  
que realice  estas  
actividades.  
Se da respuesta  al 
comentario,  lo anterior  con 
fundamento  en el artículo  
5o., fracción  IV, de la Ley 
de la Agencia  Nacional  de 
Seguridad  Industrial  y de 
Protección  al Medio  
Ambiente  del Sector  
Hidrocarburos.     
TD Williamson -14 
Fecha  
21-11-2017  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;  cuando  no se dispone  de 
estudios  previos  de inspección  e 
integridad,  basado  en lo especificado  en 
las normas  de evaluación  directa  (ICDA,  
ECDA  o SCC -DA o una combinación  de 
ellas).  
 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,  como  
referencia  debe  complementarse  con la 
tabla  siguiente,  la cual indica  la cantidad  
mínima  necesaria  de puntos  de muestreo  
basado  en la longitud  del segmento,  la 
cual debe  ser complementada  con las 
zonas  de altas  consecuencias  y el fluido  
manejado.  
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.  
 Para  hacer  la selección  
para establecer  la cantidad  
de secciones  del Ducto  que 
se deben  evaluar  por 
muestreo  está relacionado  
de manera  directa  con la 
longitud  del Ducto,  las 
zonas  de impacto  que tenga  
presente  y el fluido  que se 
maneja.  Donde  debe  existir  
previamente  una 
clasificación  de zonas  de 
consecuencias  y factores  de 
diseño.  Donde  se apliquen  
todas  las técnicas  
requeridas  de acuerdo  a las 
amenazas,  pensando  que 
esto es una altern ativa  para 
establecer  la integridad  del 
Ducto  mediante  
evaluaciones  directas.  
Para  hacerlo  consistente,  
puede  pensar  en muestreo  
de los puntos  donde  hay 
posibilidad  de un 
crecimiento  acelerado  de 
daño,  como  seguimiento  de 
reportes  de inspección  e 
integrida d previos,  o en su 
defecto  cuando  no se tienen  
estudios  previos  poder  
definir  el nivel de integridad  
basado  en las normas  
ICDA,  ECDA  o SCC -DA, se 
recomienda  rescatar  lo 
indicado  en el NRF-030, 
Tabla  13. NO PROCEDE  Con fundamento  en el 
artículo  33 del Regla mento  
de la Ley Federal  sobre  
Metrología  y Normalización,  
la ASEA  determinó  no 
procedente  el comentario,  
pues  aplicando  la Norma  se 
determinan  los planes  de 
atención  y se debe  dar 
seguimiento  a lo detectado,  
mediante  un programa  de 
atención  de las indicaci ones  
y dependiente  de las 
necesidades  específicas  de 
los Regulados.   NO SE MODIFICA   
 
 Pemex  Logística  y 
Pemex  Exploración  
y Produccion -50 
Fecha  
20-12-2017  Los métodos  estadísticos  deben  
proporcionar  como  mínimo  un tamaño  de 
muestra  representativo  a inspe ccionar.  
Los dos métodos  estadísticos  
recomendados  son: el muestreo  por 
atributos  y el muestreo  basado  en 
distribuciones  normales.  Se mejora  redacción.  
Por precisión  técnica,  
congruencia  y certeza  
jurídica,  con fundamento  en 
los artículos  14 y 16 
Constituc ionales  y 3° de la 
Ley Federal  de 
Procedimiento  
Administrativo.  NO PROCEDE  Con fundamento  en el 
artículo  33 del Reglamento  
de la Ley Federal  sobre  
Metrología  y 
Normalización,  la ASEA  
determinó  no procedente  el 
comentario,  debido  a que el 
comentario  no aporta 
mayor  certidumbre  a la 
presente  Norma,  toda vez 
que ya se indica  que la 
muestra  debe  ser 
estadísticamente  
representativa  de la 
totalidad  del Ducto  o 
Segmento.   NO SE MODIFICA   
     Adicional  a lo anterior,  se 
considera  que el comentario      Miércoles 19 de diciembre de 2018   DIARIO OFICIAL  (Tercera Sección)       no indica  cuál es el 
problema  de utilizar  
“Certidumbre”,  es decir,  no 
justifica  el efecto  técnico  y 
jurídico  que provoca  algún  
perjuicio.  Los artículos  
citados  de la Constitución  
Política  de los Estados  
Unidos  Mexicanos  y de la 
Ley Federal  de 
Procedimiento  
Administrativo , no refieren  a 
tipos  de “Certidumbre”,  el 
comentario  se considera  
ambiguo  y obscuro . 
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  NORMATIVO  
E. 
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 método  y técnica  
de prueba  no destructiva  aplicada  
(oscilogramas  o imagen  radiográfica);  
g) Condición  del recubrimiento  externo  en la 
sección  donde  se realizó  la inspección;  
h) Estado  de la superficie  a inspeccionar  
(rugosidad,  acabado,  presencia  de 
productos  de corrosión  y limpieza);  
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.  AMGN -28 
Fecha  
 29-12-2017  6.2 Verificación  de indicaciones.  
N/A Deberían  de incluir  un 
formato  o plantilla  como  
referencia.  NO PROCEDE  Con fundamento  en el 
artícu lo 33 del Reglamento  
de la Ley Federal  sobre  
Metrología  y Normalización,  
la ASEA  determinó  no 
procedente  el comentario,  
toda vez que el numeral  6.2 
“Verificación  de 
indicaciones”,  ya establece  
el mínimo  de información  
que debe  contener  un 
reporte  de inspec ción de 
integridad  y verificación  de 
indicaciones,  asimismo  el 
apéndice  E (normativo)  lista 
indicaciones  más comunes  
en Ductos,  el Regulado  
debe  considerar  elaborar  el 
procedimiento  
correspondiente  que debe  
incluir  el formato  y 
considerar  contener  estos  
datos que se deben  llenar  
para llevar  un registro  
histórico  del Ducto,  
Segmento  o Sección  
inspeccionado.  6.2 Verificación  de indicaciones.  
Éstas deben  realizarse  por los 
Regulados,  mediante  inspecciones  
directas  con Pruebas  no destructivas  
del Ducto,  Segment o 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 
indicac iones  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  evidenc ia en función  del 
método  y técnica  de prueba  no 
destructiva  aplicada  (oscilogramas  o 
imagen  radiográfica);  
g) Condición  del recubrimiento  externo  
en la sección  donde  se realizó  la 
inspección;  
h) Estado  de la superficie  a 
inspeccionar  (rugosidad,  acabado,  
presencia  de productos  de corrosión  y 
limpieza);  
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 NO SE MODIFICA   
 
 SENER -14 
Fecha   
21-11-2017  6.2 Verificación  de indicaciones.  
APÉNDICE  E (NORMATIVO)  Sugerencia  con la finalidad  
de que se encuentre  
definido  de forma  idéntica  
en todo el documento.  PROCEDE  Se aplica  comentario  en 
base  a lo que indica  la 
NMX -Z-013-SCFI -2015.  
Se da respuesta  al 
comentario,  lo anterior  con  SE MODIFICA         (Tercera Sección)   DIARIO OFICIAL  Miércoles 19 de diciembre de 2018   fundamento  en el artículo  
5o., fracción  IV, de la Ley 
de la Agencia  Nacional  de 
Seguridad  Industrial  y de 
Protección  al Medio  
Ambiente  del Sector  
Hidrocarburos.  
CRE -64 
Fecha   
07-11-2017  6.2 Verificación  de indicaciones.  
Estas  deben  realizarse  por los operadores  
del sistema  con ayuda  de especialistas  en 
la materia,  mediante  inspecciones  directas  
con Pruebas  no destructivas  del Ducto,  
Segmento  o secció n, definidas  como  
representativas  para localizar,  identificar  y 
dimension ar las indicaciones  contenidas  
en dicha sección. Las dimensiones que se 
deben  registrar  son las descritas  en el 
APÉND  ICE NORMATIVO  E. Debe  estar  dirigida  a las 
personas  que realizan  las 
actividades  de operación  de 
los Ductos  de recolección,  
Transporte  y Distribución  de 
Hidrocarburos,  Petrolíferos  
y Petroquímicos.  Además  
de que esta actividad  por 
ser tan específica  debe  
realizarse  en conjunto  con 
especialistas  en la materia  NO PROCEDE  Debido  que la Regulación  
como  lo indica  el Artículo  
3o., fracción  VIII de la Ley 
de la Agencia  Nacional  de 
Seguridad  Industrial  y de 
Protección  al Medio  
Ambiente  del Sector  
Hidrocarburos  menciona  
quienes  son los Regulados.  NO SE MODIFICA   
Para  la verific ación  de las indicaciones  
deben  emplearse  procedimientos  calificados  
por los Regulados  y equipos  con informes  
de calibración  vigente,  emitidos  por un 
laboratorio  de calibración  acreditado  en 
términos  de la Ley Federal  sobre  Metrología  
y Normalización.      El personal  propio,  así 
como  de los contratistas,  
subcontratistas,  prestadores  
de servicios  y proveedores  
es responsabilidad  del 
Regulado.  
El apéndice  D establece  
competencias  del personal  
que realice  estas  
actividades.  
Se da respuesta  al 
comentario,  lo anterior  con 
fundamento  en el artículo  
5o., fracción  IV, de la Ley 
de la Agencia  Nacional  de 
Seguridad  Industrial  y de 
Protección  al Medio  
Ambiente  del Sector  
Hidrocarburos.  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 laboratorio  de 
calibración  acreditado  en términos  de 
la Ley Federal  sobre  Metrología  y 
Norma lización.    
 
 CRE -66 
Fecha   
07-11-2017  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  NORMATIVO  E. 
El reporte  de verificación  de indicaciones  
elaborado  por los Regulados  debe  
contener  como  mínimo:  
a) La identificación  del Ducto  (servicio  o 
producto , clave,  nombre,  diámetro,  
elemento  o kilometraje  y fecha  de 
inspección);  Se sugiere  integrar  el 
servicio  o producto  que 
maneja  el Ducto,  con la 
finalidad  de contar  con 
mayor  información  al 
respecto.  NO PROCED E Debido  a que el comentario  
de integrar  en inciso  a) los 
términos  “servicio  o 
producto”,  esta información  
es lo solicitado  en el inciso,  
a) “clave,  nombre...”,  el 
nombre  del Ducto  se le 
relaciona  necesariamente  
con el producto  
transportado .  
Se da respues ta al 
comentario,  lo anterior  con 
fundamento  en el artículo  
5o., fracción  IV, de la Ley 
de la Agencia  Nacional  de 
Seguridad  Industrial  y de 
Protección  al Medio  
Ambiente  del Sector  
Hidrocarburos.   NO SE MODIFICA   
Pemex  Logística  y 
Pemex  Exploración  
y Prod uccion -51 
Fecha  
20-12-2017  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) Ubicación  de la indicación;  
c) Clave de identificación  del reporte  
(para  trazabilidad);  
d) Descripción  de los equipos  y 
materiales  utilizados;  Se mejora  redacción  en 
inciso  b). 
Por precisión  técnica,  
congruencia  y certeza  
jurídica,  con fundamento  en 
los artículos  14 y 16 
Constitucionales  y 3° de la 
Ley Federal  de 
Procedimiento  
Administrativo.  NO PROCEDE  Con fundamento  en el 
artículo  33 del Reglamento  
de la Ley Federal  sobre  
Metrología  y Normalización,  
la ASEA  determinó  no 
procedente  el comentario,  
ya que es impreciso  
referenciar  como  se 
propone en el inciso b) 
“Ubicación  de la indicación”   
Adicional  a lo anterior  el 
inciso  b) es mucho  más 
claro,  da más certe za y 
evita  error al correlacionar  y NO SE MODIFICA    Miércoles 19 de diciembre de 2018   DIARIO OFICIAL  (Tercera Sección)       e) Parámetros  con los cuales  se 
ejecutó  la prueba;  
f) Resultados  de la inspección,  
incluyendo  evidencia  en función  del 
método  y técnica  de prueba  no 
destr uctiva  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);  ubicar  en campo  con 
referencias,  en 
coordenadas  GPS  
(geoposicionamiento  
satelital)  en latitud,  longitud  
y elevación.  De este modo  
permite  con certeza  la 
rastreabilidad  en campo  de 
la información  o reporte  de 
indicaciones  donde  se ha 
llevado  a cabo  el análisis  de 
integridad  correspondiente.  
Aunado  a lo anterior,  se 
considera  que el comentario 
no indica cuál es el  
 
  i) Representación  esquemática  de la 
localización  de la sección  
inspeccionada  y de las 
indicac iones  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.    problema  de utilizar  “GPS  
(geoposicio namiento  
satelital)”,  es decir,  no 
justifica  el efecto  técnico  y 
jurídico  que provoca  algún  
perjuicio.  Los artículos  
citados  de la Constitución  
Política  de los Estados  
Unidos  Mexicanos  y de la 
Ley Federal  de 
Procedimiento  
Administrativo,  no refieren  a 
tipos de “GPS  
(geoposicionamiento  
satelital)”,  el comentario  se 
considera  ambiguo  y 
obscuro.     
CRE -65 
Fecha   
07-11-2017  Para  la verificación  de las indicaciones  
deben  emplearse  procedimientos  
calificados  por los operadores  del sistema  
y equipos  con informes  de calibración  
vigente,  emitidos  por un laboratorio  de 
calibración  acreditado  en términos  de la 
Ley Federal  sobre  Metrología  y 
Normalización.  Debe  estar  dirigida  a las 
personas  que realizan  las 
actividades  de operación  de 
los Ductos  de recolección,  
Transp orte y Distribución  de 
Hidrocarburos,  Petrolíferos  
y Petroquímicos.  NO PROCEDE  Debido  que la Regulación  
como  lo indica  el Artículo  
3o., fracción  VIII, de la Ley 
de la Agencia  Nacional  de 
Seguridad  Industrial  y de 
Protección  al Medio  
Ambiente  del Sector  
Hidrocarburos  menciona  
quienes  son los Regulados.  
El personal  propio,  así 
como  de los contratistas,  
subcontratistas,  prestadores  
de servicios  y proveedores  
es responsabilidad  del 
Regulado  
Se da respuesta  al 
comentario,  lo anterior  con 
fundamento  en el artícul o 
5o., fracción  IV, de la Ley 
de la Agencia  Nacional  de 
Seguridad  Industrial  y de 
Protección  al Medio  
Ambiente  del Sector  
Hidrocarburos.  NO SE MODIFICA   
 
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 CRE -70 
Fecha   
07-11-2017   Se sugiere  numerar  los 
párrafos  de este subcapítulo  NO PROCEDE   Debido  a que el párrafo  del 
capítulo  tiene el numeral  de 
una subdivisión  y no se 
considera  que existan  
párrafos  colgantes  de 
acuerdo  con la NOM -MX-Z-
013-SCFI -2015.  
Se da respuesta  al 
comentario,  lo anterior  con 
fundamento  en el artículo  
5o., fracción  IV, de la Ley 
de la Agencia  Nacional  de 
Seguri dad Industrial  y de 
Protección  al Medio  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 NO SE MODIFICA         (Tercera Sección)   DIARIO OFICIAL  Miércoles 19 de diciembre de 2018   Tablas  1 y 2 del presente  Proyecto  de 
Norma.  
Adicionalmente,  los Regulados  deberán  
determinar  la integridad  del Ducto, 
Segmento  o sección,  con base  en estudios  
de ingeniería  para evaluación  de las 
indicaciones  señaladas  en la Tabla  6 o en 
su caso métodos  numéricos  para el análisis  
estructural,  a su vez en esta etapa  se debe  
determinar  la fecha  de la próxima  
inspección.  
Los análisis  estructurales  deben  de 
realizarse  con la 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.   
Si durante  el análisis  estructural  del Ducto,  
Segmento  o sección,  no se cumplieran  los 
criteri os de evaluación,  se debe  realizar  un 
análisis  iterativo  del comportamiento  
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  manométrica  desde  cero 
hasta  la presión  de diseño  por año, los 
Regulados  deben  realizar  un análisis  de 
fatiga  para determinar  el daño  acumulado.  
También  se debe  evaluar  por fatiga  el 
Ducto,  Segmento  o sección,  que presente  
esfuerzos  cíclicos  por 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  Oficia les 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 secció n, 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 Segmento  o sección  del Ducto;  
b) La reducción  de la PMOP  de las 
indicaciones  con base  a su velocidad  de 
crecimiento;  
c) Las reparaciones  programadas  y 
ejecutadas;  
d) Incrementos  en las condi ciones  de 
operación  (Presión  y Temperatura),  por 
arriba  de los parámetros  de severidad  
establecidos,  y Ambiente  del Sector  
Hidrocarburos.  Tablas  1 y 2 de la presente  de Norma.  
Adicionalmente,  los Regulados  
deberán  determinar  la integridad  del 
Ducto,  Segmento  o sección,  con base  
en estudios  de ingeniería  para 
evaluación  de las indica ciones  
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.   
Si durante  el análisis  estructural  del 
Ducto,  Segmento  o sección,  no se 
cumplieran  los criterios  de evaluación,  
se debe  realizar  un análisis  iterativo  
del comportamiento  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  manométrica  desde  
cero hasta  la presión  de diseño  por 
año, los Regulados  deben  realizar  un 
análisis  de fatiga  para determinar  el 
daño  acumulado.  También  se debe  
evaluar  por fatiga  el Ducto,  Segmento  
o sección,  que presente  esfuerzos  
cíclicos  por 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 Segmento  o sección  del 
Ducto;  
b) La reducción  de la PMOP  de las 
indicaciones  con base  a su velocidad  
de crecimiento;  CRE -76 
Fecha   
07-11-2017   Los párrafos  no están  
identificados  con un 
numeral  o un inciso  por lo 
que no es posible  
establecer  referencias,  se 
sugiere  incluir  numerales  o 
incisos.  
Se sugiere  incorpora r un 
párrafo,  en donde  se señale  
que la fecha  de próxima  
medición,  no deberá  
exceder  los 5 años  respecto  
a la última  medición  (en 
aquellos  casos  donde  
existan  al menos  dos 
determinaciones  previas),  y 
no deberá  exceder  un año 
cuando  únicamente  se 
cuente  con una sola 
determinación.  NO PROCEDE   Debido  a que el párrafo  del 
capítulo  tiene  el numeral  de 
una subdivisión  y no se 
considera  que existan  
párrafos  colgantes  de 
acuerdo  con la NOM -MX-Z-
013-SCFI -2015.  
Respecto  al comentario  
recibido  en cuanto  a los 
tiempos , éstos son referidos  
a la medición  preventiva  de 
espesores  y lo cual debe  
establecerse  en el 
procedimiento  
correspondiente  para esta 
actividad,  el alcance  de este 
numeral  es diferente  y está 
relacionado  al análisis  de 
indicaciones  detectadas  y/o 
el anális is estructural  de un 
reporte  de indicaciones  por 
la inspección  interna,  
externa,  e indirecta.  
Se da respuesta  al 
comentario,  lo anterior  con 
fundamento  en el artículo  
5o., fracción  IV, de la Ley 
de la Agencia  Nacional  de 
Seguridad  Industrial  y de 
Protecció n al Medio  
Ambiente  del Sector  
Hidrocarburos.  NO SE MODIFICA   
CRE -67 
Fecha   
07-11-2017  6.3 Análisis  de integridad.  
Los operadores  del sistema  con ayuda  de 
especialistas  en la materia,  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 del presente  Proyecto  de 
Norma.  Debe  estar  dirigida  a las 
personas  que realizan  las 
actividades  de operación  de 
los Ductos  de recolección,  
Transporte  y Distribución  de 
Hidrocarburos,  Petrolíferos  
y Petroquímicos.  Además  
de que esta actividad  por 
ser tan específica  debe  
realizarse  en conjunto  con 
especialistas  en la materia  NO PROCEDE  Debido  que la Regulación  
como  lo indica  el Artículo  
3o., fracción  VIII, de la Ley 
de la Agencia  Nacional  de 
Seguridad  Industrial  y de 
Protección  al Medio  
Ambiente  del Sector  
Hidrocarburos  menciona  
quienes  son los Regulados.  
El personal  propio,  así 
como  de los contratistas,  
subcontratistas,  prestadores  
de servicios  y proveedores  
es responsabilidad  del 
Regulado.  
El apéndice  D establece  
competencias  del personal  
que realice  estas  
actividades.  
Se da respuesta  al 
comentario,  lo anterior  con 
fundamento  en el artículo  
5o., fracción  IV, de la Ley 
de la Agencia  Nacional  de 
Seguridad  Industrial  y de 
Protección  al Medio  
Ambiente  del Sector  
Hidrocarburos.  NO SE MODIFICA   
CRE -68 
Fecha   
07-11-2017  Adicionalmente,  los operadores  del 
sistema  con ayuda  de especialistas  en la 
materia,  deberán  determinar  la integridad  
del Ducto,  Segmento  o sección,  con base  
en estudios  de ingeniería  para evaluación  
de las indicaciones  señaladas  en la Tabla  
6 o en su caso métodos  numéricos  para el Debe  estar  dirigida  a las 
personas  que realizan  las 
actividades  de Operación  
de los Ductos  de 
recolección,  Transporte  y 
Distribución  de 
Hidrocarburos, Petrolíferos NO PROCEDE   Debido  que la Regulación  
como  lo indica  el Artículo  
3o., fracción  VIII de la Ley 
de la Agencia  Nacional  de 
Seguridad  Industrial  y de 
Protección  al Medio  
Ambiente  del Sector  NO SE MODIFICA    Miércoles 19 de diciembre de 2018   DIARIO OFICIAL  (Tercera Sección)       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.  análisis  estructural,  a su vez en esta etapa  
se debe  determinar  la fecha  de la próxima  
inspección.  y Petroquímicos.  Además  
de que esta actividad  por 
ser tan específica deb e 
realizarse en conjunto  
especialistas  en la materia  Hidrocarburos  menc iona 
quienes  son los Regulados.  
El personal  propio,  así 
como  de los contratistas,  
subcontratistas,  prestadores  
de servicios  y proveedores  
es responsabilidad  del 
Regulado.  c) Las reparaciones  programadas  y 
ejecutadas;  
d) Incrementos  en las condiciones  de 
operación  (Presión  y Temperatura),  
por arriba  de los parámetros  de 
severidad  establecidos,  y 
e) Cambios  de servicio.  
 
     El apéndice  D establece  
competencias  del personal  
que realic e estas  
actividades.  
Se da respuesta  al 
comentario,  lo anterior  con 
fundamento  en el artículo  
5o., fracción  IV, de la Ley 
de la Agencia  Nacional  de 
Seguridad  Industrial  y de 
Protección  al Medio  
Ambiente  del Sector  
Hidrocarburos.  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.  
Para  efectos  de lectura  de la presente  
matriz  de atención  a comentarios  y 
con el propósito  de visualizar  
correctamente  la tabla  6, es necesario  
remitirse  al Anexo  X de figuras  y 
tablas  inserto  al final del presente  
documento.    
 
 Pemex  Logística  y 
Pemex  Exploración  
y Produccion -52 
Fecha 
20-12-2017  Si durante  la inspección  del Ducto,  
Segmento  o sección,  se identifica  que 
éste presenta  desplazamientos,  
movimientos  de suelo,  claros  libres,  
contacto  con otras  instalaciones,  
flotamiento,  entre  otros,  que pudieran  
generar  esfuerzos  adiciona les a los 
considerados  en la etapa  de diseño,  se 
pudiera  realizar  un análisis  estructural,  de 
acuerdo  con lo indicado  en Normas  
Oficiales  Mexicanas,  Normas  Mexicanas,  
y a falta de éstas  con los estándares  
internacionales  vigentes  aplicables.  Se mejora  redacción.  
Por precisión  técnica,  
congruencia  y certeza  
jurídica,  con fundamento  en 
los artículos  14 y 16 
Constitucionales  y 3° de la 
Ley Federal  de 
Procedimiento  
Administrativo.  NO PROCEDE  Con fundamento  en el 
artículo  33 del Reglamento  
de la Ley Federal  sobre 
Metrología  y Normalización,  
la ASEA  determinó  no 
procedente  el comentario,  
debido  a que se establece  
que 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.  Si 
durante  una inspección  se 
identifica  que el Ducto,  
Segmento  o Sección  
presenta  desplazamientos,  
movimientos  de suelo,  
claros  libres,  contacto  con 
otras  instalaciones,  
flotamiento,  entre  otros,  que 
generen  esfuerzos  
adicionale s a los 
considerados  en la etapa  de 
diseño,  se debe  proceder  a 
realizar  el análisis  
estructural,  y seleccionar  las 
actividades  de 
mantenimiento  propias  que 
permitan  que el Ducto,  
Segmento  o Sección  opere  
dentro  de los criterios  
aceptables.  
No se integra  la frase  que 
“pudiera”  ya que esto no 
genera  una obligación  al 
Regulado,  dejando  abierta  
la posibilidad  de utilizar  
cualquier  información,  
debiendo  considerar  lo 
establecido  en el numeral  
6.3, Análisis  de integridad.  
Adicional  a lo anterior,  se 
considera  que el comentario  
no indica  cuál es el 
problema  de utilizar  
“Análisis  estructural”,  es 
decir,  no justifica  el efecto  
técnico  y jurídico  que 
provoca  algún  perjuicio.  Los 
artículos  citados  de la 
Constitución  Política  de los 
Estados  Unidos  Mexicanos   NO SE MODIFICA         (Tercera Sección)   DIARIO OFICIAL  Miércoles 19 de diciembre de 2018   y de la Ley Federal  de 
Procedimiento  
Administrativo,  no refieren  a 
tipos  de “Análisis  
estructural”,  el comentario  
se considera  ambiguo  y 
obscuro.  
 
 Pemex  Logística  y 
Pemex  Exploración  
y Produccion -53 
Fecha  
20-12-2017  Dependiendo  de los resultados  del 
análisis  estructural  y de no cumplirse  con 
los criterios  de evaluación  aplicables  se 
podrá  realizar  un análisis  de elemento  
finito  y establecer  las actividades  de 
mitigación  que permitan  que el Ducto,  
Segmento  o sección,  opere  dentro  de los 
criterios  de aceptación  aplicables.  Se mejora  redacción.  
Por precisión  técnica,  
congruencia  y certeza  
jurídica,  con fundamento  en 
los artículos  14 y 16 
Constitucionales  y 3° de la 
Ley Federal  de 
Procedimiento  
Administrativo.  NO PROCEDE  Con fundamento  en el 
artículo  33 del Reglamento  
de la Ley Federal  sobre  
Metrología  y Normalización,  
la ASEA  determinó  no 
procedente  el comentario,  
toda vez que no cuenta  con 
una aportación  técnica  y 
que la propuesta  referida  
sobre  evaluaciones  para la 
determinación  de 
actividades  de mitiga ción no 
es objeto  del numeral,  pues  
éste se refiere  al 
mantenimiento  del Ducto,  
Segmento  o Sección.  
Adicional  a lo anterior,  se 
considera  que el comentario  
no indica  cuál es el 
problema  de utilizar  
“Análisis  estructural”,  es 
decir,  no justifica  el efecto  
técnico  y jurídico  que 
provoca  algún  perjuicio.  Los 
artículos  citados  de la 
Constitución  Política  de los 
Estados  Unidos  Mexicanos  
y de la Ley Federal  de 
Procedimiento  
Administrativo,  no refieren  a 
tipos  de “Análisis  
estructural”,  el comentario  
se considera  ambiguo  y 
obscuro.   NO SE MODIFICA   
 
 SENER -15 
Fecha  21/11/2017   6.3 Análisis  de integridad.   
4° párrafo.  
Se sugiere  especificar  cuál 
es la Norma  de diseño  
vigente  para evitar  
indebidas  interpretaciones.  NO PROCEDE  Debido  a que no existe  
propuesta  como  tal, no 
cambia  el contenido  del 
Proyecto  de Norma.  
En la bibliografía  se 
relacionan  los documentos  
normativos  que se pueden  
consultar,  además  de la 
tabla  6. 
Adicional  los Regulados  
presentan  un proyecto  
donde  especifican  las 
normas  que utilizarán  en el 
diseñ o para que en caso  de 
revisión,  se atienda  a ésta y 
se verifique  con base  en 
ella.  
Se da respuesta  al 
comentario,  lo anterior  con 
fundamento  en el artículo  
5o., fracción  IV, de la Ley 
de la Agencia  Nacional  de 
Seguridad  Industrial  y de 
Protección  al Medio   NO SE MODIFICA    Miércoles 19 de diciembre de 2018   DIARIO OFICIAL  (Tercera Sección)       Ambiente  del Sector  
Hidrocarburos.  
 CRE -69 
Fecha   
07-11-2017  Cuando  un Ducto,  Segmento  o sección  
tenga  doscientos  o más ciclos  de 
presurización  manométrica  desde  cero 
hasta  la presión  de diseño  por año, los 
operadores  del sistema  con ayuda de 
especialistas  en la materia,  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  permisibl e por la Norma  de 
diseño  aplicable.  Debe  estar  dirigida  a las 
personas  que realizan  las 
actividades  de operación  
.de los Ductos  de 
recolección,  Transporte  y 
Distribución  de 
Hidrocarburos,  Petrolíferos  
y Petroquímicos.  Además  
de que esta actividad  por 
ser tan específica  debe  
Realizarse  en conjunto  con 
especialistas  en la materia  NO PROCEDE  Debido  que la Regulación  
como  lo indica  el Artículo  
3o., fracción  VIII, de la Ley 
de la Agencia  Nacional  de 
Seguridad  Industrial  y de 
Protección  al Medio  
Ambiente  del Sector 
Hidrocarburos  menciona  
quienes  son los Regulados.  
El personal  propio,  así 
como  de los contratistas,  
subcontratistas,  prestadores  
de servicios  y proveedores  
es responsabilidad  del 
Regulado.  
El apéndice  D establece  
competencias  del personal  
que realice  estas 
actividades.  
Se da respuesta  al 
comentario,  lo anterior  con 
fundamento  en el artículo  
5o., fracción  IV, de la Ley 
de la Agencia  Nacional  de 
Seguridad  Industrial  y de 
Protección  al Medio  
Ambiente  del Sector  
Hidrocarburos.   NO SE MODIFICA   
 
 Pemex  Logís tica y 
Pemex  Exploración  
y Produccion -54 
Fecha  
20-12-2017  Cuando  un Ducto,  Segmento  o sección  
tenga  doscientos  o más ciclos  de 
presurización  manométrica  desde  cero 
hasta  la presión  de diseño  por año, los 
Regulados…  
ELIMINAR  Este comportamiento  no es 
caract erístico  de los Ductos  
considerados  en el alcance  
de esta Norma.  
Por precisión  técnica,  
congruencia  y certeza  
jurídica,  con fundamento  en 
los artículos  14 y 16 
Constitucionales  y 3° de la 
Ley Federal  de 
Procedimiento  
Administrativo.  NO PROCEDE  Con fundamen to en el 
artículo  33 del Reglamento  
de la Ley Federal  sobre  
Metrología  y Normalización,  
la ASEA  determinó  no 
procedente  el comentario,  
debido  a que se manifiesta  
que no es característico  con 
Ductos  del Regulado,  pero 
no se manifiesta  que no ha 
ocurrido  en la industria.  
Debido  a condiciones  de 
operación  intermitentes  es 
factible  se presente  este 
mecanismo  de falla.  
Además,  el criterio  
establecido  para realizar  
este tipo de evaluación  
aplica  únicamente  a Ductos  
con una cantidad  alta de 
ciclos  de paro-arranque , por 
lo que los Regulados  que 
tengan  Ductos  que operen  
de forma  continua  no 
tendrán  necesidad  de 
evaluar  este peligro.  
Adicional  a lo anterior,  se 
considera  que el comentario  
no indica  cuál es el 
problema  de utilizar  “Ciclos  
de presurización  
manométrica”,  es decir,  no 
justifica  el efecto  técnico  y 
jurídico  que provoca  algún  
perjuicio.  Los artículos  
citados  de la Constitución  
Política  de los Estados  
Unidos  Mexicanos  y de la 
Ley Federal  de 
Procedimiento  
Administrativo,  no refieren  a 
tipos  de “Ciclos  de 
presu rización  manométrica”,  
el comentario  se considera  
ambiguo  y obscuro.   NO SE MODIFICA         (Tercera Sección)   DIARIO OFICIAL  Miércoles 19 de diciembre de 2018   SENER -16 
Fecha   
21-11-2017   6.3 Análisis  de integridad.   
Párrafos  3 y 6 
Se sugiere  especificar  cuál 
es la normatividad  nacional  
(NOM  y NM) y cuáles  son 
los estándares  
internacionales  vigentes  
aplicables  con objeto  de 
evitar  indebidas  
interpretaciones.  NO PROCEDE  En el Capito  12. 
Bibliografía,  se relacionan  
los documentos  normativos  
que se pueden  consultar,  
además  de la tabla  6, 
fueron  las principales  
Normas  en las que se basó  
el documento.  
Se da respuesta  al 
comentario,  lo anterior  con 
fundamento  en el artículo  
5o., fracción  IV, de la Ley 
de la Agencia  Nacional  de 
Seguridad  Industrial  y de 
Protección  al Medio  
Ambiente  del Sector  
Hidrocarburos.  NO SE MODIFICA   
 
 Pemex  Logística  y 
Pemex  Exploración  
y Produccion -55 
Fecha  
20-12-2017  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  
internaci onales  vigentes  aplicables.  
ELIMINAR  Este comportamiento  no es 
característico  de los Ductos  
considerados  en el alcance  
de esta Norma.  
Por precisión  técnica,  
congruencia  y certeza  
jurídica,  con fundamento  en 
los artículos  14 y 16 
Constitucionales  y 3° de la 
Ley Federal  de 
Procedimiento  
Administrativo.  NO PROCEDE   Con fundamento  en el 
artículo  33 del Reglamento  
de la Ley Federal  sobre  
Metrología  y Normalización,  
la ASEA  determinó  no 
procedente  el comentario,  
debido  a que se manifiesta  
que no es característico  con 
Ductos  del Regulado,  pero 
no se manifiesta  que no ha 
ocurrido  en la industria.  
Debido  a condiciones  de 
operación  intermitentes  es 
factible  se presente  este 
mecanismo  de falla.  
Además  el criterio  
establecido  para realizar  
este tipo de evaluación  
aplica  únicamente  a Ductos  
con una cantidad  alta de 
ciclos  de paro arranque,  por 
lo que los Regulados  que 
tengan  Ductos  que operen  
de forma  continua  no 
tendrán  necesidad  de 
evaluar  este peligro  
Adicional  a lo anterior,  se 
considera  que el comentario  
no indica  cuál es el 
problema  de utilizar  
“Análisis  de fatiga”,  es decir,  
no justifica  el efecto  técnico  
y jurídico  que provoca  algún  
perjuicio.  Los artículos  
citados  de la Constitución  
Política  de los Estados  
Unidos  Mexicanos  y de la 
Ley Federal  de 
Procedimiento  
Admi nistrativo,  no refieren  a 
tipos  de “Análisis  de fatiga”,  
el comentario  se considera  
ambiguo  y obscuro.   NO SE MODIFICA   
 AMGN -29 
Fecha  Tabla  6. Métodos  disponibles  para el 
análisis  de indicaciones  en la pared  del 
tubo,  soldaduras  y accesorios  que 
conforman  el Ducto,  Segmento  o La tabla  debería  dejarse  
abierta  ya que es limitativa  
a otros  métodos  de 
evaluación.  Por ejemplo  el NO PROCEDE  Con fundamento  en el 
artículo  33 del Reglamento  
de la Ley Federal  sobre  
Metrología  y Normalización,   NO SE MODIFICA    Miércoles 19 de diciembre de 2018   DIARIO OFICIAL  (Tercera Sección)        29-12-2017  sección.  caso de ASME  B31G  donde  
sus variantes  no son 
contempladas  B31G  Mod y 
RStreng  que son 
metodologías  menos  
conserva doras  y que han 
probado  tener  mayor  
aplicación.  Otro ejemplo  es 
evaluación  de abolladuras  
incluir  DOT  (department  of 
transportation  EU). la ASEA  determinó  no 
procedente  el comentario,  
toda vez que, el numeral  6.3 
“Análisis  de integridad”  no 
limita  a estas  metodologías,  
establece  que la tabla  6 
indica  algunos  métodos  
disponibles  que pueden  ser 
aplicables.  
 
 Pemex  Logística  y 
Pemex  Exploración  
y Produccion -56 
Fecha  
20-12-2017  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 Segmento  o sección  
del Ducto;  
b) La reducción  de la PMOP  de las 
indicaciones  con base  a su 
velocidad  de crecimiento;  
c) Las reparaciones  programadas  y 
ejecutadas;  
d) Incrementos  en las condiciones  de 
operación  (Presión  y Temperatura),  
por arriba  de los parámetros  
establecidos  en el análisis  de 
integridad,  y 
e) Cambios  de servicio.  Se mejora  redacción  y 
aclara  término.  
Por precisión  técnica,  
congruencia  y certeza  
jurídica,  con fundamento  en 
los artículos  14 y 16 
Consti tucionales  y 3° de la 
Ley Federal  de 
Procedimiento  
Administrativo.  NO PROCEDE   Con fundamento  en el 
artículo  33 del Reglamento  
de la Ley Federal  sobre  
Metrología  y Normalización,  
la ASEA  determinó  no 
procedente  el comentario  
debido  a que o aporta  
mayor  certidumbre  al 
Proyecto  de Norma,  
asimismo  estos  criterios  ya 
se contemplan  entre  otros  
requisitos  en el numeral  6.3 
“Análisis  de integridad”.   
Adicional  a lo anterior,  se 
considera  que el comentario  
no indica  cuál es el 
problema  de utilizar  
“Parámetros  de severidad”,  
es decir,  no justifica  el 
efecto  técnico  y jurídico  que 
provoca  algún  perjuicio.  Los 
artículos  citados  de la 
Constitución  Política  de los 
Estados  Unidos  Mexicanos  
y de la Ley Federal  de 
Procedimiento  
Administrativo,  no refieren  a 
tipos  de “Paráme tros de 
severidad”,  el comentario  se 
considera  ambiguo  y 
obscuro.   NO SE MODIFICA   
Pemex  Logística  y 
Pemex  Exploración  
y Produccion -57 
Fecha  
20-12-2017  En el caso de los análisis  estructurales,  
éstos  se pudieran  actualizar  cuando  se 
presenten  eventos  que modifiquen  la 
configuración  geométrica  utilizada  en el 
último  análisis,  tales  como,  
desplazamientos,  movimientos  de suelo,  
claros  libres,  contacto  con otras  
instalaciones  ,flotamiento,  entre  otros,  que 
pudieran  generar  esfuerzos  adicionales  a 
los consider ados  en la etapa  de diseño.  Se mejora  redacción  y 
aclara  término.  Y 
complementa  con el texto  
anterior.  
Por precisión  técnica,  
congruencia  y certeza  
jurídica,  con fundamento  en 
los artículos  14 y 16 
Constitucionales  y 3° de la 
Ley Federal  de 
Procedimiento  
Administrativo.  NO PROCEDE  Con fundamento  en el 
artículo  33 del Reglamento  
de la Ley Federal  sobre  
Metrología  y Normalización,  
la ASEA  determinó  no 
procedente  el comentario,  
debido  a que no es posible  
indicar  el requisito  como  
una opción  o posibilidad  
(pudi eran),  se estable  que 
los análisis  estructurales  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.   NO SE MODIFICA   
     No se integra  la frase  que 
“pudiera”  ya que esto no 
genera  una obligación  al 
Regulado,  dejando  abierta  
la posibilidad  de utilizar  
cualquier  información,  
debiendo  considerar  lo 
establecido  en el numeral  
6.3, Análisis  de integridad.           (Tercera Sección)   DIARIO OFICIAL  Miércoles 19 de diciembre de 2018   Adicional  a lo anterior,  se 
considera  que el comentario  
no indica  cuál es el 
problema  de utilizar  
“Análisis  estructurales”,  es 
decir,  no justifica  el efecto  
técnico  y jurídico  que 
provoca  algún  perjuicio.  Los 
artículos  citados  de la 
Constitución  Política  de los 
Estados  Unidos  Mexicanos  
y de la Ley Federal  de 
Procedimiento  
Administrativo,  no refieren  a 
tipos  de “Análisis  
estructurales”,  el comentario  
se considera  ambiguo  y 
obscuro.  
 
 PEMEX  
Exploración  y 
Produccion -14 
Fecha  
13-12-2017  Ver comentarios  Se sugiere  para una mejor  
claridad,  que la tabla  8 en 
su aplicación,  se sea divida  
conforme  a los periodos  de 
evaluación  de conformidad  
de cada  etapa  de 
administración  de la 
integridad  y en otra tabla  las 
vigencias  de las 
inspecciones  de integridad.  NO PROCEDE  Con fundamento  en el 
artículo  33 del Reglamento  
de la Ley Federal  sobre  
Metrología  y Normalización,  
la ASEA  determinó  no 
procedente  el comentario,  
toda vez que para el 
cumplimiento  al capítulo  
“Inspección  y Análisis  de 
integridad”,  no se 
consideran  como  etapas  
independientes.   NO SE MODIFICA   
 Pemex  Logística  y 
Pemex  Exploración  
y Produccion -58 
Fecha  
20-12-2017  Tabla  6. Normatividad  para  evaluar  la 
integridad  de indicaciones  en la pared  
del tubo,  soldaduras  y accesorios  que 
conforman  el Ducto,  Segmento  o 
sección,  los cuales  son enunciativos  
mas no limitativos,  ya que también  el 
regulado  puede  utilizar  algoritmos  
reconocidos  y de uso común  en la 
industria  del petróleo  y gas. 
 Existen  algoritmos  para la 
evaluación  de la integridad  
de estas  indicaciones  que 
están reconocidos  y 
aceptados  en la industria  
del petróleo  y gas, pero que 
no están  indicados  en la 
normatividad  enunciada.  
Por precisión  técnica,  
congruencia  y certeza  
jurídica,  con fundamento  en 
los artículos  14 y 16 
Constitucionales  y 3° de la 
Ley Federa l de 
Procedimiento  
Administrativo.  NO PROCEDE  Con fundamento  en el 
artículo  33 del Reglamento  
de la Ley Federal  sobre  
Metrología  y Normalización,  
la ASEA  determinó  no 
procedente  el comentario,  
debido  a que no existe  
propuesta  como  tal, 
asimismo  el numeral  6.3 
“Análisis  de integridad”  no 
limita  a estas  metodologías,  
establece  que la tabla  6 
indica  algunos  métodos  
disponibles  que pueden  ser 
aplicables.  
Adicional  a lo anterior,  se 
considera  que el comentario  
no indica  cuál es el 
problema  de utilizar  
“Métodos  para el análisis  de 
indicaciones”,  es decir,  no 
justifica  el efecto  técnico  y 
jurídico  que provoca  algún  
perjuicio.  Los artículos  
citados  de la Constitución  
Política  de los Estados  
Unidos  Mexicanos  y de la 
Ley Federal  de 
Procedimiento  
Administrativo,  no refieren  a 
tipos  de “Métodos  para el 
análisis  de indicaciones”,  el 
comentario  se considera  
ambiguo  y obscuro.   NO SE MODIFICA   
    Con fundamento  en los 
artículos  47, fracción  IV, de 
la Ley Federal  sobre  
Metrología  y Normalización  
y 33, tercer  párrafo,  de su 
Reglamento,  atendiendo  a 
la procedencia  del 
comentario  de la CRE al 
artículo  Tercero  Transitorio  
del Proyecto,  y de la etapa  
del procedimiento  de 
creación  en la que se 
encuentra  el mismo,  la SE MODIFICA    Miércoles 19 de diciembre de 2018   DIARIO OFICIAL  (Tercera Sección)       ASEA  determinó  eliminar  la 
palabra  Proyecto  y el prefijo  
PROY,  para quedar  como:  
Norma  Oficial  Mexicana.  
 
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  adicion al 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,  representa  que las 
indicaciones  contenidas  en el espesor,  no 
afectan  la integridad  del mismo,  a la PMO  
requerida.  AMGN -30 
Fecha  
 29-12-2017  6.3.1  Prueba  de presión.  Este numeral  aplica  sólo 
para tuberías  que piensan  
ser reutilizada  o cambiar  de 
servicio?  
Dicho  numeral  no es claro  y 
se contradice  a lo descrito  
en la NOM -007-SECRE -
2011  referente  a pruebas  de 
presión.   
Cuánto  tiempo  debe  cumplir  
una prueba  de presión?  
La prueba  pico cuando  
aplica?  NO PROCEDE  Con fundamento  en el 
artículo  33 del Reglamento  
de la Ley Federal  sobre  
Metrología  y Normalización,  
la ASEA  determinó  no 
procedente  el comentario,  
toda vez que el numeral  
6.3.1  “Prueba  de presión”  
establece  que la prueba  de 
presión  es un método  
opcional  para evaluar  la 
integridad  de un Ducto,  
Segmento  o Sección  
Respecto  del comentario  
que dicho  numeral  no es 
claro,  no se indica  en qué 
parte  contradice  a lo 
descrito  en la NOM -007-
SECRE -2011  referente  a 
pruebas  de presión,  por lo 
cual,  no se puede  
determinar  la contradicción  
al no basarse  en aspectos  
técnicos  y jurídicos.   
No se indica  expresamente  
la contradicción  o qué 
aspectos  de las Normas  son 
diferentes.  
Referente  a comentario,  
¿Cuánto  tiempo  debe  
cumplir  una prueba  de 
presión?  en el presente  
numeral  6.3.1  “Prueba  de 
presión”  si se encuentra  
establecido  el tiempo  de 
duración  de la prueba  de 
presión.  
Referente  a la prueba  pico y 
¿Cuándo  aplica?  Es a 
elección  del Regulado  el 
método  a utilizar.  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 secci ón; 
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 presió n 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 NO SE MODIFICA         (Tercera Sección)   DIARIO OFICIAL  Miércoles 19 de diciembre de 2018   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.  
 
 Pemex  Logística  y 
Pemex  Exploración  
y Produccion -59 
Fecha  
20-12-2017  Para  la ejecución  de la prueba,  los 
Regulados  podrán  apegarse  a los 
requisitos  y/o lineamientos  establecidos  
en Normas  Oficiales  Mexicanas,  Normas  
Mexicanas,  y a falta de éstas,  con los 
Estándares  Extranjeros  e Internacionales  
vigentes  aplicables,  y contar  con un 
procedimiento  específico  donde  se 
establezcan  los lineamientos  para su 
desarrollo.  Se mejora  redacción  y 
aclaran  términos  con base  
en la ISO 10802  
y 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.  
Por precisión  técnica,  
congruencia  y certeza  
jurídica,  con fundamento  
en los artículos  14 y 16 
Constitucionales  y 3° de la 
Ley Federal  de 
Proced imiento  
Administrativo.  NO PROCEDE  Con fundamento  en el 
artículo  33 del Reglamento  
de la Ley Federal  sobre  
Metrología  y Normalización,  
la ASEA  determinó  no 
procedente  el comentario,  
toda vez que el numeral  
6.3.1  “Prueba  de presión”  
establece  que la prueba  de 
presión  es un método  
opcional  para evaluar  la 
integridad  de un Ducto,  
Segmento  o Sección.  
Asimismo,  ya se indica  que 
el Regulado  debe  contar  
con procedimiento  
específico  y se establecen  
requisitos  mínimos  que 
debe  contener  para su 
desarrollo.  
Adicional  a lo anterior,  se 
considera  que el comentario  
no indica  cuál es el 
problema  de utilizar  “Prueba  
de presión”,  es decir,  no 
justifica  el efecto  técnico  y 
jurídico  que provoca  algún  
perjuicio.  Los artículos  
citados  de la Constitución  
Política  de los Estados  
Unidos  Mexicanos  y de la 
Ley Federal  de 
Procedimiento  
Administrativo,  no refieren  a 
tipos  de “Prueba  de 
presión”,  el comentario  se 
considera  ambiguo  y 
obscuro.   NO SE MODIFICA   
 
 CRE -71 
Fecha   
07-11-2017  Se sugiere  revisar  este párrafo  por qué no 
parece  adecuado  que una prueba  de 
presión  pueda  sustituir  los requisitos  
establecidos  en esta NOM.  
Adicionalmente,  permite  que el regulado  
realice  la prueba  como  lo decida  el mismo.   NO PROCEDE  Debido  a que una prueba  
de presión  es un método  
opcional  y no sustituye  los 
requisitos  de esta Norma.  
Se da respuesta  al 
comentario,  lo anterior  con 
fundamento  en el artículo  
5o., fracción  IV, de la Ley 
de la Agencia  Nacional  de 
Seguridad  Industrial  y de 
Protección  al Medio  
Ambiente  del Sector  
Hidrocarburos.   NO SE MODIFICA   
CRE -73 
Fecha   
07-11-2017  6.3.1  Prueba  de presión.  
Los operadores  del sistema  pueden  optar  
por la prueba  de presión  como  un método  
para evaluar  la integridad  de un Ducto,  
Segmento  o sección.  Debe  estar  dirigida  a las 
personas  que realizan  las 
actividades  de operación  de 
los Ductos  de recolección,  
Transporte  y Distribución  de 
Hidrocarburos,  Petrolíferos  
y Petroquímicos.  NO PROCEDE  Debido  que la Regulación  
como  lo indica  el Artículo  
3o., fracción  VIII de la Ley 
de la Agencia  Nacional  de 
Seguridad  Industrial  y de 
Protección  al Medio  
Ambiente  del Sector  
Hidrocarburos  menciona  
quienes  son los Regulados.  
El personal  propio,  así 
como  de los contratistas,  
subcontratistas,  prestadores  
de servicios  y proveedores  NO SE MODIFICA    Miércoles 19 de diciembre de 2018   DIARIO OFICIAL  (Tercera Sección)       es responsabilidad  del 
Regulado.  
Se da respuesta  al 
comentario,  lo anterior  con 
fundamento  en el artículo  
5o., fracción  IV, de la Ley 
de la Agencia  Nacional  de 
Seguridad  Industrial  y de 
Protección  al Medio  
Ambiente  del Sector  
Hidrocarburos.  
 CRE -74 
Fecha   
07-11-2017   Para  la ejecución  de la prueba,  los 
operadores  del sistema  con ayuda  de 
especialistas  en la materia  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 
ruptu ras durante  la realización  de la 
misma.  Debe  estar  dirigida  a las 
personas  que realizan  las 
actividades  de operación  de 
los Ductos  de recolección,  
Transporte  y Distribución  de 
Hidrocarburos,  Petrolíferos  
y Petroquímicos.  NO PROCEDE  Debido  que la Regulación  
como  lo indica  el Artículo  
3o., fracción  VIII de la Ley 
de la Agencia  Nacional  de 
Seguridad  Industrial  y de 
Protección  al Medio  
Ambiente  del Sector  
Hidrocarburos  menciona  
quienes  son los Regulados.  
El personal  propio,  así 
como  de los contratistas,  
subcont ratistas,  prestadores  
de servicios  y proveedores  
es responsabilidad  del 
Regulado.  
Se da respuesta  al 
comentario,  lo anterior  con 
fundamento  en el artículo  
5o., fracción  IV, de la Ley 
de la Agencia  Nacional  de 
Seguridad  Industrial  y de 
Protección  al Medio  
Ambiente  del Sector  
Hidrocarburos.   NO SE MODIFICA   
 
 Pemex  Logística  y 
Pemex  Exploración  
y Produccion -60 
Fecha  
20-12-2017  6.3.1  Prueba  de presión.  
Esta prueba  debe  ser realizada  de 
acuerdo  a las siguientes  etapas:  
ELIMINAR  Se recomienda  eliminar,  ya 
que estos pasos  son 
propios  de un procedimiento  
y no de una Norma.  
Adicionalmente,  dichos  
pasos  están  desarrollados  
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   
Por precisión  técnica,  
congruencia  y certeza  
jurídica,  con fundamento  en 
los artículos  14 y 16 
Constitucionales  y 3° de la 
Ley Feder al de 
Procedimiento  
Administrativo.  NO PROCEDE  Con fundamento  en el 
artículo  33 del Reglamento  
de la Ley Federal  sobre  
Metrología  y Normalización,  
la ASEA  determinó  no 
procedente  el comentario,  
toda vez que el numeral  
6.3.1  “Prueba  de presión”  
establece  que dicha  prueba  
es un método  opcional  para 
evaluar  la integridad  de un 
Ducto,  Segmento  o 
Sección.  
Adicional  a lo anterior,  se 
considera  que el comentario  
no indica  cuál es el 
problema  de utilizar  “Prueba  
de presión”,  es decir,  no 
justifica  el efecto  técnico  y 
jurídico  que provoca  algún  
perjuicio,  por lo que se 
consideró  no procedente  su 
eliminación.  Los artículos  
citados  de la Constitución  
Política  de los Estados  
Unidos  Mexicanos  y de la 
Ley Federal  de 
Procedimiento  
Administrativo,  no refieren  a 
tipos  de “Prueba  de 
presión”,  el comentario  se 
considera  ambiguo  y 
obscuro .  NO SE MODIFICA   
 CRE -72 
Fecha   
07-11-2017  Si no se presentan  fugas  en el Ducto,  
Segmento  o sección,  significa  que las 
indicaciones  contenidas  en el espesor,  no 
afectan  la integridad  del mism o, a la PMO  
requerida.  Se sugiere  cambiar  la 
palabra  representa  por 
significa,  le da más sentido.  PROCEDE  Se aplica  el comentario  
para mejorar  la redacción,  
se sustituye  en el último  
párrafo  la palabra  
“representa”  por “significa”.  
Se da respuesta  al 
comen tario,  lo anterior  con  SE MODIFICA         (Tercera Sección)   DIARIO OFICIAL  Miércoles 19 de diciembre de 2018   fundamento  en el artículo  
5o., fracción  IV, de la Ley 
de la Agencia  Nacional  de 
Seguridad  Industrial  y de 
Protección  al Medio  
Ambiente  del Sector  
Hidrocarburos.  
 Pemex  Logística  y 
Pemex  Exploración  
y Produccion -61 
Fech a 
20-12-2017  Si no se presentan  fugas  en el Ducto,  
Segmento  o sección,  significa  que la 
presión  de prueba  es la nueva  PMOP.  Se mejora  redacción  y 
aclara  término.  
Por precisión  técnica,  
congruencia  y certeza  
jurídica,  con fundamento  en 
los artículos  14 y 16 
Constitucionales  y 3° de la 
Ley Federal  de 
Procedimiento  
Administrativo.  PROCEDE  
PARCIALMENTE  Con fundamento  en el 
artículo  33 del Reglamento  
de la Ley Federal  sobre  
Metrología  y Normalización,  
la ASEA  determinó  
procedente  el comentario  y 
se adecua  el mismo 
conforme  las necesidades  
del documento  regulatorio,  
para dar claridad  y 
certidumbre  jurídica,  se 
sustituye  en el último  
párrafo  la palabra  
“representa”  por “significa”.  
No obstante,  la ASEA  
determinó  no procedente  la 
inserción  de la 
determinación  de que es 
una nueva  PMOP,  además  
de que el comentario  no 
indica  cuál es el problema  
de utilizar  “Prueba  de 
presión”,  es decir,  no 
justifica  el efecto  técnico  y 
jurídico  que provoca  algún  
perjuicio.  Los artículos  
citados  de la Constitución  
Política  de los Estados  
Unidos  Mexicanos  y de la 
Ley Federal  de 
Procedimiento  
Administrativo,  no refieren  a 
tipos  de “Prueba  de 
presión”,  el comentario  se 
considera  ambiguo  y 
obscuro.   SE MODIFICA   
 
 MARCOS  
ENRIQUE  SOSA  
DURÁN -10 
Fecha  
04-01-2018  Prueba  de presión.  
Si no se presentan  fugas  en el Ducto,  
Segmento  o sección,  representa  que las 
indicaciones  contenidas  en el espesor,  no 
afectan  la integridad  del mismo,  a la 
PMOP  requerida.  El término  PMO  se está 
empleando  diferente  a los 
otros  documentos  
relacionados  con lo mismo,  
es cuestión  de tener  claro  
exactamente  lo que se 
pretende,  en la mayoría  de 
los documentos  nacionales,  
Internacionales  y 
extranjeros,  definen  la PMO  
como  “Presión  máxima  a la 
cual el Sistema  de 
Transporte  opera  con 
normalidad  durante  un ciclo 
de operación  ordinario,  de 
acuerdo  con lo establecido  
por esta norma”  
PROYNOM - 
007-SECRE -2015,  
Transporte  de gas natural,  
etano,  biogás  y gas 
asociado  al carbón  mineral  
por medio  de ductos,  §4.26  
Máxima  presión  de 
operación  MPO  
API RP 1160  Managing  
System  Integrity  for 
Hazardous  Liquid  Pipelines,  
§3.1.32  máximum  operating  NO PROCEDE  Con fundamento  en el 
artículo  33 del Reglamento  
de la Ley Federal  sobre  
Metrología  y Normalización,  
la ASEA  determinó  no 
procedente  el comentario,  
toda vez que la PMO  es la 
presión  de referencia  a la 
cual se pretende  operar  el 
ducto,  ya que la PMOP  no 
se conoce  antes  de la 
aplicación  de la prueba,  
debido  a que la prueba  de 
presión  se aplica  para 
conocer  la integridad  del 
Ducto,  Segmento  o Sección  
(capac idad de contención).  
Por lo tanto  la PMOP  será 
producto  de los resultados  
de la prueba.   NO SE MODIFICA     Miércoles 19 de diciembre de 2018   DIARIO OFICIAL  (Tercera Sección)       Pressure,  
eCFR  49 CFR 195.2  – 
Definitions.  
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.  CRE -75 
Fecha   
07-11-2017  6.3.2  Respuesta  al Análisis  de 
integridad.  
Los operadores  del sistema  con ayuda  de 
especialistas  en la materia,  debe n 
elaborar  un programa  de actividades  de 
mantenimiento  para atender  los resultados  
del Análisis  de integridad,  cumpliendo  con 
los siguientes  criterios:  Debe  estar  dirigida  a las 
personas  que realizan  las 
activid ades de operación de 
los Ductos  recolección,  
Transporte  y Distribución  de 
Hidrocarburos,  Petrolíferos  
y Petroquímicos.  NO PROCEDE  Debido  que la Regulación  
como  lo indica  el Artículo  
3o., fracción  VIII de la Ley 
de la Agencia  Nacional  de 
Seguridad  Industrial  y de 
Protección  al Medio  
Ambiente  del Secto r 
Hidrocarburos  menciona  
quienes  son los Regulados.  
El personal  propio,  así 
como  de los contratistas,  
subcontratistas,  prestadores  
de servicios  y proveedores  
es responsabilidad  del 
Regulado.  
Se da respuesta  al 
comentario,  lo anterior  con 
fundamento  en el artículo  
5o., fracción  IV, de la Ley 
de la Agencia  Nacional  de 
Seguridad  Industrial  y de 
Protección  al Medio  
Ambiente  del Sector  
Hidrocarburos.  6.3.2  Respuesta  al Análisis  de 
integridad.  
Los Regulados  deben  elaborar  un 
programa  de actividades  de 
mantenimien to para atender  los 
resultados  del Análisis  de integridad,  
cumpliendo  con los siguientes  
criterios:  
a) Respuesta  inmediata,  y 
b) Respuesta  programada.  NO SE MODIFICA   
 
 Pemex  Logística  y 
Pemex  Exploración  
y Produccion -62 
Fecha  
20-12-2017  Con base  en los resultados  del Análisis  de 
integridad,  los Regulados  deben  elaborar  
un programa  de actividades 
clasificándolas como de:  
a) Respuesta  inmediata,  y 
b) Respuesta  programada.  Se mejora  redacción  y 
aclaran  términos  derivado  
de que la respuesta  a la 
integridad  están  
relacionadas  con 
reparaciones  o 
rehabilitaciones.  
Por precisión  técnica,  
congruencia  y certeza  
jurídica,  con fundamento  en 
los artículos  14 y 16 
Constitucionales  y 3° de la 
Ley Federal  de 
Procedimiento  
Administrativo.  NO PROCEDE  Con fundamento  en el 
artículo  33 del Reglamento  
de la Ley Federal  sobre  
Metrología  y Normalización,  
la ASEA  determinó  no 
procedente  el comentario,  
toda vez que no aporta  una 
mayor  certidumbre  al 
documento,  toda vez que ya 
se indica  que los Regulados  
deben  elaborar  un 
programa  para atender los 
resultados  del Análisis  de 
integridad,  cumpliendo  con 
los siguientes  criterios:  
a) Respuesta  
inmediata,  y 
b) Respuesta  
programada  
Adicional  a lo anterior,  se 
considera  que el 
comentario  no indica  cuál 
es el problema  de utilizar  
“Análisis  de integridad”,  es 
decir,  no justifica  el efecto  
técnico  y jurídico  que 
provoca  algún  perjuicio.  
Los artículos  citados  de la 
Constitución  Política  de los 
Estados  Unidos  Mexicanos  
y de la Ley Federal  de 
Procedimiento  
Administrativo,  no refieren  
a tipos  de “Análisis  de 
integridad”,  el comentario  
se considera  ambiguo  y 
obscuro.   NO SE MODIFICA         (Tercera Sección)   DIARIO OFICIAL  Miércoles 19 de diciembre de 2018   6.3.2.1  Respuesta  Inmediata.  
Aplica  para aquellos  defectos  que pueden  
causar  fallas  inmediatas  o antes  de un año, 
debido  a su efecto  en la resistencia  del 
material  y que por tanto  requieran  de una 
atención  programada.  
Siendo  estos  defectos:  
a) Criterio  del TVR:  
Cuando  el TVR < 1 año; 
b) Criterio  de la PMOP:  
Cuando  la PMOP  < presión  de operación;  
c) Criterio  de TMPO:   
Cuando  la TMPO  determinada  ≤ temperatura  
de operación,  y 
d) Cuando  exista  combinación  de 
indicaciones.  Pemex  Logística  y 
Pemex  Exploración  
y Produccion -63 
Fecha  
20-12-2017  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 
un programa  para su atención.  Se mejora  redacción  y 
aclara  término.  
Por precisión  técnica,  
congruencia  y certeza  
jurídica,  con fundamento  en 
los artículos  14 y 16 
Constitucionales  y 3° de la 
Ley Federal  de 
Procedimiento  
Administrativo.  NO PROCEDE  Con fundamento  en el 
artículo  33 del Reglamento  
de la Ley Federal  sobre  
Metrología  y Normalización,  
la ASEA  determinó  no 
procedente  el comentario  
debido  a que no aporta  
mayor  certidumbre  a la 
presente  Norma.  
Adicional  a lo anterior,  se 
considera  que el comentario  
no indica  cuál es el 
problema  de utilizar  
“Defectos”,  es decir,  no 
justifica  el efecto  técnico  y 
jurídico  que provoca  algún  
perjuicio.  Los artículos  
citados  de la Constitución  
Política  de los Estados  
Unidos Mexicanos  y de la 
Ley Federal  de 
Procedimiento  
Administrativo,  no refieren  a 
tipos  de “Defectos”,  el 
comentario  se considera  
ambiguo  y obscuro.  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.  NO SE MODIFICA   
 
 Pemex  Logística  y 
Pemex  Exploración  
y Produccion -64 
Fecha  
20-12-2017  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  Se mejora  redacción  y 
aclara  término.  
Se elimina  el inciso  d) 
porque  no se tienen  
parámetros  de comparación  
entre  las indicaciones  a 
combinarse  y queda  muy 
ambigua  su descripción.  
Por precisión  técnica,  
congruencia  y certeza  
jurídica,  con fundamento  en 
los artículos  14 y 16 
Constitucionales  y 3° de la 
Ley Federal  de 
Procedimiento  
Administrativo.  PROCEDE  
PARCIALMENTE  Con fundamento  en el 
artículo  33 del Reglamento  
de la Ley Federal  sobre  
Metrología  y Normalización,  
la ASEA  determinó  
procedente  el comentario  
respecto  del cambio  de la 
palabra  “defectos”  por 
“criterios”.  
Referente  al evento  
considerado  en el inciso  d) 
“Cua ndo exista  combinación  
de indicaciones”,  se 
considera  no procedente  
pues  es un escenario  
posible,  un Ducto  que 
contenga  una abolladura  
puede  adicionalmente  tener  
una ranura,  lo cual 
incrementa  la severidad,  por 
lo anterior  no se debe  
eliminar.  
Adicional  a lo anterior,  se 
considera  que el comentario  
no indica  cuál es el 
problema  de utilizar  
“Defectos”,  es decir,  no 
justifica  el efecto  técnico  y 
jurídico  que provoca  algún  
perjuicio.  Los artículos  
citados  de la Constitución  
Política  de los Estados  
Unidos  Mexic anos  y de la 
Ley Federal  de 
Procedimiento  
Administrativo,  no refieren  a 
tipos  de “Defectos”,  el 
comentario  se considera  
ambiguo  y obscuro.   SE MODIFICA   
 AMGN -21 
Fecha   Tiempo  de Vida Remanente  (TVR)  Hacen  mención  del Tiempo  
de Vida Remanente  sin 
embargo  creo conveniente  
que de igual  forma  NO PROCEDE  Con fundamento  en el 
artículo  33 del Reglamento  
de la Ley Federal  sobre  
Metrología  y Normalización,   NO SE MODIFICA    Miércoles 19 de diciembre de 2018   DIARIO OFICIAL  (Tercera Sección)       29-12-2017  consideren  coloquen  la 
formula  en este documento.  la ASEA  determinó  no 
procedente  el comentario  
debido a que el desarrollo  
de la fórmula  
correspondiente  debe  
establecerse  en el 
procedimiento  específico  de 
mantenimiento,  como  lo es 
la medición  preventiva  de 
espesores.  
 
 AMGN -31 
Fecha  
 29/12/2017  N/A Sería  conveniente  hacer  la 
referenci a al API 579 o 
ASME  B31.8  y B31.8  S 
donde  indican  los tiempos  
de respuesta  de acuerdo  a 
su severidad.  NO PROCEDE  Con fundamento  en el 
artículo  33 del Reglamento  
de la Ley Federal  sobre  
Metrología  y Normalización,  
la ASEA  determinó  no 
procedente  debido  a que el 
numeral  6.3.2.1  “Respuesta  
Inmediata”  establece  para la 
Respuesta  al Análisis  de 
integridad,  criterios  
cuantitativos  de severidad  
como,  la presión  máxima  de 
operación  permisible,  la 
temperatura  máxima  
permisible  de operación,  y 
el tiempo  de vida 
reman ente,  determinando  
cuándo  es requerido  una 
acción  de respuesta  
inmediata  o una acción  de 
respuesta  programada  de 
acuerdo  a su severidad.  
Las referencias  normativas  
o los documentos  que están  
listados  en la bibliografía  
fueron  las principales  
Normas  en las que se basó  
el documento.   NO SE MODIFICA   
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.  Pemex  Logística  y 
Pemex  Exploración  
y Produccion -65 
Fecha  
20-12-2017  Aplica  a las indicaciones  que pudieran  
fallar  antes  de la siguiente  inspección  de 
integridad.  Se mejora  redacción.  
Por precisión  técnica,  
congruencia  y certeza  
jurídica,  con fundamento  en 
los artículos  14 y 16 
Constitucionales  y 3° de la 
Ley Federal  de 
Procedimiento  
Administrativo.  NO PROCEDE  Con fundamento  en el 
artículo  33 del Reglamento  
de la Ley Federal  sobre  
Metrología  y Normalización,  
la ASEA  determinó  no 
procedente  el comentario  
debido  a que los términos  
“indicación”  y “defecto”  
tienen  alcance  diferente,  en 
el 6.3.2.2  “Respuesta  
programada”;  numeral  3.14 
Indicación.  Es la señal,  
respuesta  o evidencia  
obtenida  por la aplicación  
de una prueba  no 
destructiva,  generada  por 
una alteración,  imperfección  
o discontinuidad.  
Se está considerando  a los 
defectos,  de acuerdo  a 
término  establecido  en 
numeral  3.8 Defecto . Es 
una Indicación  de un tipo o 
magnitud  que excede  los 
criterios  de aceptación  
durante  el Análisis  de 
integridad.  6.3.2.2  Respuesta  programada.   
  
Aplica  a los defectos  que requieren  
atención  programada  y son aquellos  
que pueden  fallar  antes  de la siguie nte 
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 próxim a 
inspección  de integridad,  y 
c) Criterio  de TMPO:  
Cuando  la TMPO  determinada  ≤ 
temperatura  de diseño.  NO SE MODIFICA   
 
     Adicional  a lo anterior,  se 
considera  que el comentario  
no indica  cuál es el 
problema  de utilizar  
“Defectos”,  es decir,  no          (Tercera Sección)   DIARIO OFICIAL  Miércoles 19 de diciembre de 2018   justifi ca el efecto  técnico  y 
jurídico  que provoca  algún  
perjuicio.  Los artículos  
citados  de la Constitución  
Política  de los Estados  
Unidos  Mexicanos  y de la 
Ley Federal  de 
Procedimiento  
Administrativo,  no refieren  a 
tipos  de “Defectos”,  el 
comentario  se consider a 
ambiguo  y obscuro.  
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.  Pemex  Logística  y 
Pemex  Exploración  
y Produccion -66 
Fecha  
20-12-2017  Se deben  seleccionar  las acciones  de 
mitigación  y de mantenimiento  con base  
en el resultado  del Análisis  de Riesgo  o 
Análisis  de integridad,  y dar atención  
acorde  a su severidad,  Y pueden  ser de 
respuesta  inmediata  o programada.  Los defectos  no son el 
resultado  de un Análisis  de 
Riesgo  o de Integridad.  
Para  la NOM -027-SESH -
2010  es acción  de 
mitigación,  para DNV - 
RP-F116,  ASME  B31.8S,  
API RP 1160  e ISO 16708  
es ‘mitigac ión’. 
Por precisión  técnica,  
congruencia  y certeza  
jurídica,  con fundamento  en 
los artículos  14 y 16 
Constitucionales  y 3" de la 
Ley Federal  de 
Procedimiento  
Administrativo.  NO PROCEDE   Con fundamento  en el 
artículo  33 del Reglamento  
de la Ley Federal  sobre 
Metrología  y Normalización,  
la ASEA  determinó  no 
procedente  el comentario,  
toda vez que en el presente  
numeral  no se hace  
referencia  a que se proceda  
a la corrección  de defectos  
mediante  el resultado  del 
análisis  de riesgos,  pues  
aun cuando  éstos  si son 
datos  resultado  del propio  
análisis,  es éste el que sirve  
para determinar  las 
acciones  de mitigación  y/o 
mantenimiento  que los 
corregirán.  
Adicional  a lo anterior,  se 
considera  que el comentario  
no indica  cuál es el 
problema  de utilizar  
“Defectos”,  es decir, no 
justifica  el efecto  técnico  y 
jurídico  que provoca  algún  
perjuicio.  Los artículos  
citados  de la Constitución  
Política  de los Estados  
Unidos  Mexicanos  y de la 
Ley Federal  de 
Procedimiento  
Administrativo,  no refieren  a 
tipos  de “Defectos”,  el 
comentari o se considera  
ambiguo  y obscuro.  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 programa da de 
acuerdo  a su severidad.  NO SE MODIFICA   
 
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 Pemex  Logística  y 
Pemex  Exploración  
y Produccion -67 
Fecha  
20-12-2017  En la Figura  5, se enuncian  algunas  
actividades  que los Regulados  pueden  
utilizar  en función  de los peligros  a 
evaluar,  con la finalidad  de reducir  el 
riesgo  y/o probabilidad  de falla del Ducto,  
Segmento  o sección.  Se enuncian,  no se 
describen  actividades.  
La palabra  'deben'  se 
entiende  como  si tuvieran  
que utilizarse  todas  las 
actividades  de 
mantenimiento  descritas.  
Por precisión  técnica,  
congruencia  y certeza  
jurídica,  con fundamento  en NO PROCEDE  Con fundamento  en el 
artículo  33 del Reglamento  
de la Ley Federal  sobre  
Metrología  y Normalización,  
la ASEA  determinó  no 
procedente  el comentario,  
debido  a que se especifica  
que la aplicación  de dichas  
actividades  de 
mantenimiento  está en 
función  de los peligros  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.  
Para  efectos  de lectura  de la presente  
matriz  de atención  a comentarios  y NO SE MODIFICA    Miércoles 19 de diciembre de 2018   DIARIO OFICIAL  (Tercera Sección)       mantenimiento.  
 los artículos  14 y 16 
Constitucionales  y 3° de la 
Ley Federal  de 
Procedimiento  
Administrativo.  aplicables.  
No se integra  el término  
“pueden”,  ya que esto no 
genera  una obligación  al 
Regulado,  dejando  abierta  
la posibilidad  de utilizar  
cualquier  información,  
debiendo  considerar  lo 
establecido  en el numeral  
7.1 Actividades  de 
mantenimiento.  
Adicional  a lo anterior , se 
considera  que el comentario  
no indica  cuál es el 
problema  de utilizar  
“Describen”,  es decir,  no 
justifica  el efecto  técnico  y 
jurídico  que provoca  algún  
perjuicio.  Los artículos  
citados  de la Constitución  
Política  de los Estados  
Unidos  Mexicanos  y de la 
Ley Federal  de 
Procedimiento  
Administrativo,  no refieren  a 
tipos  de “Describen”,  el 
comentario  se considera  
ambiguo  y obscuro.  con el propósito  de visualiza r 
correctamente  la figura  5, es necesario  
remitirse  al Anexo  XI de figuras  y 
tablas  inserto  al final del presente  
documento.  
AMGN -32 
Fecha  
 29-12-2017  N/A Falta  el mantenimiento  
Prescriptivo  NO PROCEDE  Con fundamento  en el 
artículo  33 del Reglamento  
de la Ley Federal  sobre  
Metrología  y Normalización,  
la ASEA  determinó  no 
procedente  el comentario,  
debido  a que no existe  
propuesta  como  tal, sin que 
su justificación  aclare  el 
comentario  y no cambia  el 
contenido  del presente  
Proyecto  de Norma.  NO SE MODIFICA   
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  INFORMATIVO  C según  la falla.  CRE -77 
Fecha   
07-11-2017   Se sugiere  integrar  a la 
redacción  de dicho  párrafo:  
analizar  el comportamiento  
histórico  de las mediciones,  
así como  de las 
desviaciones  identificadas,  
estableciendo  indicadores  
de dicho  comportamiento,  
que faciliten  la actuación  
anticipada  del Regulado,  y 
con ello se garan tice la 
correcta  operación  del 
Ducto  o tramo.  NO PROCEDE  Debido  a que el comentario  
está implícito  en la 
redacción,  al establecer  que 
el Regulado  debe  dar 
cumplimiento  a identificar  y 
eliminar  de manera  
anticipada  posibles  fallas.  
Se da respuesta  al 
coment ario, lo anterior  con 
fundamento  en el artículo  
5o., fracción  IV, de la Ley 
de la Agencia  Nacional  de 
Seguridad  Industrial  y de 
Protección  al Medio  
Ambiente  del Sector  
Hidrocarburos.  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.  NO SE MODIFICA   
 
 Pemex  Logística  y 
Pemex  Exploración  
y Produccion -68 
Fecha  
20-12-2017  Actividades  llevadas  a cabo  de acuerdo  a 
criter ios establecidos  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.  
ELIMINAR  Apéndice  Informativo  C Se debe  evitar  la sobre  
regulación  y más por dos 
documentos  regulatorios  
emitidos  por la misma  
entidad.  
Con lo anterior  se elimina  el 
Apéndice  Informativo  C. 
Por precisión  técnica,  
congruencia  y certeza  
jurídica,  con fundamento  en 
los artículos  14 y 16 
Constitucionales  y 3° de la 
Ley Federal  de 
Procedimiento  NO PROCEDE  Con fundamento  en el 
artículo  33 del Reglamento  
de la Ley Federal  sobre  
Metrología  y Normalización,  
la ASEA  deter minó  no 
procedente  el comentario,  
toda vez que no indica  por 
qué el Apéndice  C 
(informativo)  sobre  regula.  
Es decir,  no es claro.   
No obstante  se aclara  que 
no existe  sobre  regulación,  
pues  incluso  dentro  del 
texto  del Proyecto  de  NO SE MODIFICA         (Tercera Sección)   DIARIO OFICIAL  Miércoles 19 de diciembre de 2018   Administrativo.  Norma  Oficial  Mexicana  se 
establece  en el numeral  
7.1.3  “Mantenimiento  
correctivo”  que los métodos  
de reparación  aceptados  en 
caso de Ductos,  Segmentos  
o Secciones  terrestres,  
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 cualquier  otra que emita  la 
Agencia  que tenga  relación  
con lo establecido  en el 
presente  Proyecto  de 
Norma.  
Respecto  del 
mantenimiento  predictivo  
debe  apegarse  a criterios  
establecidos  en las Normas  
Oficiales  Mexicanas,  
Normas  Mexicanas,  y a falta 
de éstas  con los estándares  
internacionales  vigentes  
aplicables  y se debe  de 
aplicar  las actividades  de 
mantenimiento  contenidas  
en la Figura  5 y Apéndice  C 
(informativo),  según  la falla.  
Adicional  a lo anterior,  se 
considera  que el comentario  
no indica  cuál es el 
problema  de utilizar  
“Apéndice  C (informativo),”,  
es decir, no justifica  el 
efecto  técnico  y jurídico  que 
provoca  algún  perjuicio.  Los 
artículos  citados  de la 
Constitución  Política  de los 
Estados  Unidos  Mexicanos  
y de la Ley Federal  de 
Procedimiento  
Administrativo,  no refieren  a 
tipos  de “Apéndice  C 
(informativo ),”, el 
comentario  se considera  
ambiguo  y obscuro.  
 
 SENER -17 
Fecha   
21-11-2017  7.1.1  Mantenimiento  predictivo.  
APÉNDICE  C (INFORMATIVO)  Sugerencia  con la finalidad  
de que se encuentre  
definido  de forma  idéntica  
en todo el documento.  PROC EDE Se aplica  comentario  en 
base  a la NMX -Z-013-SCFI -
2015,  quedando  como  a 
continuación.  Apéndice  C 
(informativo)  
Se da respuesta  al 
comentario,  lo anterior  con 
fundamento  en el artículo  
5o., fracción  IV, de la Ley 
de la Agencia  Nacional  de 
Seguridad  Indus trial y de 
Protección  al Medio  
Ambiente  del Sector  
Hidrocarburos.   SE MODIFICA   
PEMEX  
Exploración  y Ver comentario  NMX -Z-013-SCFI -2015  
Punto  6.2.2  y NO PROCEDE  Con fundamento  en el 
artículo  33 del Reglamento  NO SE MODIFICA    Miércoles 19 de diciembre de 2018   DIARIO OFICIAL  (Tercera Sección)       Produccion -18 
Fecha  
13-12-2017  6.6.7.5.1.   
Indicar  que norma.  de la Ley Federal  sobre  
Metrología  y Normalización,  
la ASEA  determinó  no 
procedente  el comentario,  
debido  a que no existe  
propuesta  como  tal, no 
cambia  el contenido  del 
presente  Proyecto  de 
Norma.  
En el Capítulo  12. 
“Bibliografía”,  se relac ionan  
los documentos  normativos  
que se pueden  consultar,  
además  de la tabla  6. 
AMGN -33 
Fecha  
 29-12-017 7.1.1  Mantenimiento  predictivo.  
N/A El predictivo  o con base  en 
el desempeño  es aquel  que 
se realiza  basado  en el 
histórico  del activo, 
permitiendo  en ocasiones  
alargar  o acortar  lo 
establecido  por el 
prescriptivo.  NO PROCEDE  Con fundamento  en el 
artículo  33 del Reglamento  
de la Ley Federal  sobre  
Metrología  y Normalización,  
la ASEA  determinó  no 
procedente  el comentario,  
toda vez que no es claro,  ni 
establece  sugerencia  
alguna  de cambio.  NO SE MODIFICA   
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 estándare s 
internacionales  vigentes  aplicables  de una 
actividad  de mantenimiento  predictivo,  para 
reducir  la degradación  del Ducto,  Segmento  
o sección,  indicadas  en la Figura  5 y 
APÉNDICE  INFORMATIVO  C. AMGN -34 
Fecha  
 29-12-2017  N/A Preventivo  o prescriptivo,  se 
realizan  con base  en la 
información  del fabricante  
en el caso de equipos  
dinámicos,  y con base  en lo 
establecido  en las Normas  
como  la ASME  B31.8s  que 
especifica  los periodos  de 
re-evaluación  con base  en 
su esfuerzo  tangencial.  La 
descripción  no es clara.  NO PROCEDE  Con fundamento  en el 
artículo  33 del Reglamento  
de la Ley Federal  sobre  
Metrología  y Normalización,  
la ASEA  determinó  no 
procedente  debido  a que no 
es claro  el comentario  ni la 
sugerencia  de cambio.  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).  NO SE MODIFICA   
PEMEX  
Exploración  y 
Produccion -19 
Fecha  
13-12-2017  Ver comentario  NMX -Z-013-SCFI -2015  
Punto  6.2.2  y 6.6.7.5.1.  NO PROCEDE  Con fundamento  en el 
artículo  33 del Reglamento  
de la Ley Federal  sobre  
Metrología  y Normalización,  
la ASEA  determinó  no 
procedente  debido  a que no 
existe  propuesta  como  tal, 
no cambia  el contenido  del 
presente  Proyecto  de 
Norma.  
En la bibliografía  se 
relacionan  los documentos  
normativos  que se pueden  
consultar,  además  de la 
tabla  6. NO SE MODIFICA   
 
 Pemex  Logística  y 
Pemex  Exploración  
y Produccion -69 
Fecha  
20-12-2017  Actividades  llevadas  a cabo  de acuerdo  a 
criterios  establecidos  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  . 
ELIMINAR  Apéndice  Informativo  C Se debe  evitar  la sobre  
regulación  y más por dos 
documentos  regulatorios  
emitidos  por la misma  
entidad.  
Con lo anterior  se elimina  el 
Apéndice  Informativo  C. 
Por precisión  técnica,  
congruencia  y certeza  
jurídica,  con fundamento  en 
los artículos  14 y 16 
Constitucionales  y 3° de la 
Ley Federal  de 
Procedimiento  
Administrativo.  NO PROCEDE  Con fundamento  en el 
artículo  33 del Reglamento  
de la Ley Federal  sobre  
Metrología  y Normalización,  
la ASEA  determinó  no 
procedente  el comentario,  
toda vez que no indica  por 
qué el apéndice  informativo  
C sobre  regula.  Es decir,  no 
es claro.   
No obstante  se aclara  que 
no existe  sobre  regulación,  
pues  incluso  dentro  del 
texto  del Proyecto  de 
Norma  Oficial  Mexicana  se 
establece  en el numeral  
7.1.3  “Mantenimiento  
correctivo”  los métodos  de 
repara ción aceptados  para 
el Ducto,  Segmento  o 
Sección  terrestre,  deben   NO SE MODIFICA         (Tercera Sección)   DIARIO OFICIAL  Miércoles 19 de diciembre de 2018   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 cualquier  otra que emita  la 
Agencia  que tenga  relación  
con lo establecido  en el 
presente  Proyecto  de 
Norma.  
Respecto  del 
mantenimiento  preventivo  
debe apegarse  a criterios  
establecidos  en las Normas  
Oficiales  Mexicanas,  
Normas  Mexicanas,  y a falta 
de éstas  con los estándares  
internacionales  vigentes  
aplicables  y se debe  de 
aplicar  las actividades  de 
mantenimiento  contenidas  
en la Figura  5 y Apéndice  C 
(informativo),  según  la falla.  
Adicional  a lo anterior,  se 
considera  que el comentario  
no indica  cuál es el 
problema  de utilizar  
“Apéndice  C (informativo),”,  
es decir,  no justifica  el 
efecto  técnico  y jurídico  que 
provoca  algún  perjuicio.  Los 
artículos  citados  de la 
Constitución  Política  de los 
Estados  Unidos  Mexicanos  
y de la Ley Federal  de 
Procedimiento  
Administrativo,  no refieren  a 
tipos  de “Apéndice  C 
(informativo),  el comentario  
se considera  ambiguo  y 
obscuro.  
     Con fundamento  en el 
artículo  33 del Reglamento  
de la Ley Federal  sobre  
Metrología  y Normalización  
y derivado  de la pertinencia  
de diversos  comentarios  y 
de la propia  revisión  al 
documento  normativo,  la 
Agencia  determinó  que, 
para dar claridad  técnica  y 
certidumbre  jurídica,  en lo 
referido  a los “Apéndices”,  
se modifica  conforme  a la 
NMX -Z-013-SCFI -2015,  con 
la finalidad  de que se 
encuentre  definido  de forma  
idéntica  en todo el 
documento.   SE MODIFICA   
 
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 fuerza  impulsora  de la 
falla,  los métodos  de reparación  aceptados  
para el Ducto,  Segmento  o sección  terrestre  
debe n cumplir  con lo establecido  en las 
disposiciones  administrativas  de carácter  
general  que establecen  los Lineamientos  en AMGN -35 
Fecha  
 29-12-2017  N/A Se debe  especificar  primero  
en qué lugar  se encuentran  
las disposiciones,  tal como  
se menciona  en los 
marinos,  ya que este texto  
es incomprensible.  NO PROCEDE  Con fundamento  en el 
artículo  33 del Reglamento  
de la Ley Federal  sobre  
Metrología  y Normalización,  
la ASEA  determinó  no 
procedente  el comentario,  
pues  las DISPOSICIONES  
administrativas  de carácter  
general  que establecen  los 
Lineamientos  en materia  de 
Seguridad  Industrial,  
Seguridad  Operativa  y 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 NO SE MODIFICA    Miércoles 19 de diciembre de 2018   DIARIO OFICIAL  (Tercera Sección)       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 cualquier  otra que emita  la 
Agencia  que tenga  relación  con lo 
establecido  en el presente  Proyecto  de 
Norma.  Los métodos  de reparación  
aceptados  para Ductos,  Segmentos  o 
secciones  marinos  son los contenidos  en la 
Tabla 7 o cualquier  otro que lo iguale  o 
mejore.  
En todos  los métodos  correctivos  se 
requiere  contar  como  mínimo  con la 
siguiente  documentación:  
a) Procedimiento  de elaboración  del Diseño;   
b) Memoria  de cálculo;  
c) Procedimiento  de fabricación;  
d) Procedim iento  de instalación;  
e) Certificados  de materiales;  
f) Cuando  se utilicen  procesos  de soldadura:  
Procedimiento  de soldadura  (WPS),  
Registro  de calificación  de procedimiento  
(PQR),  Registro  de la 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,  e 
i) Informe  de calibración  de los equipos  
utilizados,  incluye  los equipos  de Pruebas  no 
destructivas.  Protección  al Medio  
Ambiente,  para el transpo rte 
terrestre  por medio  de 
Ductos  de Petróleo,  
Petrolíferos  y 
Petroquímicos,  fueron  
publicadas  en el DOF  el 
31/03/2017.  
Toda  vez que las 
Disposiciones  si se 
encuentran  citadas  dentro  
del documento,  no se logran  
desprender  qué quiere  decir  
“especificar  primero en qué 
lugar  se encuentran”.  carácter  general  que establecen  los 
Lineamientos  en materia  de Seguridad  
Industrial,  Segu ridad  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  documentac ión: 
a) Procedimiento  de elaboración  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),  Registr o de 
calificación  de procedimiento  (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 
Apéndice  D (normativo),  e 
i) Informe  de calibración  de los 
equipos  utilizados,  incluye  los equipos  
de Pruebas  no destructivas.  AMGN -36 
Fecha  
 29-12-2017  Los métodos  de reparación  aceptados  
para Ductos,  Segmentos  o secciones  son 
los contenidos  en la Tabla  7 Solo aplica  para marinos  ¿? 
Y los terrestres.  
 NO PROCEDE  Con fundamento  en el 
artículo  33 del Reglamento  
de la Ley Federal  sobre  
Metrología  y Normalización,  
la ASEA  determinó  no 
procedente  el comentario  
debido  a que no se 
presenta  ninguna  propuesta  
solo se manifiestan  dudas.  
Respecto  al mantenimiento  
correctivo  de Ductos  
terrestres  se establece  en el 
numeral  7.1.3  
“Mantenimiento  correctivo”;  
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 cualquier  otra que emita  la 
Agencia  que tenga  relación  
con lo establecido  en el 
presente  Proyecto  de 
Norma.  NO SE MODIFICA   
 
 AMGN -37 
Fecha  
29-12-2017  g) Procedimientos  de Pruebas  no 
destructivas;  
h) Certificados  del personal  que 
aplicará  las Pruebas  no 
destructivas,  e 
i) Informe  de calibración  de los 
equipos  utilizados,  incluye  los 
equipos  de Pruebas  no 
destructivas.  
j) Informe  de Pruebas  No 
destructivas  Falta  listar  el informe  o 
resultado  de las pruebas  no 
destructivas   NO PROCEDE  Con fundamento  en el 
artículo  33 del Reglamento  
de la Ley Federal  sobre  
Metrología  y Normalización,  
la ASEA  determinó  no 
procedente  el comentario,  
toda vez que ya se indica  
que se pueden  incluir  los 
métodos  y requisitos  que se 
consid eren necesarios.  
Siempre  que las igualen  y/o 
mejoren.   
El numeral  7.1.3  
“Mantenimiento  correctivo”  
establece  el contenido  o 
listado  que debe  presentar  
el Regulado  en un informe  o 
reporte  correspondiente  a 
este rubro.   NO SE MODIFICA   
AMGN -69 
Fecha  
 29-12-2017  Sección  7 WPS,  PQR,  WPQ  
• Tal como  nombran  los 
certificados  del personal  
que realiza  PND,  se sugiere  
colocar  de igual  forma  en 
los procesos  de soldadura  a NO PROCEDE  Con fundamento  en el 
artículo  33 del Reglamento  
de la Ley Federal  sobre  
Metrología  y Normalización,  
la ASEA  determinó  no 
procedente  el comentario,  
debido  a que a diferencia  de NO SE MODIFICA         (Tercera Sección)   DIARIO OFICIAL  Miércoles 19 de diciembre de 2018   un CWI.  las PND  que, si existen  
esquemas  de certificación  
tanto  por el contratista  o 
prestador  de servicio  y de 
tercera  parte,  en el tema  de 
la soldadura  no existe  la 
figura  de certificación  solo 
de calificación  tanto  de los 
procedimientos  de 
soldadura  y de la habilidad  
de los soldadores  u 
operadores  de máquinas  de 
soldar.  Los requisitos  
mínimos  que se establecen  
en el Proyecto  de Norma  
son los de la competencia  
del personal  que ejecutara  
las actividades  no de los 
que supervisaran.  
 
 AMGN -70 
Fecha  
 29-12-2017  Tabla  7 Tabla  7 
• En esta tabla  mencionan  
el uso de envolventes  no 
metálicos,  mas no 
especifican  más detalles  de 
estos  mismos  en todo el 
docume nto, Se considera  
viable  que coloquen  más 
detalles.  NO PROCEDE  Con fundamento  en el 
artículo  33 del Reglamento  
de la Ley Federal  sobre  
Metrología  y Normalización,  
la ASEA  determinó  no 
procedente  el comentario,  
toda vez que las 
envolventes  están  listadas  
en la tabla  7 como  método  
de reparación  aceptado,  
asimismo  se describe  los 
alcances  de cada  tipo de 
envolvente  de acuerdo  a los 
requerimientos  del 
Regulado,  en el apartado  de 
Observaciones  a la Tabla  7.  NO SE MODIFICA   
 CRE -78 
Fecha   
07-11-2017  Se sugiere  especificar  los siguientes  
conceptos:  
a) Procedimiento  encaminado  a señalar  
las acciones  a seguir  durante  el diseño,  
(¿diseño  de qué?  ¿se refiere  a la 
descripción  del proceso?)  
h) Certificados  del personal  que aplicará  
las Pruebas  no destructivas,  e 
(espec ificar  qué tipo de certificados  y 
quién  certifica )  PROCEDE  
PARCIALMENTE  Debido  a que no se 
presenta  ninguna  propuesta  
sólo se manifiestan  dudas.  
Aclarando  las dudas  el 
procedimiento  a que se 
refiere  el inciso  a) es del 
método  de reparación.  Para  
mayor  aclaración  revisar  
normatividad  relacionada  
con métodos  de reparación  
como  lo es el ASME  PCC -2. 
En cuanto  al comentario  de 
los certificados  del personal  
que aplicará  las pruebas  no 
destructivas,  se adecua  
texto  de inciso  h) de 
acuerdo  a necesidades  del 
docume nto regulatorio.  
Se da respuesta  al 
comentario,  lo anterior  con 
fundamento  en el artículo  
5o., fracción  IV, de la Ley 
de la Agencia  Nacional  de 
Seguridad  Industrial  y de 
Protección  al Medio  
Ambiente  del Sector  
Hidrocarburos.   SE MODIFICA   
 
 PEMEX  
Explorac ión y 
Produccion -15 
Fecha  
13-12-2017  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,  … Se sugiere  cambio  en la 
redacción  para mejora  del 
concepto  y de esta manera  
se alinea  a lo establecido  en 
el punto  7. PROCEDE  Con fundamento  en el 
artículo  33 del Reglamento  
de la Ley Federal  sobre  
Metrología  y Normali zación,  
la ASEA  determinó  no 
procedente  el comentario,  
toda vez que el concepto  
propuesto  da mayor   SE MODIFICA  
   Miércoles 19 de diciembre de 2018   DIARIO OFICIAL  (Tercera Sección)       claridad  técnica  y mejora  la 
redacción,  sustituyendo  en 
primer  párrafo  de este 
numeral  7.1.3  
Mantenimiento  correctivo,  el 
término  “fuerza  impulsora”  
por la palabra  “severidad”.  
Pemex  Logística  y 
Pemex  Exploración  
y Produccion -70 
Fecha  
20-12-2017  Actividades  llevadas  a cabo  para la 
reparación  de defectos  presentes  en el 
Ducto,  Segmento  o sección.  La selección  
del método  de reparación  estará  en 
función  del tipo de defecto  y deben  
cumplir  con lo establecido  en el artículo  81 
de 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.  De esta manera  se evitaría  
una sobre  regulación  con 
documentos  regulatorios  
emitidos  por la misma  
entidad.  
Contemplado  como  
información  que se debe  
presentar  conforme  al 
Anexo  IV de las DACGS  
SASISOPA  X, 
INTEGRIDAD  MECÁNICA  
Y ASEGURAMIENTO  DE 
LA CALIDAD:  
Por precisión  técnica,  
congruencia  y certeza  
jurídica,  con fundamento  en 
los articulas  14 y 16 
Constitucionales  y 3° de la 
Ley Federal  de 
Procedimiento  
Administrat ivo. NO PROCEDE  Con fundamento  en el 
artículo  33 del Reglamento  
de la Ley Federal  sobre  
Metrología  y Normalización,  
la ASEA  determinó  no 
procedente  el comentario,  
debido  que respecto  al 
mantenimiento  correctivo  
para Ductos  se establece  
de acuerdo  a lo siguiente  en 
el numeral  7.1.3  
“Mantenimiento  correctivo”;  
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 cualquier  otra que emita  la 
Agencia  que tenga  relación  
con lo establecido  en el 
presente  Proyecto  de 
Norma.  NO SE MODIFICA   
     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.  
Adicional  a lo anterior,  se 
considera  que el comentario  
no indica  cuál es el 
problema  de utilizar  
“Eliminación  de defectos  o 
fallas”,  es decir,  no justifica  
el efecto  técnico  y jurídico  
que provoca  algún  perjuicio.  
Los artículos  citados  de la 
Constitución  Política  de los 
Estados  Unidos  Mexicanos  
y de la Ley Federal  de 
Procedimiento  
Administrativo,  no refieren  a 
tipos  de “Eliminación  de 
defectos  o fallas”,  el 
comentario  se considera  
ambiguo  y obscuro.     
 
 Pemex  Logística  y 
Pemex  Exploración  
y Produccion -71 
Fecha  
20-12-2017  Tabla  7 
ELIMINAR  De esta mane ra se evitaría  
una sobre  regulación  con 
documentos  regulatorios  
emitidos  por la misma  
entidad.  
Por precisión  técnica,  
congruencia  y certeza  
jurídica,  con fundamento  en 
los articulas  14 y 16 
Constitucionales  y 3° de la 
Ley Federal  de 
Procedimiento  
Administr ativo.  NO PROCEDE  Con fundamento  en el 
artículo  33 del Reglamento  
de la Ley Federal  sobre  
Metrología  y Normalización,  
la ASEA  determinó  no 
procedente  el comentario,  
debido  a que el comentario  
no se sustenta  sobre  una 
base  técnica  y jurídica.  
Respecto  al mantenimiento  
correctivo  para Ductos  se 
establece  de acuerdo  a lo 
siguiente  en el numeral  
7.1.3  “Mantenimiento  
correctivo”;  Los métodos  de 
reparación  aceptados  para 
el Ducto,  Segmento  o 
Sección  terrestre  deben  
cumplir  con lo establecido   NO SE MODIFICA         (Tercera Sección)   DIARIO OFICIAL  Miércoles 19 de diciembre de 2018   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 cualqui er otra que emita  la 
Agencia  que tenga  relación  
con lo establecido  en el 
presente  Proyecto  de 
Norma.  
Los métodos  de reparación  
aceptados  para Ductos,  
Segmentos  o secciones  
marinos  son los contenidos  
en la Tabla  7 o cualquier  
otro que lo iguale  o mejore.  
Adicional  a lo anterior,  se 
considera  que el comentario  
no indica  cuál es el 
problema  de utilizar  la Tabla  
7, es decir,  no justifica  el 
efecto  técnico  y jurídico  que 
provoca  algún  perjuicio.  Los 
artículos  citados  de la 
Constitución  Política  de los 
Estados  Unidos Mexicanos  
y de la Ley Federal  de 
Procedimiento  
Administrativo,  no refieren  
al contenido  de la Tabla  7, 
el comentario  se considera  
ambiguo  y obscuro.  
 
 AMGN -59 
Fecha  
 29-12-2017  •Métodos  de reparación  (numeral  7.1.3).  
N/A El numeral  solo aplica  para 
Ductos  marinos.  NO PROCEDE  Con fundamento  en el 
artículo  33 del Reglamento  
de la Ley Federal  sobre  
Metrología  y Normalización,  
la ASEA  determinó  no 
procedente  el comentario,  
toda vez que no es claro  el 
comentario  ni la sugerencia  
de cambio.  
Respecto  al mantenimiento  
correctivo  para Ductos  se 
establece  de acuerdo  a lo 
siguiente  en el numeral  
7.1.3  “Mantenimiento  
correctivo”;  Los métodos  de 
reparación  aceptados  en el 
caso de Ductos,  Segmentos  
o Secciones  terrestres  
deben  cumplir  con lo 
estable cido 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 cualquier  otra que emita  la 
Agencia  que tenga  relación  
con lo establecido  en el 
presente  Proyecto  de 
Norma.  
Los métodos  de reparación  
aceptados  para Ductos,  
Segmentos  o secciones  
marinos  son los contenidos  
en la Tabla  7 o cualquier   NO SE MODIFICA    Miércoles 19 de diciembre de 2018   DIARIO OFICIAL  (Tercera Sección)       otro que lo iguale  o mejore.  
 
7.2 Actividades  de Mitigación.  
La Figura  6 y APÉNDICE  INFORMATIVO  C, 
mencionan  algunas  de las actividades  de 
Mitigación  que los Regulados,  deben  
realizar  en función  de los peligros  aplicables,  
para reducir  las probabilidades  de falla del 
Ducto,  Segmento  o sección.  
Figura  6. Clasificación  de actividades  de 
Mitigación.  
 
 
 
 
 
Tabla  7. Métodos  de reparación  
aceptados  para  Ducto,  Segmento  o 
sección  Maríno.  
 
Observaciones  Tabla  7: 
 AMGN -38 
Fecha  
 29-12-2017  Figura  6. Clasificación  de actividades  
de Mitigación  
N/A No indica  que tipo de 
peligros  o amenazas  
mitigan.  NO PROCEDE  Con fundamento  en el 
artículo  33 del Reglamento  
de la Ley Federal  sobre  
Metrología  y Normalización,  
la ASEA  determinó  no 
procedente  el comentario,  
debido  a que no es claro  el 
comentario  ni la sugerencia  
de cambio.  
El Proyecto  de Norma  
contiene  el numeral  7.2 
“Actividades  de Mitigación”  
donde  se dispone  de 
información  en forma  
enunciativa  como  la Figura  
6. “Clasificación  de 
actividades  de Mitigación”  
así como  el Apéndice  C 
(informativo).  “Clasificación  
de actividades  de 
mantenimiento  y 
mitigación”,  donde  se 
describen  diferentes  
actividades  de 
mantenimiento  predictivo,  
preventivo  y correctivo  así 
como  de mitigación,  que 
son aceptados  dependiendo  
del alcance del programa  
del Regulado  en función  de 
los peligros  aplicables  y del 
resultado  del análisis  de 
integridad.  7.2 Actividades  de Mitigación.  
La Figura  6 y Apéndice  C 
(informativo),  mencionan  algunas  de 
las actividades  de Mitigación  que los 
Regulados,  deben realizar  en función  
de los peligros  aplicables,  para reducir  
las probabilidades  de falla del Ducto,  
Segmento  o Sección.  
Para  efectos  de lectura  de la presente  
matriz  de atención  a comentarios  y 
con el propósito  de visualizar  
correctamente  la figura  6 es necesario  
remitirse  al Anexo  XII de figuras  y 
tablas  inserto  al final del presente  
documento.  
Para  efectos  de lectura  de la presente  
matriz  de atención  a comentarios  y 
con el propósito  de visualizar  
correctamente  la tabla  7, es necesario  
remitirse  al Anex o XIII de figuras  y 
tablas  inserto  al final del presente  
documento.  NO SE MODIFICA   
SENER -18 
Fecha   
21-11-2017  7.2 Actividades  de Mitigación.  
APÉNDICE  C (INFORMATIVO)  Sugerencia  con la finalidad  
de que se encuentre  
definido  de forma  idéntica  
en todo el documento.  PROCEDE  Se aplica  comentario  en 
base  a la NMX -Z-013-SCFI -
2015,  quedando  en primer  
párrafo  como  a 
continuación;  Apéndice  C 
(informativo).  
Se da respuesta  al 
comentario,  lo anterior  con 
fundamento  en el artículo  
5o., fracción  IV, de la Ley 
de la Agencia  Nacional  de 
Seguridad  Industrial  y de 
Protección  al Medio  
Ambiente  del Sector  
Hidrocarburos.  SE MODIFICA   
 
 SENER -19 
Fecha   
21-11-2017   7.2 Actividades  de 
Mitigación.  
Figura  6. Clasificación  de 
actividades  de Mitigación.  
Se sugiere  pasar  la figura  6 
a otra página  para que se 
pueda  visualizar  
completamente.  NO PROCEDE  Se acomoda  conforme  al 
espacio  y a como  se solicita  
para publicación  en el DOF.  
Se da respuesta  al 
comentario,  lo anterior  con 
fundamento  en el artículo  
5o., fracción  IV, de la Ley 
de la Agencia  Nacional  de 
Seguridad  Industrial  y de 
Protección  al Medio  
Ambiente  del Sector  
Hidrocarburos.   NO SE MODIFICA   
SENER -20 
Fecha   
21-11-2017   7.2 Actividades  de 
Mitigación.  
Tabla  7. Métodos  de 
reparación  aceptados  para NO PROCEDE   Se puede  manipular  el 
tamaño  de la tabla.  Aunque  
es relativamente  evidente  
que la publicación  fue la NO SE MODIFICA         (Tercera Sección)   DIARIO OFICIAL  Miércoles 19 de diciembre de 2018   Ducto,  Segmento  o sección  
Marino. 
Se sugiere  centrar  la tabla,  
para visualizarla  mejor.  que reflejo  errores  por parte  
del DOF.  
Se da respuesta  al 
comentario,  lo anterior  con 
fundamento  en el artículo  
5o., fracción  IV, de la Ley 
de la Agencia  Nacional  de 
Seguridad  Industrial  y de 
Protección  al Medio  
Ambiente  del Sector  
Hidrocarburos.  
PEMEX  
Exploración  y 
Produccion -16 
Fecha  
13-12-2017  3.- La hermeticidad en las envolventes 
tipo A pernadas, debe lograrse por los 
sellos y no por algún producto 
inyectado en el espacio anular, se 
deberá comprobar  que en caso de que el 
defecto evolucione a una fuga se 
garantice que tendrá la capacidad de 
contener la presión y temperatura del 
Ducto para su continuidad operativa, y La instalación  de 
envolventes  pernadas  (sin 
sello con soldadura)  se 
aplica  para una reparación  
provisional  en caso de fuga.  
Así mismo,  se han utilizado  
como  envolventes  tipo “B”, 
contenedora  de presión  y 
temperatura,  siempre  y 
cuando  estén  preparadas  y 
se realice  el sello con 
soldadura  de sus extremos  
longitudinales  y 
circunferenciales.  
Por lo anterior,  es 
importante  que se asegure  
que, al instalarse  en los 
tipos  de defectos  con alta 
probabilidad  de evoluci onar 
a una fuga,  estos  
envolventes  funcionen  
como  un recipiente  
contenedor  de la presión  y 
temperatura.  NO PROCEDE  Con fundamento  en el 
artículo  33 del Reglamento  
de la Ley Federal  sobre  
Metrología  y Normalización,  
la ASEA  determinó  no 
procedente  el coment ario, 
debido  a que está 
considerado  y se indica  en 
la notas  de observaciones  
de la tabla  7, cuando  se 
describe  el concepto  de 
“Envolvente  metálica  tipo A 
pernada”,  “Este  tipo de 
envolvente  puede  funcionar  
como  tipo B provisional,  si 
es diseñada  para soport ar 
la Presión  y Temperatura  a 
las cuales  se pretende  
operar  el Ducto  a 
reparar…”.  NO SE MODIFICA   
 
 PEMEX  
Exploración  y 
Produccion -17 
Fecha  
13-12-2017  Envolvente  metálica  tipo A pernada:  
Formada  por dos medias  cañas  que son 
colocadas  alrededor  de un Segm ento 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  con 
soldadura  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 (sello  con 
soldadura).  Es importante  que se 
asegure  que, al instalarse  
en los tipos  de defectos  con 
alta probabilidad  de 
evolucionar  a una fuga,  
estos  envolventes  funcionen  
como  un envolvente  
contenedora  de la presión  y 
temperatura.  NO PROCEDE  Con fundamento  en el 
artículo  33 del Reglamento  
de la Ley Federal  sobre  
Metrología  y Normalización,  
la ASEA  determinó  no 
procedente  el comentario,  
toda vez que no es acorde  
para la descripción  de 
“Envolvente  metálica  tipo A 
pernada”,  donde  el 
concepto  de sellos  es 
referido  a sus aditamentos  
internos  de la envolvente  a 
lo largo  de las caras  de las 
bridas  y en los extremos  
circunferenciales.  El 
concept o de sello con 
soldadura  corresponde  a la 
envolvente  tipa B.  NO SE MODIFICA   
Pemex  Logística  y 
Pemex  Exploración  
y Produccion -72 
Fecha  
20-12-2017  La Figura  6 y APÉNDICE  INFORMATIVO  
C, mencionan  algunas  de las actividades  
de Mitigación  que los Regulados,  deben  
realizar  en función  de los peligros  
aplicables,  para reducir  las probabilidades  
de falla del Ducto,  Segmento  o sección.  
ELIMINAR  De esta manera  se evitaría  
una sobre  regulación  con 
documentos  regulatorios  
emitidos  por la misma  
entidad.  
Por precisión  técnica,  
congruencia  y certeza  
jurídica,  con fundamento  en 
los articulas  14 y 16 
Constitucionales  y 3° de la 
Ley Federal  de 
Procedimiento  
Administrativo.  NO PROCEDE  Con fundamento  en el 
artículo  33 del Reglamento  
de la Ley Federal  sobre  
Metrología  y Norma lización,  
la ASEA  determinó  no 
procedente  el comentario,  
debido  a que el comentario  
no se sustenta  sobre  una 
base  técnica  y jurídica.  
Toda  vez que no se precisa  
el (los) documentos  
normativos  que motiven  su 
comentario.  
Adicional  a lo anterior,  se 
considera  que el comentario  
no indica  cuál es el 
problema  de utilizar  “Figura  NO SE MODIFICA    Miércoles 19 de diciembre de 2018   DIARIO OFICIAL  (Tercera Sección)       6 y Apéndice  C 
(informativo),  es decir,  no 
justifica  el efecto  técnico  y 
jurídico  que provoca  algún  
perjuicio.  Los artículos  
citados  de la Constitución  
Política  de los Estados  
Unidos  Mexi canos  y de la 
Ley Federal  de 
Procedimiento  
Administrativo,  no refieren  a 
tipos  de “Figura  6 y 
Apéndice  C (informativo),  el 
comentario  se considera  
ambiguo  y obscuro.  
Pemex  Logística  y 
Pemex  Exploración  
y Produccion -73 
Fecha  
20-12-2017  Figura 6. Clasificación  de actividades  de 
Mitigación.  
ELIMINAR  De esta manera  se evitaría  
una sobre  regulación  con 
documentos  regulatorios  
emitidos  por la misma  
entidad.  
Por precisión  técnica,  
congruencia  y certeza  
jurídica,  con fundamento  en 
los articulas  14 y 16 
Constitucionales  y 3° de la 
Ley Federal  de 
Procedimiento  
Administrativo.  NO PROCEDE  Con fundamento  en el 
artículo  33 del Reglamento  
de la Ley Federal  sobre  
Metrología  y Normalización,  
la ASEA  determinó  no 
procedente  el comentario,  
debido  a que el comentario  
no se sustenta  sobre  una 
base  técnica  y jurídica.  
Toda  vez que no se precisa  
el (los) documentos  
normativos  que motiven  su 
comentario.  NO SE MODIFICA   
 
     Adicional  a lo anterior,  se 
considera  que el comentario  
no indica  cuál es el 
problema  de utilizar  “Figura  
6. Clasificación  de 
actividades  de Mitigación”,  
es decir,  no justifica  el 
efecto  técnico  y jurídico  que 
provoca  algún  perjuicio.  Los 
artículos  citados  de la 
Constitución  Política  de los 
Estados  Unidos  Mexicanos  
y de la Ley Federal  de 
Procedimiento  
Administrativo,  no refieren  a 
tipos  de “Figura  6. 
Clasificación  de actividades  
de Mitigación”,  el 
comentario  se considera  
ambiguo  y obscuro.     
IACONSMA -15 
Fecha  
22-12-2017  Tabla  7. Métodos  de reparación  
aceptados  para  Ducto,  Segmento  o 
sección  Marino.  
Complementar  de acuerdo  a 7 
RESPONSES  TO INTEGRITY  
ASSESSMENTS  AND MITIGATION  
(REPAIR  AND  PREVENTION),  ANSI  
31.8S  La Tabla  7 está incompleta.  
Ver 7 RESPONSES  TO 
INTEGRITY  
ASSESSMENTS  AND 
MITIGATION  (REPAIR  AND 
PREVENTION),  ANSI  31.8S  NO PROCEDE  Con fundamento  en el 
artículo  33 del Reglamento  
de la Ley Federal  sobre  
Metrología  y Normalización,  
la ASEA  determinó  no 
procedente  el comentario,  
pues  el esquema  de ASME  
B31.8S  cuyo alcance  es 
solo a Gasoductos  
Terrestres  se consideró  en 
la elaboración  del presente  
Proyecto  de Norma,  
respecto  del mantenimiento  
correctivo  se establece  en 
la tabla  7 “Métodos  de 
reparación  aceptados  para 
Ducto,  Segmento  o sección  
Marino”,  los métodos  de 
reparación  aceptados  para 
el Ducto,  Segmento  o 
sección  terrestre  deben  
cump lir con lo establecido  
en las Disposiciones  NO SE MODIFICA         (Tercera Sección)   DIARIO OFICIAL  Miércoles 19 de diciembre de 2018   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 cualquier  otra que emita  la 
Agencia  que tenga  relación  
con lo establecido  en el 
presente  Proyecto  de 
Norma.  Respecto  del 
mantenimiento  predictivo  y 
preventivo,  así como  de las 
actividades  de mitigación  se 
establecen  los criterios  de 
acuerdo  a lo siguiente;  en 
los numerales  7.1.1  
“Mantenimiento  predictivo”  y 
7.1.2  “Mantenimiento  
preventivo”,  Figura  5 – 
“Clasificación  de actividades  
de mantenimiento”  y el 
Apéndice  C (informativo).  
 
     El alcance  del presente  
Proyecto  de Norma  no solo 
son Ductos  Terrestres  que 
es el ámbito  de aplicación  
de la Norma  ASME  B31.8S,  
es también  aplicable  a 
Ductos  Marinos  (DNVGL -
RP-F116  2017  y DRAF  
ISO/CD  19345 -2). Por lo 
que el esquema  del proceso  
de administración  de 
integrida d se estableció  
para que cumpliera  tanto  
con la normatividad  
nacional  e internacional  en 
la materia  tanto  para Ductos  
terrestres  y Ductos  marinos,  
por lo que existe  una 
clasificación  diferente  
respecto  de su atención  de 
una actividad  de mitigación  
a una clasificación  de 
actividades  de 
mantenimiento,  en función  
de los peligros  aplicables  y 
el resultado  del Análisis  de 
integridad.     
 
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  desarrollar  
indicadores  de desempeño  del proceso  de 
Administración  de la integridad  que permitan  
la evaluación  de los resultados  del proceso  
de Administración  de la integridad  de 
Ductos.  Estos  indicadores  servirán  para 
continuar  o ajustar  las actividades  
programadas  dentro  del proceso  de 
mante nimiento  y Mitigación  programada  y AMGN -39 
Fecha  
 29-12-2017  8. Evaluación  del desempeño  del 
proces o de Administración  de la 
integridad  
N/A Dentro  del texto  No se 
especifica  cómo  llevar  a 
cabo  dicha  evaluación.  NO PROCEDE  Con fundamento  en el 
artículo  33 del Reglamento  
de la Ley Federal  sobre  
Metrología  y Normalización,  
la ASEA  determinó  no 
procedente  el comentario,  
pues  en el párrafo  dos 
indica  que: 
Los Regulados  deben  
desarrollar  indicadores  de 
desempeño  del proceso  de 
Administración  de la 
integridad  que permitan  la 
evaluación  de los resultados  
del proceso  de 
Administración  de la 
integridad  de Ductos.  
Asimismo,  se establece  en 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  desarrollar  
indicadores  de desempeño  del proceso  
de Administración  de la integridad  que 
permitan  la evaluación  de los 
resultados  del proceso  de 
Administración  de la integridad  de 
Ductos.  Estos  indicadores  servirán  
para continuar  o ajustar  las actividades  NO SE MODIFICA    Miércoles 19 de diciembre de 2018   DIARIO OFICIAL  (Tercera Sección)       orientarlas  al cumplimiento  de las metas  de 
desempeño,  los cuales  deben  establecerse  
de acuerdo  con las características  del 
Ducto,  Segmento  o sección,  de los 
Regulados  y los tipos  de productos  que 
transportan  y los requer imientos  de este 
Proyecto  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.  el numeral  8.1 los criterios  
para que los Regulados  
establezcan  dichos  
indicadores  de desempeño  
al proceso  de 
administración  de la 
integridad.  programadas  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 
Análisi s 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.  AMGN -40 
Fecha  
 29-12-2017  N/A Un indicador  de desempeño  
puede  ser la re-evaluación  
del Ducto,  lo cual indicaría  
si se disminuyó  o aumento  
el riesgo.  NO PROCEDE  Con fundamento  en el 
artículo  33 del Reglamento  
de la Ley Federal  sobre  
Metrología  y Normalización,  
la ASEA  determinó  no 
procedente  el comentario,  
debido  a que el documento  
establece  en el numeral  8.1, 
que los Regulados  deben  
desarrollar  indicadores  de 
desempeño  del proceso  de 
Administración  de la 
integridad  que permitan  la 
evaluación  de los resultados  
del proceso  de 
Administra ción de la 
integridad,  estos  
indicadores  servirán  para 
continuar  o ajustar  las 
actividades  programadas  
dentro  del proceso  de 
mantenimiento  y Mitigación  
programada  y orientarlas  al 
cumplimiento  de las metas  
de desempeño,  los cuales  
deben  establecerse  de 
acuerdo con las 
características  del Ducto,  
Segmento  o Sección  y los 
tipos  de productos  que 
transportan  y los 
requerimientos  de este 
Proyecto  de Norma  Oficial  
Mexicana.   NO SE MODIFICA   
 
 AMGN -71 
Fecha  
29-12-2017  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  y desempeño  
del proceso  de administración  de la 
integridad  de Ductos.  Esta  revisión  
dará  evidencia  documental  de la 
evoluci ón particular  y/o general  de la 
identificación,  documentación,  
evaluación  con base  a riesgo  y 
reducción/mitigación  de los peligros  
potenciales  factibles  de presentarse  en 
el Ducto.  
Las revisiones  deben  realizarse  de 
forma  periódica  para evaluar  la 
efectivi dad del proceso  de 
administración  de integridad  de los 
regulados.  El objetivo  de esta sección  
es proporcionar  a los regulados  una 
metodología  que se pueda  utilizar  para  
evaluar  la eficacia  de su administración  
de la integridad.  Una evaluación  del 
proceso  de integridad  debería  ayudar  al 
regulado  a responder  las siguientes  
preguntas:  
1) ¿Se cumplieron  todos  los objetivos  
del proceso  de administración  de la 
integridad?  
2) ¿Se mejoraron  la integridad  y • API RECOMMENDED  
PRACTICE  1160  SECOND  
EDITION,  SEPTEMBER  
2013  ERRATA  1, 
SEPTEMBER  2013  
MANAG ING SYSTEM  
INTEGRITY  FOR  
HAZARDOUS  LIQUID  
PIPELINES.  
• ASME  B31.8S -2014,  
MANAGING  SYSTEM  
INTEGRITY  OF GAS  
PIPELINES.  
• NOM -027-SESH -2010  
(APARTADO  7, 7.1, 7.4, 
7.5). 
• INSTRUCCIÓN  
GENÉRICA  PEMEX -SD-
GST-IG-EIR-001 (9.7).  
• API RP 1160 -2013  (4, 7, 
7.1, 7.2, 7.3, TABLA  9). NO PROCEDE  Con fundamento  en el 
artículo  33 del Reglamento  
de la Ley Federal  sobre  
Metrología  y Normalización,  
la ASEA  determinó  no 
procedente  el comentario,  
debido  a que no se 
pretende  en este punto  dar 
una metodología  para la 
evaluación,  no es parte  del 
alcance  que se debe  dar a 
este numeral,  pues  en este 
punto  se indica  que el 
Regulado  debe  medir  el 
cumplimiento  de la 
integridad.   NO SE MODIFICA         (Tercera Sección)   DIARIO OFICIAL  Miércoles 19 de diciembre de 2018   seguridad  de manera  efectiva  a través  
del proceso  de admini stración  de la 
integridad?  
3) ¿Se cumple  realmente  con las 
expectativas  regulatorias?  
El regulado  debe  recopilar  información  
sobre  el rendimiento  y evaluar  
periódicamente  la efectividad  de sus 
métodos  de recopilación  de 
información,  evaluación  de la 
integr idad,  evaluación  de riesgo  y sus 
actividades  de control  de riesgos  
preventivos  y mitigantes,  incluida  la 
reparación.  El regulado  también  debe  
evaluar  la efectividad  de sus sistemas  
de administración  y procesos  para  
respaldar  las decisiones  de 
administració n de la integridad.  Es 
necesaria  una combinación  de medidas  
de desempeño  y auto -revisiones  del 
sistema  para evaluar  la efectividad  
general  del proceso  de administración  
de integridad  
Para  mejorar  el desempeño  de la 
administración  de integridad  de 
Ductos,  se podrá  considerar  de manera  
inicial  todos  aquellos  peligros  
potenciales  factibles  que representen  
un riesgo  real a la operación,  seguridad  
e integridad  del Ducto,  y de forma  
gradual  se considerarán  todos  los 
demás  peligros  potenciales  factibles  de 
present arse en el Ducto,  hasta  un 
control  total de todos  ellos.  Todo  esto 
siempre  y cuando  se documente  que 
los peligros  potenciales  que no se 
consideraran  al inicio  del proceso,  no 
ponen  en riesgo  la integridad  ni la 
operación  del Ducto.   
Los Regulados  deben  desarrollar  
indicadores  de desempeño  del proceso  de 
Administración  de la integridad  que 
permitan  la evaluación  de los resultados  
del proceso  de Administración  de la  
 
  integridad  de Ductos.  Estos  indicadores  
servirán  para continuar  o ajustar  las 
actividades  programadas  dentro  del 
proceso  de mantenimiento  y Mitigación  
programada  y orientarlas  al cumplimiento  
de las metas  de desempeño,  los cuales  
deben  establecerse  de acuerdo  con las 
características  del Ducto,  Segmento  o 
sección,  de los Regulados  y los tipos de 
productos  que transportan  y los 
requerimientos  de este Proyecto  Norma  
Oficial  Mexicana.  
Los indicadores  de desempeño  deben  
relacionarse  como  mínimo  con lo 
siguiente:  
a) Ducto,  Segmento  o sección,  con 
información  conforme  a la Tabla  1 
(mejora  de la confiab ilidad  de datos);  
b) Ducto,  Segmento  o sección,  con 
Análisis  de Riesgo  (mejora  en la 
determinación  de peligros  potenciales,  
en el modelo  de evaluación  de riesgo  y 
en la identificación  de zonas  de alta 
consecuencia).  
c) Ducto,  Segmento  o sección,  con 
inspec ción de integridad  (mejoras  en la        Miércoles 19 de diciembre de 2018   DIARIO OFICIAL  (Tercera Sección)       elección  de las tecnologías  para  
inspección);  
d) Ducto,  Segmento  o sección,  con 
Análisis  de integridad  (mejora  en las 
frecuencias  de re-evaluación  de 
integridad),  y 
e) Ducto,  Segmento  o sección,  con 
actividades  de mantenim iento  y Mitigación  
(mejoras  en las medidas  de mitigación  
y prevención) . 
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 Admi nistración  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.  
 
 Pemex  Logística  y 
Pemex  Exploración  
y Produccion -5 
Fecha  
20-12-2017  Capítulo  8. denominado  "Evaluación  
del Desempeño  del Proceso  de 
Administración  de la Integridad"  , del 
Proyecto  de Norm a PROY -NOM -009- 
ASEA -2017  , se manifiesta  que en el 
Anexo  1 de las Disposiciones  
administrativas  de carácter  general  que 
establecen  los Lineamientos  para la 
conformación  , implementación  y 
autorización  de los Sistemas  de 
Administración  de Seguridad  Industr ial, 
Seguridad  Operativa  y Protección  al 
Medio  Ambiente  aplicables  a las 
actividades  del Sector  Hidrocarburos  , se 
establece  que el regulado  debe  
contemplar  las "Metas,  Objetivos  e 
Indicadores".  Con relación  al 
establecimiento  de objetivos,  metas  e 
indicad ores para evaluar  el desempeño , 
se estima  que se está sobre  regulando,  en 
virtud  de que los reportes  deben  ser 
enviados  a la Agencia,  aunado  a que, los 
auditores  externos  deberán  incluir  esta 
evaluación  dentro  de sus análisis.  
Derivado  de que la Evaluación  del 
desempeño  del proceso  de Administración  
de la integridad,  carece  de fundamento  
técnico  y no es parte  de proceso  general  
de Administración  de Integridad;  y toda 
vez que el objeto  de las Normas  Oficiales  
Mexicanas  es regular  especificaciones  
técnicas  de un alto grado  de precisión  
para dar cumplimiento  a las obligaciones  
establecidas  en los reglamentos  o en la 
ley, su función  no es ni puede  ser 
establecer  nuevas  obligaciones  a los  NO PROCEDE  Con fundamento  en el 
artículo  33 del Reglamento  
de la Ley Federal  sobre  
Metrología  y Normalización,  
la ASEA  determinó  no 
procedente  el comentario,  
toda vez que los 
indicadores  a los que se 
hace  referencia  los 
lineamientos  para la 
“Conformación  
implementación  y 
autorización  de los 
Sistemas  de Administración  
de Seguridad  Industrial,  
Seguridad  Operativa  y 
protección  al medio  
ambiente  aplicable s a las 
actividad  del Sector  
Hidrocarburos  que se 
indican”  tienen  la finalidad  
de evaluar  el desempeño  
del Sistema  de 
Administración  del 
Regulado,  mientras  que los 
señalados  en el Proyecto  de 
Norma  que se analiza,  tiene  
la finalidad  de evaluar  el 
desempeño  del proceso  de 
integridad  de Ductos  
Segmentos  o secciones,  es 
decir  evalúan  rubros  
distintos.   
La Evaluación  del 
desempeño  del proceso  de 
Administración  de la  NO SE MODIFICA         (Tercera Sección)   DIARIO OFICIAL  Miércoles 19 de diciembre de 2018   particulares,  ni conceder  derechos  o 
permisos  ; solamente  puede  referirse  a 
obligaciones  previstas  en leyes  y 
reglamentos  y especificarlas  , esto es, 
establecer  el "cómo"  se cumple.  integridad,  resulta  necesario  
porque:  es importante  
demostrar  que se cumplen  
los requisitos  espe cificados  
y contar  con dicha  
evaluación  porque  se 
contrastan  los resultados  en 
campo  con las predicciones  
hechas,  que resulta  
necesario  el mismo  porque  
para administrar  
correctamente  la integridad  
de un Ducto,  se requiere  de 
un proceso  que cuantifique  
y cualifique  los datos  y 
resultados  que se generan  
día a día con los Ductos  
para poder  atender  
incidencias,  prever  con 
antelación  la atención  de 
algún  Ducto,  Segmento  o 
Sección  o bien,  conocer  el 
estado  real de los mismos.   
Por lo cual,  se requiere  
evaluar  de forma  constante  
el proceso  a efecto  de 
considerar  si es correcto  o 
bien,  debe  buscarse  su 
modificación  o mejora.  
 
 Pemex  Logística  y 
Pemex  Exploración  
y Produccion -74 
Fecha  
20-12-2017  8. Evaluación  del desempeño  del 
proceso  de Administrac ión de la 
integridad.  
ELIMINAR  TODO  EL CAPITULO  Y SU 
CONTENIDO  Derivado  de que la 
Evaluación  del desempeño  
del proceso  de 
Administración  de la 
integridad,  carece  de 
fundamento  técnico  y no es 
parte  de proceso  general  de 
Administración  de 
Integridad;  y toda vez que 
legalmente  se sabe  que: 
• El objeto  de las NOMs  es 
regular  cuestiones  técnicas,  
establecer  especificaciones  
técnicas  de un alto grado  de 
precisión  para dar 
cumplimiento  a las 
obligaciones  establecidas  
en los reglamentos  o en la 
ley. Por lo mismo,  su 
función  no es ni puede  ser 
la de reglamentar  
disposiciones  de ley, no 
puede  establecer  
obligaciones  a los 
particulares,  ni conceder  
derechos  o permisos;  
solamente  puede  referirse  a 
obligaciones  previstas  en 
leyes  y reglamentos  y 
especificarlas.  
Lo anter ior conforme  a lo 
previsto  por el artículo  40 de 
la Ley Federal  sobre  
Metrología  y Normalización.  NO PROCEDE  Con fundamento  en el 
artículo  33 del Reglamento  
de la Ley Federal  sobre  
Metrología  y Normalización,  
la ASEA  determinó  no 
procedente  el comentario,  
toda vez que los 
indicadores  a los que se 
hace  referencia  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 
actividad  del Sector  
Hidrocarburos  que se 
indican”  tienen  la finalidad  
de evaluar  el desempeño  
del Sistema  de 
Administración  del 
Regulado,  mientras  que los 
señalados  en el Proyecto  de 
Norma  que se analiza,  tiene  
la finalidad  de evaluar  el 
desempeño  del proce so de 
integridad  de Ductos  
Segmentos  o Secciones,  es 
decir  evalúan  rubros  
distintos.   
La Evaluación  del 
desempeño  del proceso  de 
Administración  de la 
integridad,  resulta  necesario  
porque:  es importante  
demostrar  que se cumplen  
los requisitos  especificados  
y contar  con dicha  
evaluación  porque  se 
contrastan  los resultados  en 
campo  con las predicciones  
hechas,  que resulta   NO SE MODIFICA    Miércoles 19 de diciembre de 2018   DIARIO OFICIAL  (Tercera Sección)       necesario  el mismo  porque  
para administrar  
correctamente  la integridad  
de un Ducto,  se requiere  de 
un proceso  que cuantifique  
y cualifique  los datos  y 
resultados  que se generan  
día a día con los Ductos  
para poder  atender  
incidencias,  prever  con 
antelación  la atención  de 
algún  Ducto,  Segmento  o 
Sección  o bien,  conocer  el 
estado  real de los mismos.   
Por lo cual,  se requiere  
evaluar  de forma  constante  
el proceso  a efecto  de 
considerar  si es correcto  o 
bien,  debe  buscarse  su 
modificación  o mejora.  
CRE -79 
Fecha   
07-11-2017  8 Evaluación  del desempeño  del 
proceso  de Administración  de la 
integridad.  
8.1 Los operadores  del sistema  con ayuda  
de especialistas  en la materia,  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.  Debe  estar  dirigida  a las 
personas  que realizan  las 
actividades  de operación  
de los Ductos  de 
recolección,  Transporte  y 
Distribución  de 
Hidrocarburos,  Petrolíferos  
y Petroquímicos.  Además  
de que esta actividad  por 
ser tan específica  debe  
realizarse  en conjunto  con 
especialistas  en la materia  NO PROCEDE  Debido  que la Regulación  
como  lo indica  el Artículo  
3o., fracción  VIII de la Ley 
de la Agencia  Nacional  de 
Seguridad  Industrial  y de 
Protección  al Medio  
Ambiente  del Sector  
Hidrocarburos  menciona  
quienes  son los Regulados.  
El personal  propio,  así 
como  de los contratistas,  
subcontratistas,  prestadores  
de servicios  y proveedores  
es responsabilidad  del 
Regulado.  
Se da respuesta  al 
comentario,  lo anterior  con 
fundamento  en el artículo  
5o., fracción  IV, de la Ley 
de la Agencia  Nacional  de 
Seguridad  Industrial  y de 
Protección  al Medio  
Ambiente  del Sector  
Hidrocarburos.  NO SE MODIFICA   
 
 CRE -81 
Fecha   
07-11-2017   Se sugiere  acotar  el 
período  de tiempo,  
dependiendo  de daños  o 
paros  en la operación  del 
Ducto, ya sea por 
reparación,  por 
mantenimiento  y/o cambio  
de servicio;  si durante  el 
año en turno  se identifica  
uno o alguno  de los 
escenarios  citados,  sería  
conveniente  identificar  las 
acciones  necesarias  que 
garanticen  la correcta  
operación  del mismo.  NO PROCEDE  Debido  a que el alcance  de 
este numeral  contempla  que 
los Regulados  deben  
desarrollar  indicadores  del 
proceso  de administración  
de la integridad,  que le 
permitirá  continuar  o ajustar  
las actividades  
programadas  dentro  del 
proceso  de mantenimiento  y 
mitigación.  
Se da respuesta  al 
comentario,  lo anterior  con 
fundamento  en el artículo  
5o., fracción  IV, de la Ley 
de la Agencia  Nacional  de 
Seguridad  Industrial  y de 
Protección  al Medio  
Ambiente  del Sector  
Hidrocarburos.   NO SE MODIFICA   
CRE -80 
Fecha   
07-11-2017  8.1 Los operadores  del sistema  con ayuda  
de especialistas  en la materia,  deben  
desarrollar  indicadores  de desempeño  del 
proceso  de Administración  de la integridad  
que permitan  la evaluación  de los 
resultados  del proceso  de Administración  Debe  estar  dirigida  a las 
personas  que realizan  las 
actividades  de operación  de 
los Ductos  de recolección,  
Transporte  y Distribución  de 
Hidrocarburos, Petrolíferos 
y Petroquímicos.  Además  NO PROCEDE  Debido  que la Regulación  
como  lo indica  el Artículo  
3o., fracción  VIII de la Ley 
de la Agencia  Nacional  de 
Seguridad  Industrial  y de 
Protección  al Medio  NO SE MODIFICA         (Tercera Sección)   DIARIO OFICIAL  Miércoles 19 de diciembre de 2018   de la integridad  de Ductos.  Estos  
indicadores  servirán  para continuar  o 
ajustar  las actividades  programadas  
dentro  del proceso  de mantenimiento  y 
Mitigación  programada  y orientarlas  al 
cumplimiento  de las metas  de 
desempeño,  los cuales  deben  
establecerse  de acuerdo  con las 
características  del Ducto,  Segmento  o 
sección,  de los Regulados  y los tipos de 
productos  que transportan  y los 
requerimientos  de este Proyecto  
Norma  Oficial  Mexicana.  de que esta actividad  por 
ser tan específica  debe  
realizarse  en conjunto  con 
especialistas  en la materia  Ambiente  del Sector  
Hidrocarburos  menciona  
quienes  son los Regulados.  
El personal  propio,  así 
como  de los contratistas,  
subcontratistas , prestadores  
de servicios  y proveedores  
es responsabilidad  del 
Regulado.  
Se da respuesta  al 
comentario,  lo anterior  con 
fundamento  en el artículo  
5o., fracción  IV, de la Ley 
de la Agencia  Nacional  de 
Seguridad  Industrial  y de 
Protección  al Medio  
Ambiente  del Sector  
Hidrocarburos.  
AMGN -41 
Fecha   
29-12-2017  ………  
Estos  indicadores  servirán  para continuar  
o ajustar  las actividades  programadas  
dentro  del proceso  de mantenimiento  y 
Mitigación  programada  y orientarlas  al 
cumplimiento  de las meta s de 
desempeño,  los cuales  deben  
establecerse  de acuerdo  con las 
características  del Ducto,  Segmento  o 
sección,  de los Regulados  y los tipos de 
productos  que transportan  y los 
requerimientos  de este Proyecto  Norma  
Oficial  Mexicana.  
N/A No está correctament e 
redactado  se pierde  la idea.  PROCEDE  Se aplica  el comentario  
para mejorar  la redacción,  
correspondiente  al segundo  
párrafo  de numeral  8.1. SE MODIFICA   
 
 IACONSMA -16 
Fecha  
22-12-2017  Los Regulados  deben  desarrollar  
indicadores  de desempeño  del proceso  de 
Administración  de la integridad  que 
permitan  la evaluación  de los resultados  
del proceso  de Administración…  
Definir  indicadores  mínimos  Esto dificulta  la evaluación  
de los Ductos,  la autoridad  
debería  definir  indicadores  
mínimos  NO PROCEDE  Con fundament o en el 
artículo  33 del Reglamento  
de la Ley Federal  sobre  
Metrología  y 
Normalización,  la ASEA  
determinó  no procedente  el 
comentario,  debido  a que 
no es claro  la propuesta  o 
comentario.  
El numeral  8.1 indica  
criterios  para que el 
Regulado  establezca  sus 
indicadores  que 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.  
De lo que se advierte  que 
los indicadores  dependen  
de las necesidades  y 
características  de cada  
Regulado  y sus sistemas  
de recolección,  transpo rte 
y distribución,  entre  otros.   NO SE MODIFICA    Miércoles 19 de diciembre de 2018   DIARIO OFICIAL  (Tercera Sección)            Con fundamento  en los 
artículos  47, fracción  IV, de 
la Ley Federal  sobre  
Metrología  y Normalización  
y 33, tercer  párrafo,  de su 
Reglamento,  atendiendo  a 
la procedencia  del 
comentario  de la CRE al 
artículo Tercero  Transitorio  
del Proyecto,  y de la etapa  
del procedimiento  de 
creación  en la que se 
encuentra  el mismo,  la 
ASEA  determinó  eliminar  la 
palabra  Proyecto  y el prefijo  
PROY,  para quedar  como:  
Norma  Oficial  Mexicana.   SE MODIFICA   
 
8.2 Los Regulado s 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 dese mpeño  del proceso  
de Administración  de la integridad.  Dicha  
información  debe  mantenerse  actualizada  y 
disponible  para su revisión  cuando  la 
Agencia  lo solicite.  CRE -82 
Fecha   
07-11-2017  8.2 Los operadores  del sistema  deben  
disponer  de herramientas  o sistem as 
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  Debe  estar  dirigida  a las 
personas  que realizan  las 
actividades  de operación  de 
los Ductos  de recolección,  
Transporte  y Distribución  de 
Hidrocarburos,  Petrolíferos  
y Petroquímicos.  NO PROCEDE  Debido  que la Regulación  
como  lo indica  el Artículo  
3o., fracción  VIII de la Ley 
de la Agencia  Nacional  de 
Seguridad  Industrial  y de 
Protección  al Medio  
Ambiente  del Sector  
Hidrocarburos  menciona  
quien es son los Regulados.  
El personal  propio,  así 
como  de los contratistas,  
subcontratistas,  prestadores  
de servicios  y proveedores  
es responsabilidad  del 
Regulado.  
Se da respuesta  al 
comentario,  lo anterior  con 
fundamento  en el artículo  
5o., fracción  IV, de la Ley 
de la Agencia  Nacional  de 
Seguridad  Industrial  y de 
Protección  al Medio  
Ambiente  del Sector  
Hidrocarburos.  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 
revisi ón cuando  la Agencia  lo solicite.  NO SE MODIFICA   
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.  CRE -83 
Fecha   
07-11-2017  8.3 Los operadores  del sistema  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.  Debe  estar  dirigida  a las 
persona s que realizan  las 
actividades  de operación  de 
los Ductos  de recolección,  
Transporte  y Distribución  de 
Hidrocarburos,  Petrolíferos  
y Petroquímicos.  NO PROCEDE  Debido  que la Regulación  
como  lo indica  el Artículo  
3o., fracción  VIII de la Ley 
de la Agencia  Nacional  de 
Seguridad  Industrial  y de 
Protección  al Medio  
Ambiente  del Sector  
Hidrocarburos  menciona  
quienes  son los Regulados.  
El personal  propio,  así 
como  de los contratistas,  
subcontratistas,  prestadores  
de servicios  y proveedores  
es responsabilidad  del 
Regulado.  
Se da respuesta  al 
comentario,  lo anterior  con 
fundamento  en el artículo  
5o., fracción  IV, de la Ley 
de la Agencia  Nacional  de 
Seguridad  Industrial  y de 
Protección  al Medio  
Ambiente  del Sector  
Hidrocarburos.  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.  NO SE MODIFICA   
 CRE -84 
Fecha   
07-11-2017  Se sugiere  disminuir  el plazo  para llevar  a 
cabo  el proceso  de auditorías  a 3 años,  y 
que la auditoría  sea efectuada  por 
personal  externo  al Regulado , no  NO PROCE DE Debido  a que la propuesta  
respecto  de la disminución  
del plazo  de auditoria  no se 
sustenta  técnicamente.    NO SE MODIFICA         (Tercera Sección)   DIARIO OFICIAL  Miércoles 19 de diciembre de 2018   limitarlo  únicamente  al persona l externo  al 
área de proceso,  adicionalmente  se podría  
complementar  que dicho  personal  cuente  
con certificaciones  y/o acreditaciones  que 
avalen  su experiencia  en la materia.  O en 
su caso  un Tercero  autorizado,  Unidad  de 
Verificación,  entre  otras.  Respecto  del personal  a 
realizar  dicha  auditorí a no 
se está limitando  a este 
respecto.  
Se da respuesta  al 
comentario,  lo anterior  con 
fundamento  en el artículo  
5o., fracción  IV, de la Ley 
de la Agencia  Nacional  de 
Seguridad  Industrial  y de 
Protección  al Medio  
Ambiente  del Sector  
Hidrocarburos.  
9. Vigilancia  de esta Norma.       9. Vigilancia  de esta Norma.  NO SE MODIFICA   
 
La Agenci a Nacional  de Seguridad  Industrial  
y de Protección  al Medio  Ambiente  del 
Sector  Hidrocarburos  es la autoridad  
competente  para supervisar  y vigilar  el 
cumplimiento  de este Proyecto  de Norma  
Oficial  Mexicana.  AMGN -42 
Fecha   
29-12-2017  N/A 9. Vigilancia  de esta 
Norma.  
Habla  de la vigencia  el 
numeral,  y el texto  habla  del 
encargado  de darle  
cumplimiento.  NO PROCEDE  Debido  a que no es claro  la 
propuesta  o comentario.  
No se encuentra  la relación  
del término  “vigencia”.  
El capítulo  9. “Vigilancia  
de este Proyecto  de 
Norma ”, establece  lo 
siguiente;  
La Agencia  Nacional  de 
Seguridad  Industrial  y de 
Protección  al Medio  
Ambiente  del Sector  
Hidrocarburos  es la 
autoridad  competente  para 
supervisar  y vigilar  el 
cumplimiento  de este 
Proyecto  de Norma  Oficial  
Mexicana.  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.  NO SE MODIFICA   
    Con fundamento  en los 
artículos  47, fracción  IV, de 
la Ley Federal  sobre  
Metrología  y Normalización  
y 33, tercer  párrafo,  de su 
Reglamento,  atendiendo  a 
la procedencia  del 
comentario  de la CRE al 
artículo  Tercero  Transitorio  
del Proyecto,  y de la etapa  
del procedimiento  de 
creación  en la que se 
encuentra  el mismo,  la 
ASEA  determinó  eliminar  la 
palabra  Proyecto  y el prefijo  
PROY,  para quedar  como:  
Norma  Oficial  Mexicana.  SE MODIFICA   
 
10. Procedimiento  para  la Evaluación  de 
la Conformidad.  Pemex  Logística  y 
Pemex  Exploración  
y Produccion -6 
Fecha  
20-12-2017  •Capítulo  10. "Procedimiento  para  la 
Evaluación  de la Conformidad"  , se 
observa  que la tabla  presentada  en la 
versión  oficial  (publicada  en el DOF),  no 
corresponde  con la firmada  por todo el 
grupo  de especialistas  y técnicos  que 
participar on en el desarrollo  del proyecto;  
por lo que el Proyecto  de Norma  PROY -
NOM -009-ASEA -2017  , carece  de  NO PROCEDE  Con fundamento  en el 
artículo  33 del Reglamento  
de la Ley Federal  sobre  
Metrología  y Normalización,  
la ASEA  determinó  no 
procedente  el comentario,  
en razón  de que los 
Proyectos  de Normas  
Oficiales  Mexicanas  que se 10. Procedimiento  para la 
Evaluación  de la Conformidad.  NO SE MODIFICA    Miércoles 19 de diciembre de 2018   DIARIO OFICIAL  (Tercera Sección)       legalidad  y certeza  jurídica  , ello en virtud  
de que el contenido  del citado  Proyecto  no 
es el mismo  al que se firmó  en el Grupo  
de Trabajo  el día once  de abril del año 
que transcurre  , convocado  por la Agencia  
Nacional  de Seguridad  Industrial  y de 
Protección  al Medio  Ambiente  del Sector  
Hidrocarburos  , en relación  al Proyecto  
publicado  en el Diario  Oficial  de la 
Federación  el día treinta  y uno de octubre  
de dos mil diecisiete  , por lo que dicho  
acto administrativo  es violatorio  de los 
artículos  3° y 4° de la Ley Federal  de 
Procedimiento  Administrativo.  
  
De los artículos  antes  citados,  se 
desprende  que todo acto administrativo  
debe  ser expedido  sin que exista error 
sobre  el objeto,  causa  o motivo  o incluso,  
sobre  el fin del acto,  así como  seguir  el 
procedimiento  establecido,  ya que, de 
emitirse  bajo dichas  circunstancias,  es 
decir,  ante la omisión  o irregularidad  de 
los elementos  y requisitos  exigidos  por el 
artículo  3 de la ley Federal  de 
Procedimiento  Administrativo,  producirán  
la nulidad  o anulabilidad  del acto 
administrativo.  
Cobra  aplicación  directa,  la siguiente  tesis 
jurisprudencial  que a continuación  se cita: 
"FUNDAMENTACION  Y MOTIVACION  
DE RESOLUCIONE S 
ADMINISTRATIVAS".  De la anterior  tesis 
jurisprudencia  se desprende  nuestra  Carta  
Magna  dispone  que nadie  puede  ser 
molestado  en su persona,  sin que exista  
un mandamiento  escrito  por autoridad  
competente  que funde  y motive  la causa  
legal  del procedimiento  , es decir,  que las 
autoridades  justifiquen  legalmente  sus 
actos  administrativos  dejando  constancia  
que no son arbitrarios,  de igual  manera  la 
Constitución  Política  de los Estados  
Unidos  Mexicanos  exige  que señalen  las 
causas  materiales  o de hecho  que hayan 
dado  lugar  al acto autoritario,  sin que 
pueda  admitirse  que esa motivación  
consista  en expresiones  generales  o 
abstractas,  sino que siempre  deben  ser 
razones  y causas  concretas.  
Ese H. Comité  deberá  observar  que la 
Agencia  Nacional  de Seguridad  Industri al 
y de Protección  al Medio  Ambiente  del 
Sector  Hidrocarburos,  violó lo dispuesto  
por el artículo  16 Constitucional  al no 
haber  publicado  en el Diario  Oficial  de la 
Federación  el Proyecto  de Norma  que fue 
elaborado  y firmado  por el Grupo  de 
Trabajo  de la Norma  que nos ocupa,  lo 
que se traduce  en una violación  al 
derecho  humano  de seguridad  jurídica  al 
no respetar  la garantía  de audiencia.  trabajan  durante  los grupos  
de trabajo,  previo  a ser 
publicados  y aprobados  por 
el CONASEA,  se evalúan  
por el Subcomité  del 
CONASEA  y la Unidad  de 
Asuntos Jurídicos  de la 
ASEA,  quienes,  pueden  
instruir  la modificación  de 
los Proyectos,  precisamente  
para guardar  integridad  y 
garantizar  la seguridad  
jurídica  de los mismos.  
En ese orden  de ideas,  el 
Proyecto  que fue publicado,  
y aprobado  por el 
CONASEA,  tal y como  
consta,  de la sesión  del 
día 03 de mayo  de 2017 , 
consistente  en la 2ª Sesión  
Extraordinaria  del 
Subcomité  de Procesos  
Industriales,  Transporte  y 
Almacenamiento  del 
CONASEA,  en el acuerdo  
marcado  como  2 indicó  
expresamente , que la 
versión  aprobada,  
sustituye  la versión  
firmada  por el Grupo  de 
Trabajo  y que, además,  se 
sometería  al análisis  y 
validación  jurídica  previo  a 
ser sometida  al CONASEA.  
Finalmente,  con 
fundamento  en las Reglas  
de Operación  del Comité  
Consultivo  Nacional  de 
Normalización  de Seguridad  
Industrial,  Operativa  y de 
protección  al Medio  
Ambiente  en el Sector  
Hidrocarburos,  artículo  21 
fracción  VII, se establece  
claramente  que el 
Subcomité  podrá:  “Revisar  
los proyectos,  
anteproyectos  de NOM,  
respuesta  a comentarios,  
Procedimientos  a la 
Evaluación  de la 
Conformidad  y la 
Manifestación  de Impacto  
Regulatorio,  que elaboren  
los GT” 
Por lo tanto,  no se violan  los 
artículos  3 y 4 de la Ley 
Federal  de Procedimiento  
Administrativo  como  
artificiosamente  indica  el 
promovente.  
10.1 Objeto.  
El presente  Procedimiento  para la 
Evaluación  de la Conformidad  tiene  por 
objeto  determinar  el grado  de cumplimiento  
del Proyecto  de Norma  Oficial  Mexicana  
PROY -NOM -009-ASEA -2017  Administraci ón 
de la integridad  de Ductos  de recolección,  
Transporte  y Distribución  de Hidrocarburos,  
Petrolíferos  y Petroquímicos.      Con fundamento  en los 
artículos  47, fracción  IV, de 
la Ley Federal  sobre  
Metrología  y Normalización  
y 33, tercer  párrafo,  de su 
Reglamento,  atendiendo  a 
la procedencia  del 
comentario  de la CRE al 
artículo  Tercero  Transitorio  
del Proyecto,  y de la etapa  
del procedimiento  de 
creación  en la que se 
encuentra  el mismo,  la 10.1 Objeto.  
 
El presente  Procedimiento  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,  
Petrolíferos  y Petroquímicos.  SE MODIFICA         (Tercera Sección)   DIARIO OFICIAL  Miércoles 19 de diciembre de 2018   ASEA  determinó  eliminar  la 
palabra  Proyecto  y el prefijo  
PROY,  para quedar  como:  
Norma  Oficial  Mexicana.  
 
10.2 Procedimiento.  
La Evaluación  de la Conformidad  del 
presente  Proyecto  de Norma  Oficial  
Mexicana  se llevará  a cabo  en cada  una de 
las etapas  y activi dades  previstas  en la 
Tabla  8, mediante  la revisión  documental  
solicitada  para el Ducto,  Segmento  o 
sección.  
 
La Evaluación  de la Conformidad  será 
realizada  por una Unidad  de Verificación,  
acreditada,  y aprobada  por la Agencia  en 
términos  de la Ley Federa l 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.  Pemex  Logística  y 
Pemex  Exploración  
y Produccion -75 
Fecha  
20-12-2017  10. Procedimiento  para  la 
Evaluación  de la Conformidad.  
10.2 Procedimiento.  
Tabla  8 – Procedimiento  por Etapas  de 
Evaluación  de la Conformidad  
ELIMINAR  POR  CONSIDERAR  LA 
MODIFICACIÓN  DE LA TABLA  DE 
MANERA  ARBITRARIA  Y NO 
RESPETAR  LOS ACUERDOS  
FIRMADOS  CON  LOS 
PROFESIONALES  QUE  
DESARROLLARON  EL DOCUMENTO.  • Principalmente  se observa  
que la tabla  presentada  en 
la versión  oficial (publicada  
en el DOF),  no corresponde  
con la firmada  por todo el 
grupo  de especialistas  y 
técnicos  que participaron  en 
el desarrollo  del proyecto;  
ya que 
la firmada  cuenta  con los 
siguientes  términos:  
 
• Originalmente  se 
consideraba  el Análisis  de 
Riesgo  como  una de las 
etapas  a evaluar,  misma  
que se eliminó  y no se tomó  
en cuenta  a los 
participantes  en el proyecto.  
En el anexo  1 de las 
DACG's  que establecen  los 
Lineamientos  para la 
conformación,  
implementación  y 
autorización  de los 
Sistemas  de Admin istración  
de Seguridad  Industrial,  
Seguridad  Operativa  y 
Protección  al Medio  
Ambiente  aplicables  a las 
actividades  del Sector  
Hidrocarburos  que se 
indican,  se establece  que el 
regulado  debe  contemplar  
las METAS,  OBJETIVOS  E 
INDICADORES.  Con 
relación  al establecimiento  
de objetivos,  metas  e 
indicadores  para evaluar  el 
desempeño,  por lo que se 
está sobrerregulando,  ello 
porque  los reportes  deben  
ser enviados  a la Agencia,  
aunado  a que, los auditores  
externos  deberán  incluir  
esta evaluación  dentro  de 
sus análi sis. NO PROCEDE  Con fundamento  en el 
artículo  33 del Reglamento  
de la Ley Federal  sobre  
Metrología  y Normalización,  
la ASEA  determinó  no 
procedente  el comentario,  
en razón  de que los 
Proyectos  de Normas  
Oficiales  Mexicanas  que se 
trabajan  durante  los grupo s 
de trabajo,  previo  a ser 
publicados  y aprobados  por 
el CONASEA,  se evalúan  
por el Subcomité  del 
CONASEA  y la Unidad  de 
Asuntos  Jurídicos  de la 
ASEA,  quienes,  pueden  
instruir  la modificación  de 
los Proyectos,  precisamente  
para guardar  integridad  y 
garanti zar la seguridad  
jurídica  de los mismos.  
En ese orden  de ideas,  el 
Proyecto  que fue publicado,  
y aprobado  por el 
CONASEA,  tal y como  
consta,  de la sesión  del día 
03 de mayo  de 2017,  
consistente  en la 2ª Sesión  
Extraordinaria  del 
Subcomité  de Procesos  
Indus triales,  Transporte  y 
Almacenamiento  del 
CONASEA,  en el acuerdo  
marcado  como  2 indicó  
expresamente,  que la 
versión  aprobada,  sustituye  
la versión  firmada  por el 
Grupo  de Trabajo  y que, 
además,  se sometería  al 
análisis  y validación  jurídica  
previo  a ser sometida  al 
CONASEA.  
Finalmente,  con 
fundamento  en las Reglas  
de Operación  del Comité  
Consultivo  Nacional  de 
Normalización  de Seguridad  
Industrial,  Operativa  y de 
protección  al Medio  
Ambiente  en el Sector  
Hidrocarburos,  artículo  21 
fracción  VII, se establece  
claramente  que el 
Subcomité  podrá:  “Revisar  
los proyectos,  
anteproyectos  de NOM,  
respuesta  a comentarios,  
Procedimientos  a la 
Evaluación  de la 
Conformidad  y la 
Manifestación  de Impacto  
Regulatorio,  que elaboren  
los GT” 
Por lo tanto,  no se violan  los 
artícu los 3 y 4 de la Ley 
Federal  de Procedimiento  
Administrativo  como  
artificiosamente  indica  el 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,  
Segmento  o sección.  
Para  efectos  de lectura  de la presente  
matriz de atención  a comentarios  y 
con el propósito  de visualizar  
correctamente  la tabla  8, es necesario  
remitirse  al Anexo  XIV de figuras  y 
tablas  inserto  al final del presente  
documento.  
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.  NO SE MODIFICA    Miércoles 19 de diciembre de 2018   DIARIO OFICIAL  (Tercera Sección)       promovente.  
Cabe  advertir  que las 
metas,  objetivos  y los 
indicadores  a los que se 
hace  referencia  en los 
lineamientos  para la 
“Conformación  
implementación  y 
autoriz ación  de los 
Sistemas  de Administración  
de Seguridad  Industrial,  
Seguridad  Operativa  y 
protección  al medio  
ambiente  aplicables  a las 
actividad  del Sector  
Hidrocarburos  que se 
indican”  tienen  la finalidad  
de evaluar  el desempeño  
del Sistema  de 
Administració n del 
Regulado,  mientras  que los 
señalados  en el Proyecto  de 
Norma  que se analiza,  tiene  
la finalidad  de evaluar  el 
desempeño  del proceso  de 
integridad  de Ductos  
Segmentos  o secciones,  es 
decir  evalúan  rubros  
distintos  
 
 AMGN -43 
Fecha   
29-12-2017  Inspección  y Análisis  de integridad  /6/ 
1. Ductos  con prioridad  de atención  alta, 
máximo  3 años.  
N/A No se especificó  en ningún  
punto  como  determinar  la 
prioridad.  NO PROCEDE  Con fundamento  en el 
artículo  33 del Reglamento  
de la Ley Federal  sobre  
Metrología  y Normalización,  
la ASEA  determinó  no 
procedente  el comentario,  
toda vez que el Regulado  
debe  determinar  cuáles  son 
las prioridades  de acuerdo  
al tipo de defecto  o falla.   NO SE MODIFICA   
AMGN -44 
Fecha   
29-12-2017  Actividades  de mantenimiento  y 
Mitigación.  /7  
Máximo  5 años.  
N/A Dependerá  de la actividad  
¿?, potenciales  se miden  
cada  2 o 6 meses.  NO PROCEDE  Con fundamento  en el 
artículo  33 del Reglamento  
de la Ley Federal  sobre  
Metrología  y Normalización,  
la ASEA  determinó  no 
procedente  el comentario,  
debido  a que no se 
presenta  ninguna  propuesta  
solo se manifiestan  
pregu ntas.  
Los periodos  establecidos  
son para la verificación  de 
la actividad  no para la 
ejecución  de la actividad.  NO SE MODIFICA   
 
 AMGN -72 
Fecha   
29-12-2017  Tabla  8–Procedimiento  por Etapas  de 
Evaluación  de la Conformidad  • Debe  utilizarse  también  la 
referencia  a ASME  B31.8S  
con relación  al tiempo  de 
inspección  basado  en la 
evaluación  de pérdidas  de 
metal.  NO PROCEDE  Con fundamento  en el 
artículo  33 del Reglamento  
de la Ley Federal  sobre  
Metrología  y 
Normalización,  la ASEA  
determinó  no procedente  el 
comenta rio, toda vez que 
las referencias  normativas  
o los que están  listados  en 
la bibliografía  fueron  las 
principales  Normas  en las 
que se basó  el documento.  
Asimismo,  el documento  
normativo  ASME  B31.8S  
se encuentra  referidos  en 
el capítulo  de bibliografía.   NO SE MODIFICA   
IACONSMA -14 6. Inspección  y análisis  de integridad   No se establecen  los NO PROCEDE  Con fundamento  en el 
artículo  33 del Reglamento  NO SE MODIFICA         (Tercera Sección)   DIARIO OFICIAL  Miércoles 19 de diciembre de 2018   Fecha  
22-12-2017  Establecer  criterios  para determinar  
periodos  de inspección,  pruebas  y 
mantenimiento  periodos  de inspección,  
pruebas  y mantenimiento  de la Ley Federal  sobre  
Metrología  y Normalización,  
la ASEA  determinó  no 
procedente  el comentario  
debido  a que no es clara  la 
propuesta  o comentario.  
Respecto  de los periodos  
de verificación  para las 
etapas  de “insp ección  y 
análisis  de integridad”  y 
“Actividades  de 
mantenimiento  y 
Mitigación”.  ya se 
encuentran  establecidos  en 
la tabla  8. 
Asimismo,  dentro  del 
numeral  6.3.2  “Respuesta  al 
Análisis  de integridad”,  se 
indican  criterios  de atención  
para atender  los resulta dos 
del análisis  de integridad.   
CRE -85 
Fecha   
07-11-2017  Se sugiere  que el plazo  máximo  sea Cada  
tres años.  Ya que esto permite  tener  
períodos  de tiempo  definidos  para su 
verificación,  de otra manera,  si un 
permisionario  presenta  su reporte el 
primer  año, debemos  esperar  su segundo  
reporte  el cuarto  año y así con cada  
permisionario,  el control  sería  por cada  
permisionario,  no por sector.   NO PROCEDE  Debido  a que no es claro  la 
propuesta  o comentario.  
Ya se encuentra  establecido  
el plazo  en la tabla  8, es; 
Ductos  con prioridad  de 
atención  alta, máximo  3 
años.  
Se da respuesta  al 
comentario,  lo anterior  con 
fundamento  en el artículo  
5o., fracción  IV, de la Ley 
de la Agencia  Nacional  de 
Seguridad  Industrial  y de 
Protección  al Medio  
Ambiente  del Sector  
Hidrocarburos.  NO SE MODIFICA   
CRE -86 
Fecha   
07-11-2017  10.2 Procedimiento.  
Los dictámenes  originales  de la 
evaluación,  deben  conservarlos  los 
operadores  del sistema  y deben  estar  
disponibles  para cuando  la Agencia  los 
requiera.  Debe  estar  dirigida  a las 
personas  que realizan  las 
actividades  de operación  de 
los Ductos  de recolección,  
Transporte  y Distribución  de 
Hidrocarburos,  Petrolíferos  
y Petroquímicos.  NO PROCEDE  Debido  que la Regulación  
como  lo indica  el Artículo  
3o., fracción  VIII de la Ley 
de la Agencia  Nacional  de 
Seguridad  Industrial  y de 
Protección  al Medio  
Ambiente  del Sector  
Hidrocarburos  menciona  
quienes  son los Regulados.  NO SE MODIFICA   
 
     El personal  propio,  así 
como  de los contratistas,  
subcontratistas,  prestadores  
de servi cios y proveedores  
es responsabilidad  del 
Regulado.  
Se da respuesta  al 
comentario,  lo anterior  con 
fundamento  en el artículo  
5o., fracción  IV, de la Ley 
de la Agencia  Nacional  de 
Seguridad  Industrial  y de 
Protección  al Medio  
Ambiente  del Sector  
Hidrocarbur os.    
IACONSMA -11 
Fecha  
22-12-2017  10. 2 Procedimiento  
Tabla  8 
Evaluación  del desempeño  del proceso  de 
Administración  de la integridad,  
periodicidad  de verificación.  
Se sugiere  que diga:  
• Ductos  de producción,  máximo  3 Evaluación  del desempeño  
del proceso  de 
Administración  de la 
integridad,  periodicidad  de 
verificación.  Dice Anual  NO PROCEDE  Con fundamento  en el 
artículo  33 del Reglamento  
de la Ley Federal  sobre  
Metrología  y Normalización,  
la ASEA  determinó  no 
procedente  el comentario,  
debido  a que los Ductos  de 
producción  no son alcance  
del presente  Proyecto  de  NO SE MODIFICA    Miércoles 19 de diciembre de 2018   DIARIO OFICIAL  (Tercera Sección)       años  
• Ductos  de recolección,  transporte  y 
distribución,  Anual.  Norma.  
    Con fundamento  en los 
artículos  47, fracción  IV, de 
la Ley Federal  sobre  
Metrología  y Normalización  
y 33, tercer  párrafo,  de su 
Reglamento,  atendiendo  a 
la procedencia  del 
comentario  de la CRE al 
artículo  Tercero  Transitorio  
del Proyecto,  y de la etapa  
del procedimiento  de 
creación  en la que se 
encuentra  el mismo,  la 
ASEA  determinó  eliminar  la 
palabra  Proyecto  y el prefijo  
PROY,  para quedar  como:  
Norma  Oficial  Mexicana.  SE MODIFICA   
 
11. Concordancia  con otras  Normas.       11. Concordancia  con otras  
Normas.  NO SE MODIFICA   
Este Proyecto  de Norma  Oficial  Mexicana  no 
es equivalente  con ninguna  Norma  Nacio nal 
o Internacional.  AMGN -45 
Fecha   
29-12-2017  N/A Es de tipo impositivo  ¿?, ya 
que si debería  existir  
concordancia  con la DOT  y 
ASME  NO PROCEDE  Con fundamento  en el 
artículo  33 del Reglamento  
de la Ley Federal  sobre  
Metrología  y Normalización,  
la ASEA  determinó  no 
procedente  el comentario,  
debido  a que no es claro  la 
propuesta  o comentario.  
En base  a la NMX -Z-013-
SCFI -2015,  se establecen  
tres grados  de 
concordancia;  
a. Idéntica  
b. Modificada  
c. No equivalente  
Sin embargo,  no existe  
identificación  en su 
contenido  técnico,  
estructura  o redacción  con 
ninguna  norma  
internacional,  ni con las 
aludidas  por el 
comentarista,  sino simples  
referencias  o remisiones.  Esta Norma  Oficial  Mexicana  no es 
equivalente  con ninguna  norma  
nacional  o internacional.  NO SE MODIFICA   
     Con fundamento  en los 
artículos  47, fracción  IV, de 
la Ley Federal  sobre  
Metrología  y Normalización  
y 33, tercer  párrafo,  de su 
Reglamento,  atendiendo  a 
la procedencia  del 
comentario  de la CRE al 
artículo  Tercero  Transitorio  
del Proyecto,  y de la etapa 
del procedimiento  de 
creación  en la que se 
encuentra  el mismo,  la 
ASEA  determinó  eliminar  la 
palabra  Proyecto  y el prefijo  
PROY,  para quedar  como:  
Norma  Oficial  Mexicana.   SE MODIFICA   
NO EXISTE  AMGN -1 
Fecha   
29-12-2017  N/A La Norma  no hace  
referenci a a riesgo  por 
cruces  de AC o Paralelismo.  
¿Se incluirá  en otra Norma?  
¿Se considerarán  en algún  
numeral  adicional?  ¿Qué  
medidas  de mitigación  se 
recomendarán  por el riesgo  
de interferencias  eléctricas?  NO PROCEDE  Con fundamento  en el 
artículo  33 del Regla mento  
de la Ley Federal  sobre  
Metrología  y Normalización,  
la ASEA  determinó  no 
procedente  el comentario,  
debido  a que no se 
presenta  ninguna  propuesta  
solo se manifiestan  
preguntas.   NO SE MODIFICA         (Tercera Sección)   DIARIO OFICIAL  Miércoles 19 de diciembre de 2018   Lo requerido  en el 
comentario  ya se contempla  
en el numeral  4.1 
Recopilaci ón, revisión,  
integración  y análisis  de 
datos,  tabla  1, se indica  en: 
“construcción”;  tipo de 
cruces,  “operación  y 
mantenimiento”;  cruces  o 
paralelismo  con otros  
Ductos.   
Respecto  de medidas  de 
mitigación,  el apéndice  C 
(Informativo)   
Clasificación  de actividades  
de mantenimiento  y 
mitigación”  establece  en la 
categoría  de diseño  entre  
otros  el peligro  asociado  de 
“instalación  inadecuada  
(selección  de ruta),  donde  
se indica  entre  las 
actividades  de mitigación  el 
rediseño.  
 
APÉNDICE  A 
(Norma tivo)  
MÉTODOS  PARA  EL ANÁLISIS  DE 
RIESGO   APÉNDICE  A 
(Normativo)  
MÉTODOS  PARA  EL ANÁLISIS  DE 
RIESGO     Apéndice  A 
(Normativo)  
Métodos  para  el análisis  de riesgo  NO SE MODIFICA   
a) Se podrán  utilizar  estos  o cualquier  otro 
que lo iguale  o lo mejore:  
1. Evalua ción Subjetiva  ¿Qué  pasa  sí? 
(What  if), Lista de verificación  (Check  list). 
La realiza  un grupo  multidisciplinario  que 
posee  un conocimiento  de la operación  del 
Ducto  y pueden  extrapolar  su experiencia  y 
expresarlo  en términos  cualitativos  o 
cuantitativos  para incorporarlo  al proceso  de 
evaluación  de Riesgo.  El grupo  
multidisciplinario  deben  analizar  cada  
Segmento  del Ducto;  
2. Evaluación  Relativa.  Basado  en el 
conocimiento  detallado  de un Ducto  
específico  y en una mayor  cantidad  de 
datos,  este método  desar rolla los riesgos  
dirigidos  a conocer  los peligros  que han 
impactado  históricamente  la operación  del 
Ducto.  Identifican  y evalúan  los peligros  y 
consecuencias  relevantes  que el Ducto  ha 
tenido  en el pasado.  Se considera  un Riesgo  
relativo  porque  los result ados  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 descripci ón de un Evento,  
o series  de eventos,  que conduce  a la falla y 
evalúa  tanto  la Probabilidad  de falla como  
sus consecuencias.  Incluye  la construcción  
de árboles  de eventos,  árboles  de decisión  
y/o árboles  de falla,  y  
4. Método  probabilista.  Este método  es el 
más complejo  y el que requiere  de mayor  
cantidad  de datos.  Combina  
matemáticamente  las frecuencias  de 
eventos  o series  de eventos  para determinar  
la frecuencia  de un Incidente.  Los resultados  
que se obtienen  se comparan  con las 
probabilidades  del Riesgo  aceptables  IACONSMA -12 
Fecha  
22-12-2017  Incluir  
• Daños  por terceros  
• Ciclos  de fatiga  
• Defectos  de manufactura  y 
construcción  
• EWR  en la tubería  
• Corrosión  Métodos  como  ¿Qué  pasa  
sí? (What  if), Lista de 
verificación  (Check  list), 
sobre  simplificarían  los 
análisis  de riesgos,  es 
probable  que se dejen  de 
identi ficar peligros.  Se 
recomienda  evaluar  
192.917  (e) de la DOT,ver  
httpsJ/primis.phmsa.dot.gov
/gasimp/faqs.htrn#  top11,  
para incluir  
• Daños  por terceros  
• Ciclos  de fatiga  
• Defectos  de 
manufactura  y 
construcción  
• EWR  en la tubería  
• Corrosión  NO PROCEDE  Con fundamen to en el 
artículo  33 del Reglamento  
de la Ley Federal  sobre  
Metrología  y Normalización,  
la ASEA  determinó  no 
procedente  el comentario,  
toda vez que en dicho  inciso  
se establece  claramente  
que “Se podrán  utilizar  
estos  o cualquier  otro que lo 
iguale  o mejor e”, lo cual no 
restringe  al uso de cualquier  
otra metodología  que los 
Regulados  consideren  
efectiva  para el desarrollo  
de su análisis  de riesgo,  
asimismo,  dentro  del inciso  
c) se mencionan  las 
características  de un 
método  efectivo,  con la 
intención  de que los 
Regulados  consideren  
dichas  características  al 
seleccionar  la metodología  
para su análisis  de riesgo.  
Cabe  señalar  que el 
desarrollo  de la metodología  
depende  de la experiencia  
del facilitador,  ya que es 
más probable  que no se 
identifiquen  peligros  si no 
tiene  la experiencia  o el 
conocimiento  de la actividad  
a analizar.   
Los aspectos  señalados  
como:  
• Daños  por terceros.  
• Ciclos  de fatiga.  
• Defectos  de 
manufactura  y 
construcción.  
• EWR  en la tubería.  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 puede n extrapolar  su 
experiencia  y expresarlo  en términos  
cualitativos  o cuantitativos  para 
incorporarlo  al proceso  de evaluación  
de Riesgo.  El grupo  multidisciplinario  
debe  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 relevan tes 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 NO SE MODIFICA    Miércoles 19 de diciembre de 2018   DIARIO OFICIAL  (Tercera Sección)       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;  
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) Carac terísticas  de un método  efectivo  de 
Análisis  de Riesgo:  
1. Atributos.  Debe  contener  una metodología  
definida  y estar  estructurado  de tal manera  
que se realice  un Análisis  del Riesgo  
objetivo,  preciso  y completo.  Algunos  
métodos  del Riesgo  requieren  una 
estructura  más rígida  (y considerablemente  
mayor  cantidad  de datos).  Los métodos  
basados  en el conocimiento  son menos  
rigurosos  para aplicar  y requieren  más 
participación  de expertos  en la materia;  
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 
eventos  pasados.  Preferentemente  debe  
contar  y usar estadísticas  del propio  sistema  
de Ductos  o sistemas  similares.  Sin 
embargo,  cuando  no se tenga  suficiente  
información  pueden  usarse  estadísticas  de 
la industria.  Adicionalmente,  el método  de 
Análisis  de Riesgo  debe  tomar  en cuenta  
cualquier  las actividades  de mantenimien to 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 documentar  los valores  que se 
usarán  y la razón  por la que fueron  elegidos;  
6. Retroalimentación.  Una de las 
características  más importantes  es la 
retroalimentación.  Los métodos  de Análisis  
de 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 • Corrosión.  
Podrían  omitirse  si la 
persona  que realiza  el 
análisis  de riesgo  no tiene  la 
experiencia  para detectar  
dichos  aspectos.  Por lo que 
para desarrollar  de forma  
efectiva  un análisis  de 
riesgo  se debe  realizar  por 
un grupo  de expertos  y con 
experiencia  en la actividad  a 
analizar.  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 árbol es de eventos,  
árboles  de decisión  y/o árboles  de 
falla,  y  
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 completo.  Algunos  métodos  
del Riesgo  requieren  una estructura  
más rígida  (y considerablemente  
mayor  cantidad  de datos).  Los 
métodos  basados  en el conocimiento  
son menos  rigurosos  para aplicar  y 
requie ren 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  conside rado previamente  y 
utilizar  datos  de varias  inspecciones  CRE -87 
Fecha   
07-11-2017  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:  Se consid era relevante  
mencionar  los métodos  más 
usuales  en la industria.  PROCEDE  
 Se aplica  el comentario  
para dar claridad  y 
certidumbre  jurídica,  se 
adecua  texto  de inciso  a). 
Se da respuesta  al 
comentario,  lo anterior  con 
fundamento  en el artículo  
5o., fracción  IV, de la Ley 
de la Agencia  Nacional  de 
Seguridad  Industrial  y de 
Protección  al Medio  
Ambiente  del Sector  
Hidrocarburos.  SE MODIFICA   
AMGN -46 
Fecha   
29-12-2017  N/A Que formato  de resultados  
de evaluación  se espera  de 
cada  una de las 
metodologías.  ¿? NO PROCEDE  
 Con fundamento  en el 
artículo  33 del Reglamento  
de la Ley Federal  sobre  
Metrología  y Normalización,  
la ASEA  determinó  no 
procedente  el comentario,  
debido  a que no se 
presenta  ninguna  propuesta  
solo se manifiestan  
preguntas.  El comentario  no 
se sustenta  sobre  una base  
técnica  y jurídica.  
En el capítulo  5 se 
establecen  los requisitos  
para el Análisis  de riesgo,  
Los Regulados  podrán  
utilizar  las metodologías  
descritas  o cualquier  otra 
que iguale  o mejore  la 
obtención  del riesgo.  
 Respecto  de la estru ctura  
documental  y extensión  del 
reporte  del Análisis  de 
riesgo  dependerá  del 
objetivo  y alcance  del 
mismo,  y de la selección  del 
método  de Análisis  de 
riesgo  de cada  Regulado.  NO SE MODIFICA   
AMGN -47 
Fecha   
29-12-2017  c) Características  de un método  
efect ivo de Análisis  de Riesgo:  
N/A Algunos  de los puntos  
enlistados  hacen  que la 
evaluación  subjetiva  y 
relativa  no sea un método  
efectivo  para las 
características  solicitadas.  NO PROCEDE  
 Con fundamento  en el 
artículo  33 del Reglamento  
de la Ley Federal  sobre  
Metrología  y Normalización,  
la ASEA  determinó  no 
procedente  el comentario,  
toda vez que, no se incluye  
propuesta,  solo manifiestan  
una aclaración  o duda.  
No se establece  con 
claridad,  qué puntos  hacen  
que la evaluación  subjetiva  
y relativa  no sean  métodos  
efectivos.  
Cabe  señalar,  que tal como  NO SE MODIFICA         (Tercera Sección)   DIARIO OFICIAL  Miércoles 19 de diciembre de 2018   Riesgo  debe  documentarse  completamente  
y para tener  el respal do 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  evalu ar los 
Riesgos  por cambios  de las actividades  de 
mantenimiento;  
9. Ponderación  de Factores.  Todos  los 
peligros  y consecuencias  considerados  en el 
proceso  de Análisis  de Riesgo  relativo,  no 
deben  tener  el mismo  nivel de influencia  en 
la Estimación  del Riesg o tanto  de la 
Probabilidad  de falla como  de las 
consecuencias.  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 influye n 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.  se indicó  en el punto  
anterior,  la efectividad  del 
análisis  de riesgo  no 
depende  solo de la 
metodología  seleccionada,  
sino que debe  ser 
desarrollada  por un grupo  
de expertos  en el tema  para 
dar mayor  certidumbre  a los 
resultados  que se obtengan  
del análisis  de riesgo.  para estimar  el Riesgo  que 
representan  dichos  peligros  en el 
futuro;  
5. Confianza  de Resultados.  Cualquier  
dato usado  en un proceso  de Análisis  
de Riesgo  debe  verificarse  y evaluar  
su exactitud.  Para  datos  cuestionables  
o faltantes,  se deben  determinar  y 
documentar  los valores  que se usarán  
y la razón  por la que fueron  elegidos;  
6. Retroalimentación.  Una de las 
características  más importantes  es la 
retroalimentación.  Los métodos  de 
Análisis  de 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 consid erar 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. Segment ación.  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.  SEMARNAT -13 
Fecha   
07-11-2017  II. Contenido  del Proyecto  de Norma  
Del contenido  de los Apéndices  A y B, 
relativos  a los métodos  para el análisis  de 
riesgo  y a la matriz  de riesgo  
respec tivamente,  se observa  que se hace  
referencia  a las “consecuencias”.  
Sobre  el particular,  se estima  necesario  se 
precise  si con dicho  término  se hace  
referencia  a las “consecuencias  de falla”  
que se definen  en el apartado  de 
Términos  y definiciones,  o si en su caso,  
se hace  referencia  a otro tipo de 
consecuencias,  pues  la falta precisión  en 
el uso de dicho  término  puede  generar  
incertidumbre  en los Regulados.   PROCEDE   Se aplica  el comentario  
para dar claridad  y 
certidumbre  jurídica.   
Se complementa  como  
consecuencia  de falla en 
todos  los párrafos  
correspondientes  al 
Apéndice  A (normativo).  
Se da respuesta  al 
comentario,  lo anterior  con 
fundamento  en el artículo  
5o., fracción  IV, de la Ley 
de la Agencia  Nacional  de 
Seguridad  Industrial  y de 
Protección  al Medi o 
Ambiente  del Sector  
Hidrocarburos.  SE MODIFICA   
PEMEX  
Exploración  y 
Produccion -21 
Fecha  
13-12-2017  c) Características  de un 
método  efectivo  de Análisis  de Riesgo:  
3. Historia  operativa  y mantenimiento.  
Debe  considerar  la frecuencia  y 
consecuencias  de eventos  pasados.  
Preferentemente  debe  contar  y usar 
estadísticas  del propio  sistema  de Ductos  
o sistemas  similares.  Sin embargo,  
cuando  no se tenga  suficiente  información  
pueden  usarse  estadísticas  de la industria.  
Adicionalmente,  el método  de Análisis  de 
Riesgo  debe  tomar  en cuenta  cualquiera  
de las actividades  de mantenimiento  y 
Mitigación  que se haya  realizado  
previamente;  Mejorar redacción. PROCEDE  Se aplica  el comentario  
para mejorar  la redacción,  
se adecua  texto  de párrafo  
3 de inciso  c) SE MODIFICA   
SENER -21 
Fecha   
21-11-2017  APÉNDICE  A  
(Normativo)  
c) 3 
3. Historia  operativa  y mantenimiento.  … . 
Adicionalmente,  el método  de Análisis  de 
Riesgo  debe  tomar  en cuenta  cualquiera  
de las actividades  de mantenimiento  y Ajuste  de forma.  PROCEDE  Se aplica  el comentario  
para mejorar  la redacción,  
se adecua  texto  de párrafo  
3 de inciso  c). 
Se da respuesta  al 
comentario,  lo anterior  con 
fundamento  en el artículo  
5o., fracción  IV, de la Ley 
de la Agencia  Nacional  de 
Seguridad  Industrial  y de 
Protección  al Medio  
Ambiente  del Sector  
Hidrocarburos.  SE MODIFICA   
PEMEX  
Exploración  y 
Produccion -20 
Fecha  
13-12-2017  Ver comentario 
 a) Se podrán  utilizar  estos  o 
cualquier  otro que lo iguale  o 
lo mejore:  
4. Se sugiere  cambiar por 
método probabilístico. PROCEDE  
 Se aplica el comentario  
para dar claridad  y 
certidumbre  jurídica,  se 
cambia  el término  
“probabilista”  por 
“probabilístico”,  en número  
4 del inciso  a). SE MODIFICA   
SENER -22 APÉNDICE  A  Se sugiere  redacción.  NO PROCEDE  Debido  a que la propuesta  
no cambia  el contenido  del NO SE MODIFICA    Miércoles 19 de diciembre de 2018   DIARIO OFICIAL  (Tercera Sección)       Fecha   
21-11-2017  (Normativo)  
c) 6 
6. Retroalimentación.  … . En este 
sentido , la retroalimentación  efectiva  se 
entiende  como  un componente  esencial  
del proceso  en la validación  continua  del 
Riesgo,  por lo que debe  ser adaptable  y 
modificable  para considerar  nuevos  
peligros,  así como  eficiente  al momento  
de prevenir  o remediar  los mismos . presente  Proyecto  de 
Norma.  
Se da respuesta  al 
comentario,  lo anterior  con 
fundamento  en el artículo  
5o., fracción  IV, de la Ley 
de la Agencia  Nacional  de 
Segurid ad Industrial  y de 
Protección  al Medio  
Ambiente  del Sector  
Hidrocarburos.  
 
APÉNDICE  B 
(Informativo)  
MATRIZ  DE RIESGO.       Apéndice  B 
(Informativo)  
Matriz  de riesgo.  NO SE MODIFICA   
Los criterios  de: Probabilidad  de falla y 
consecuencias  se muestran  en las Tablas  
B1 y B2, respectivamente.  La matriz  de 
Riesgo  se define  en términos  de 
Probabilidad  de falla y consecuencias,  
incluyendo  los tres niveles  de Riesgo  (alto,  
medio  y bajo),  como  se muestra  en las 
Tablas  B3 y B4. 
 
 
 
 
 
 
 
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  IACONSMA -13 
Fecha  
22-12-2017  Debería  decir  
Tabla  B1. Criterios  para la frecuencia  de 
falla Dice:  
Tabla  B1. Criterios  para la 
probabilidad  de falla 
Debería  decir  
Tabla  B1. Criterios  para la 
frecuencia  de falla NO PROCEDE  Con fundamento  en el 
artículo  33 del Reglamento  
de la Ley Federal  sobre  
Metrología  y Normalización,  
la ASEA  determinó  no 
procedente  el comentario,  
ya que la tabla  B1 está 
enfocada  a obtener  una 
categoría  para la 
probabilidad  de falla y la 
misma  sea consistente  con 
la tabla  B4. 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 Probabilidad  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. 
Para  efectos  de lectura  de la presente  
matriz  de atención  a comentarios  y 
con el propósito  de visualizar  
correctamente  las tablas  B.1, B.2, B.3 
y B.4, es necesario  remitirse  a los 
Anexos  XV, XVI, XVII y, XVIII  de 
figuras  y tablas  inserto  al final del 
presente  documento.  
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 aque llos 
factores  que pueden  incrementar  el 
nivel de Riesgo.  NO SE MODIFICA   
AMGN -7 
Fecha   
29-12-2017  Tabla  B2. Criterios  para  las 
consecuencias.  
N/A La tabla  no especifica  que 
categoría  de consecuencia  
se debe  seleccionar  en un 
evento  para realizar  el 
cálcu lo de riesgo.  Dado  que 
la fórmula  de riesgo  de la 
sección  5.4 Evaluación  de 
Riesgo  no indica  si la 
consecuencia  es una 
media,  promedio,  suma  
ponderada,  sumatoria.  Lo 
cual conlleva  a una 
clasificación  de riesgo  
ambigua  si se utiliza  la 
Tabla  B4. Clasificaci ón de 
Riesgo  del APENDICE  B. NO PROCEDE  Con fundamento  en el 
artículo  33 del Reglamento  
de la Ley Federal  sobre  
Metrología  y Normalización,  
la ASEA  determinó  no 
procedente  el comentario,  
ya que la Agencia  no puede  
determinar  la categoría  de 
consecuencia  a emplear,  ya 
que esta dependerá  de las 
características  del entorno  a 
la instalación,  
consecuentemente,  los 
Regulados  son los únicos  
que pueden  determinar  la 
categoría  de consecuencia  
(personas,  medio  ambiente,  
instalaciones  -financieras -). 
Asimismo,  como  se indicó  
anteriormente,  para emplear  
la tabla  B4. Se deben  
considerar  los valores  
obtenidos  en las tablas  B1 y 
B2.  NO SE MODIFICA   
AMGN -52 
Fecha   
29-12-2017  Tabla  B2. Criterios  para  las 
consecuencias.  
N/A Se toma  el más alto de los 3 
criterios  ¿?, no se 
especifica  cual deberá  de 
ser de los 3 criterios.  NO PROCEDE  Con fundamento  en el 
artículo  33 del Reglamento  
de la Ley Federal  sobre  
Metrología  y Normalización,  
la ASEA  determinó  no 
procedente  el comentario,  
toda vez que no se incluye  
propuesta,  solo mani fiestan  
una aclaración  o duda.  
Los criterios  para las 
consecuencias  se deben  
considerar  para cada  uno 
de los factores  que pudieran  
ser afectados,  es decir,  en 
caso de que pudieran  
afectarse  a las personas,  
medio  ambiente  e 
instalaciones  (financiero),  
se debe obtener  una NO SE MODIFICA         (Tercera Sección)   DIARIO OFICIAL  Miércoles 19 de diciembre de 2018   asegurar  las acciones  de prevención  y/o 
Mitigación  de aquellos  factores  que pueden  
incrementar  el nivel de Riesgo.  clasificación  de la 
consecuencia  de manera  
independiente  para las 
personas,  otra categoría  
para medio  ambiente  y por 
último  para las instalaciones  
(financiero).  
AMGN -48 
Fecha   
29-12-2017  MATRIZ  DE RIESGO.  
N/A Aun cuando  la matriz  
indique  el número  de 
segmentos  en peligro  alto, 
no indica  donde  se 
encuentran  localizados,  por 
lo cual es más 
recomendable  un gráfico  de 
riesgo  vs km del activo.  
Adicionalmente  la matriz  no 
indica  la longitud  del 
segmento,  por lo cual se 
pueden  tener muchos  
segmentos  pequeños  de 
alto riesgo  que representen  
menos  del 20% del Ducto.  Y 
aparentar  tener  “muchos”  
segmentos  en riesgo  alto. NO PROCEDE  Con fundamento  en el 
artículo  33 del Reglamento  
de la Ley Federal  sobre  
Metrología  y Normalización,  
la ASEA  determinó  no 
procedente  el comentario,  
toda vez que la localización  
no se establece  en la 
matriz,  ya que la misma  se 
debe  considerar  dentro  de 
la descripción  del escenario  
de riesgo  identificado.  
Dependiendo  del tipo de 
metodología  a emplear,  los 
Regulado s deben  integrar  el 
desarrollo  de la misma,  
dentro  de la cual se deben  
observar  los puntos  donde  
se identificaron  los peligros  
en cada  segmento.  NO SE MODIFICA   
 
     La identificación  de muchos  
segmentos  de alto riesgo  
implicaría  que los 
Regulados  imple menten  
medidas  para reducir  la 
probabilidad  de ocurrencia  o 
de consecuencia,  
independientemente  de que 
se “pueda”  considerar  que 
se tengan  “muchos”  
segmentos  en riesgo  alto; 
esto es, que el presente  
Proyecto  de Norma  tiene  
como  finalidad  que los 
Regulados  ejecuten  las 
mejores  prácticas  
nacionales  o internacionales  
para administrar  los riesgo  
que pudiesen  identificarse  
en el Ducto,     
 
 AMGN -49 
Fecha  
29-12-2017  …………….  
La matriz  de Riesgo  se define  en términos  
de Probabilidad  de falla y consecuencias,  
incluy endo  los tres niveles  de Riesgo  (alto,  
medio  y bajo),  como……  
N/A Bajo la evaluación  relativa  y 
subjetiva,  así como  
cualitativas  es complicado  
estimar  la ocurrencia  de 
falla,  ya que para obtener  
un periodo  de falla se debe  
de tener  un método  
cuantitativo.  NO PROCEDE  Con fundamento  en el 
artículo  33 del Reglamento  
de la Ley Federal  sobre  
Metrología  y Normalización,  
la ASEA  determinó  no 
procedente  el comentario,  
toda vez que no se incluye  
propuesta,  solo manifiestan  
una aclaración  o duda.  
No es claro  y suficie nte el 
comentario.   NO SE MODIFICA   
SEMARNAT -14 
Fecha   
07-11-017 II. Contenido  del Proyecto  de Norma  
Del contenido  de los Apéndices  A y B, 
relativos  a los métodos  para el análisis  de 
riesgo  y a la matriz  de riesgo  
respectivamente,  se observa  que se hace  
referencia  a las “consecuencias”.  
Sobre  el particular,  se estima  necesario  se 
precise  si con dicho  término  se hace  
referencia  a las “consecuencias  de falla”  
que se definen  en el apartado  de 
Términos  y definiciones,  o si en su caso,  
se hace  referencia  a otro tipo de 
consecuencias,  pues  la falta precisión  en 
el uso de dicho  término  puede  generar  
incertidumbre  en los Regulados.   PROCEDE  Se aplica  el comentario  
para dar claridad  y 
certidumbre  jurídica.   
Se complementa  como  
consecuencia  de falla en 
párrafos,  en títulos  y texto  
de Tabla  B2 y Tabla  B3 de 
este apéndice  B 
(informativo).  
Se da respuesta  al 
comentario,  lo anterior  con 
fundamento  en el artículo  
5o., fracción  IV, de la Ley 
de la Agencia  Nacional  de 
Seguridad  Industrial  y de 
Protección  al Medio  
Ambiente  del Sector  
Hidrocarburos.  SE MODIFICA    Miércoles 19 de diciembre de 2018   DIARIO OFICIAL  (Tercera Sección)       CRE -88 
Fecha   
07-11-2017  Tabla  B4. Clasificación  de Riesgo.  
Prioridad  de atención  baja:  
En esta categoría,  los operadores  del 
sistema  deberán  asegurar  las acciones  de 
prevención  y/o Mitigación  de aquellos  
factores  que pueden  incrementar  el nivel 
de Riesgo.  Debe  estar  dirigida  a las 
personas  que realizan  las 
actividades  de operación  de 
los Ductos  de recolección,  
Transporte  y Distribución  de 
Hidrocarburos,  Petrolíferos  
y Petroquímicos.  NO PROCEDE  Debido  que la Regulaci ón 
como  lo indica  el Artículo  
3o., fracción  VIII de la Ley 
de la Agencia  Nacional  de 
Seguridad  Industrial  y de 
Protección  al Medio  
Ambiente  del Sector  
Hidrocarburos  menciona  
quienes  son los Regulados.  
El personal  propio,  así 
como  de los contratistas,  
subco ntratistas,  prestadores  
de servicios  y proveedores  
es responsabilidad  del 
Regulado.  
Se da respuesta  al 
comentario,  lo anterior  con 
fundamento  en el artículo  
5o., fracción  IV, de la Ley 
de la Agencia  Nacional  de 
Seguridad  Industrial  y de 
Protección  al Medio  
Ambiente  del Sector  
Hidrocarburos.  NO SE MODIFICA   
APÉNDICE  C 
(Informativo)  
CLASIFICACIÓN  DE ACTIVIDADES  DE 
MANTENIMIENTO  Y MITIGACIÓN.       Apéndice  C 
(Informativo)  
Clasificación  de actividades  de 
mantenimiento  y Mitigación.  NO SE MODIFICA   
 
 
 AMGN -53 
Fecha   
29-12-2017  CLASIFICACIÓN  DE ACTIVIDADES  DE 
MANTENIMIENTO,  MITIGACIÓN  Y 
REHABILITACIÓN.  Se pueden  clasificar  como  
mantenimiento,  mitigación  y 
rehabilitación,  aun cuando  
mantenimiento  englobe  
ambas  ideas.  NO PROCEDE  Con fundamento  en el 
artículo  33 del Reglamento  
de la Ley Federal  sobre  
Metrología  y 
Normalización,  la ASEA  
determinó  no procedente  el 
comentario,  debido  a que 
no se sustenta  sobre  una 
base  técnica  y jurídica.   
Para  efectos  de lectura  de la presente  
matriz  de atención  a comentarios  y 
con el propósito  de visualizar  
correctamente  la figura  C.1, es 
necesario  remitirse  al Anexo  XIX de 
figuras  y tablas  inserto  al final del 
presente  documento.  NO SE MODIFICA   
AMGN -54 
Fecha   
29-12-2017  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).  
N/A Revisar  traducción  de 
Pesca.  NO PROCEDE  Con fundamento  en el 
artículo  33 del Reglamento  
de la Ley Federal  sobre  
Metrología  y Normalización,  
la ASEA  determinó  no 
procedente  el comentario,  
toda vez que no cuenta  con 
un aporte  técnico,  es una 
duda.  
Es correcta  la traducción.  NO SE MODIFICA         (Tercera Sección)   DIARIO OFICIAL  Miércoles 19 de diciembre de 2018   
 AMGN -55 
Fecha   
29-12-2017  4. Selección  inadecuada  del Sistema  
protección  catódica;  Ánodos  y/o 
Rectificadores  N/A NO PROCEDE  Con fundamento  en el 
artículo  33 del Reglamento  
de la Ley Federal  sobre  
Metrología  y 
Normalización,  la ASEA  
determinó  no procedente  el 
comentario,  debido  a que 
no se sustenta  sobre  una 
base  técnica  y jurídica.  
Se debe  consi derar  desde  
la etapa  del diseño  
establecer  las previsiones  e 
incluir  el diseño  de un 
sistema  de protección  
catódica.  El enfoque  no 
sería  únicamente  ánodos  
y/o rectificadores,  es al 
conjunto  de elementos  
relacionados  entre  sí, como  
también  los dispositivos  de 
aislamiento  eléctrico  para 
seccionar  eléctricamente  el 
Ducto  que se va a proteger  
de cualquier  otra estructura  
metálica,  así como  
considerar  si existe  en el 
Ducto  un sistema  de 
recubrimiento  anticorrosivo  
con propiedades  
dieléctricas  que se debe  
complem entar  con el 
sistema  de protección  
catódica,  para aplicar  la 
técnica  de protección  
catódica,  reducir  y controlar  
los efectos  de la corrosión  
en el Ducto,  Segmento  o 
Sección.   NO SE MODIFICA   
 
 AMGN -56 
Fecha   
29-12-2017  Fabricación/Mitigación/  
No Aplica  
Colocación  de Envolvente.  
 N/A NO PROCEDE  Con fundamento  en el 
artículo  33 del Reglamento  
de la Ley Federal  sobre  
Metrología  y Normalización,  
la ASEA  determinó  no 
procedente  el comentario,  
debido  a que no se sustenta  
sobre  una base  técnica  y 
jurídica.  
El Apéndice  C (Informativo)  
“Clasificación  de 
actividades  de 
mantenimiento  y 
mitigación”  en la categoría  
de fabricación/mitigación  el 
Regulado  debe  establecer  
de acuerdo  a sus 
necesidades  los requisitos  
que el fabricante  debe  
cumplir  en la Fabricación  
de tubería  y componentes,  
así como  respecto  a la 
soldadura  entre  otros.  La 
colocación  de envolvente  
se considera  una actividad  
de mantenimiento,  lo cual 
ya se indica  en otras  
categorías  en la tabla,  pero 
no aplica  en la categoría  de 
fabricación  como  una  NO SE MODIFICA    Miércoles 19 de diciembre de 2018   DIARIO OFICIAL  (Tercera Sección)       actividad  de mitigación.  
AMGN -57 
Fecha   
29-12-2017  Construcción/Mitigación/  
No Aplica  
Cambio  de Carrete,  reparación  del 
Recubrimiento,  colocación  de 
envolventes.  
 N/A 
 NO PROCEDE  
 Con fundamento  en el 
artículo  33 del Reglamento  
de la Ley Federal  sobre 
Metrología  y Normalización,  
la ASEA  determinó  no 
procedente  el comentario,  
debido  a que no se sustenta  
sobre  una base  técnica  y 
jurídica.  
El Apéndice  C (Informativo)  
“Clasificación  de actividades  
de mantenimiento  y 
mitigación”  establece  en la 
categoría  de construcción  
los peligros  asociados  
como;  defectos  en 
soldadura,  desalineamiento,  
doblez  por flexión  o pandeo,  
daños  en el recubrimiento  
anticorrosivo,  protección  
catódica  y de lastre,  daños  
en recubrimiento  mecánico,  
que el Regulado  debe  
prever  en función del nivel 
de inspección  durante  esta 
etapa.  
El Cambio  de Carrete,  
reparación  del 
Recubrimiento,  y la 
colocación  de envolventes,  
no se consideran  una 
actividad  de mitigación.  NO SE MODIFICA   
 
 
 
 AMGN -58 
Fecha   
29-12-2017  13. Interferencia  por pesca. 
N/A Verificar  si no es una mala  
traducción  NO PROCEDE  
 Con fundamento  en el 
artículo  33 del Reglamento  
de la Ley Federal  sobre  
Metrología  y Normalización,  
la ASEA  determinó  no 
procedente  el comentario,  
toda vez que no cuenta  con 
un aporte  técnico,  es una 
duda.  
Es correcta  la traducción.   NO SE MODIFICA   
AMGN -60 
Fecha   
29-12-2017  20. Otros  impactos  mecánicos.  
• Procedimientos  de operación  y 
mantenimiento.  
N/A Verificar  si la categoría  es 
Daños  por Terceros  
Y procedimientos  de 
Operación  y Mantenimiento  
va en la columna  de 
mantenimiento.  NO PROCEDE  
 Con fundamento  en el 
artículo  33 del Reglamento  
de la Ley Federal  sobre  
Metrología  y Normalización,  
la ASEA  determinó  no 
procedente  el comentario,  
toda vez que no se sustenta  
sobre  una base  técnica  y 
jurídica.  
El Apéndice  C (Informativo)  
“Clasificación  de actividades  
de mantenimiento  y 
mitigación”  si establece  en 
la categoría  de daños  por 
terceros  entre  otros  el 
peligro  asociado  “Otros  
impactos  mecánicos”,  
donde  se indica  entre  las 
medidas  de mitigación  los 
Procedimientos  de 
operación  y mantenimiento  
indispensables  en las 
actividades  de 
mantenimiento  requeridas.  NO SE MODIFICA         (Tercera Sección)   DIARIO OFICIAL  Miércoles 19 de diciembre de 2018   
 
 AMGN -61 
Fecha   
29-12-2017  28. Sismos.  
N/A Para  mitigar  sismos  no hay 
mecanismos  de mitigación,  
más que aumentar  espesor  
de pared,  y que sea un 
Ducto  más dúctil.  
  NO PROCEDE  Con fundamento  en el 
artículo  33 del Reglamento  
de la Ley Federal  sobre  
Metrología  y Normalización,  
la ASEA  determinó  no 
procedente  el comentario,  
debido  a que el comentario  
no se sustenta  sobre  una 
base  técnica  y jurídica.  
El Apéndice  C (Informativo)  
“Clasificación  de actividades  
de mantenimiento  y 
mitigación”  establece  en la 
categoría  de peligros  
naturales  entre  otros  el 
peligro  asociado  de 
“sismos”,  donde  se indica  
entre  las medidas  de 
mitigación  Aumentar  
profundid ad del Ducto,  
Monitoreo  y control  de 
parámetros  de operación  
anormales,  Comunicación  
con las autoridades  
federales,  estatales  y 
municipales,  de la ubicación  
de las franjas  de seguridad,  
Monitoreo  y control  de 
movimientos  de tierra.  
Del comentario;  Para  
mitigar sismos  no hay 
mecanismos  de mitigación,  
más que aumentar  espesor  
de pared,  y que sea un 
Ducto  más dúctil.  NO SE MODIFICA   
     Al respecto,  el Regulado  
debe  considerar  contar  con 
esta información  o peligro  
sobre  “sismos”  durante  la 
etapa  de diseño,  que servirá  
para el desarrollo  del 
proyecto  siendo  en esta 
etapa  donde  deben  quedar  
establecidas  las 
características  técnicas  que 
el Ducto  y componentes  
deben  cumplir,  como  
espesor  y especificación  
entre  otros.     
 
 AMGN -62 
Fecha   
29-12-2017  32. Descarga  eléctrica  atmosférica.  
En Sistemas  de mitigación:  
Instalación  de spark  
arrestors/Desacopladores  y sistemas  de 
tierra.  N/A NO PROCEDE  Con fundamento  en el 
artículo  33 del Reglamento  
de la Ley Federal  sobre  
Metrología  y Normalización,  
la ASEA  determinó  no 
procedente  el comentario,  
toda vez que el comentario  
no se sustenta  sobre  una 
base  técnica  y jurídica.  
El Apéndice  C (Informativo)  
“Clasificación  de actividades  
de mantenimiento  y 
mitigación”  establece  en la 
categoría  de peligros  
naturales  entre  otros  el 
peligro asociado  de 
“descarga  eléctrica  
atmosférica”,  donde  se 
indica  entre  las actividades  
de mitigación,  como  
aumentar  la profundidad  del 
Ducto,  sin embargo  en la 
categoría  de diseño  se 
establecen  peligros  que se 
deben  considerar,  como   NO SE MODIFICA    Miércoles 19 de diciembre de 2018   DIARIO OFICIAL  (Tercera Sección)       “Instalación  inadecua da” 
(selección  de ruta),  donde  
se deben  analizar  los 
sistemas  de protección  o 
medidas  de mitigación  
aplicables,  más aún cuando  
coincidan  en su trazo  
instalaciones  como  líneas  
de transmisión  y/o 
distribución  eléctrica,  entre  
otras.   
AMGN -63 
Fecha   
29-12-2017  Corrosión  / Erosión  / Agrietamiento  
• Estructuras  de protección  e intervención  
(defensas,  soportes,  colchacretos,  
bolsacretos,  enrocados,  lastres,  entre  
otros)   
• Cambio  de trazo  del Ducto,  Segmento  o 
sección,  por condiciones  del terreno o por 
impacto  a la población.  
N/A Las estructuras  de 
protección  e intervención  no 
ayudan  a mitigar  la 
corrosión  ni el 
agrietamiento,  la erosión  
depende  del mecanismo  de 
erosión  interna  o externa.  
El cambio  de trazo  del 
Ducto,  no mitiga  la 
corrosión/eros ión/Agrietami
ento.  NO PROCEDE  Con fundamento  en el 
artículo  33 del Reglamento  
de la Ley Federal  sobre  
Metrología  y Normalización,  
la ASEA  determinó  no 
procedente  el comentario  
debido  a que el comentario  
no se sustenta  sobre  una 
base  técnica  y jurídica.  
El Apéndice  C (Informativo)  
“Clasificación  de actividades  
de mantenimiento  y 
mitigación”  establece  en la 
categoría  de 
Corrosión/Erosión/  
Agrietamiento  entre  otros  
los peligros  asociados  de 
Corrosión  externa  y erosión,  NO SE MODIFICA   
     donde  se indica  actividades  
de mantenimiento  como  las 
“Estructuras  de protección  e 
intervención  (defensas,  
soportes,  colchacretos,  
bolsacretos,  enrocados,  
lastres,  entre  otros)”  y como  
medida  de mitigación  el 
cambio  de trazo  del Ducto.  
Al respecto  una de las 
aplicaciones  de una 
estructura  de protección  por 
ejemplo  los colchacretos,  es 
el control  de erosión  y 
protección  contra  la 
socavación  en riberas  de 
ríos, lagunas,  embalses,  y 
protección  de taludes  
susceptibles  de erosión  en 
las locaciones  o cruces  de 
tuberías.  El cambio  de trazo  
de un Ducto  se da 
detallando  cambios  más 
significativos  del terreno.     
 
 AMGN -73 
Fecha   
29-12-2017  APÉNDICE  C 
(Informativo)  
CLASIFICACIÓN  DE ACTIVIDADES  DE 
MANTENIMIENTO  Y MITIGACIÓN  Implementación  de 
tecnología  de fibra óptica,  
para detección  de fugas  y 
detección  de vibración  
sobre  el derecho  de vía. NO PROCEDE  Con fundamento  en el 
artículo  33 del Reglamento  
de la Ley Federal  sobre  
Metrología  y Normalización,  
la ASEA  determinó  no 
procedente  el comentario,  
toda vez que no aplica,  ya 
que el presen te Proyecto  
Norma  establece  
requerimientos  mínimos  y 
no se puede  direccionar  el 
uso o aplicación  de una 
tecnología  específica.    NO SE MODIFICA   
APÉNDICE  D 
(Normativo)  
COMPETENCIA  DEL PERSONAL.       Apéndice  D 
(Normativo)  
Competencia  del personal.  NO SE MODIFICA         (Tercera Sección)   DIARIO OFICIAL  Miércoles 19 de diciembre de 2018   La ejecución  e implementación  de este 
Proyecto  de 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 
recolecció n, 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  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  comprobar  una 
experiencia  (particip ación  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 
Procedimiento  de soldadura  calificado,  de 
acuerdo  con los estándares  internacionales  
aplicables  vigentes.  AMGN -74 
Fecha   
29-12-2017  ¨ El personal  que realice  actividades  en 
cualquier  etapa  de la vida útil de un activo  
(diseño,  construcción,  operación  y 
mantenimiento,  decomisionamiento  debe  
demostrar  su capacidad,  calificación  y 
certificación  en la actividad  a realizar.  
Cada  actividad  (soldadura,  pruebas  
destructivas  y no destructivas,  pintura,  
etcétera)  debe  realizarse  con base  en un 
procedimiento  calificado  y aprobado,  de 
acuerdo  con los están dares  
internacionales  aplicables  vigentes.  
En el caso del personal  que realice  las 
actividades  de Análisis  de Riesgo  e 
integridad,  debe  tener  un perfil  académico  
y/o capacitación  (diplomas  o constancias)  
acorde  con las actividades  de análisis  que 
va a realizar. También  debe  comprobar  
una experiencia  (participación  en 
actividades  relacionadas)  de al menos  dos 
años.  Con la descripción  actual  
del Apéndice  D, se limita  el 
perfil  multidisciplinario  en 
actividades  referentes  a 
Integridad;  sin tener  en 
cuenta  que parte  de las 
actividades  de 
mantenimiento,  operación  y 
construcción  son realizadas  
por personal  capacitado  y 
con habilidades  especificas  
p.e. procesistas,  
diseñadores,  operadores,  
pintores,  etc., y no 
necesariamente  poseen  una 
certificación  en pruebas  no 
destructivas  de acuerdo  a la 
NMX -B-482-CANACERO -
2016.  
Además,  el analista  de 
riesgo  puede  poseer  un 
perfil  diferente  al de 
Ingeniería,  por ejemplo:  
geólogos,  microbiólogos,  
especialistas  metalúrgicos,  
que también  lideran  un 
proceso  de análisis  de 
riesgo  con excelentes  
resultados  analizando  
información  que éste mismo  
Proyecto  de Norma  también  
contempla.   
Coincidimos  que debe  
demostrarse  su capacidad,  
sin que sea limitativo  su 
perfil  académico.   NO PROCEDE  Con fundamento  en el 
artículo  33 del Reglamento  
de la Ley Federal  sobre  
Metrología  y Normalización,  
la ASEA  determinó  no 
procedente  el comentario,  
toda vez que la Regulación  
como  lo indica  el Artículo  
3o., fracción  VIII de la Ley 
de la Agencia  Nacional  de 
Seguridad  Industrial  y de 
Protección  al Medio  
Ambiente  del Sector  
Hidrocarburos  menciona  
quienes  son los Regulados.  
El personal  propio,  así 
como  de los contratistas,  
subcontratistas,  
prestadores  de servicios  y 
proveedores  es 
responsabilidad  del 
Regulado.   
A diferencia  de la Pruebas  
no destructivas  y la 
soldad ura, para estas  
actividades  no hay 
esquemas  formales  de 
calificación  o certificación,  
por tal razón  se proponen  
requisitos  de formación,  
capacitación  y experiencia  
que determinen  la 
competencia  del personal  
que realice  estas  
actividades.  
De la revisión  del texto  del 
presente  numeral  a que 
obligó  el análisis  del 
comentario,  la ASEA  
determinó  modificar  el 
segundo  párrafo  y agregar  
el término  “vigente”  parar  
dar certeza  jurídica  
respecto  de la normatividad  
aplicable.   La ejecución  e implementación  de esta 
Norm a 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 
Regul ados,  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  comprobar  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 Procedimiento  de 
soldadura  calificado,  de acuerdo  con 
los estándares  internacionales  
aplicables  vigentes.  NO SE MODIFICA  
  
 
     Con fundamento  en los 
artículos  47, fracción  IV, de 
la Ley Federal  sobre  
Metrología  y Normalización  
y 33, tercer  párrafo,  de su 
Reglamento,  atendiendo  a 
la procedencia  del 
comentario  de la CRE al 
artículo  Tercero  Transitorio  
del Proyecto,  y de la etapa  
del procedimiento  de 
creación  en la que se 
encuentra  el mismo,  la 
ASEA  determinó  eliminar  la 
palabra  Proyecto  y el prefijo  
PROY,  para quedar  como:  
Norma  Oficial  Mexicana.   SE MODIFICA   
CRE -89 
Fecha   
07-11-2017  El personal  por parte  de los operadores  
del sistema,  responsable  de ejecutar  las 
actividades  de inspección  de integridad  y 
verificación  de indicaciones  debe  estar  
certificado  como  Nivel  II en el método,  Debe  estar  dirigida  a las 
personas  que realizan  las 
actividades  de operación  de 
los Ductos  de recolección,  
Transporte  y Distribución  de NO PROCEDE  Debido  que la Regulación  
como  lo indica  el Artículo  
3o. fracción  VIII de la Ley 
de la Agencia  Nacional  de 
Segurida d Industrial  y de NO SE MODIFICA    Miércoles 19 de diciembre de 2018   DIARIO OFICIAL  (Tercera Sección)       técnica  y sector  según  corresponda,  de 
acuerdo  con la NMX -B-482-CANACERO -
2016  Industria  Siderúrgica -Capacitación,  
calificación  y certificación  de personal  en 
ensayos  no destructivos  o cualquier  otra 
que sea aplicable  cuando  la iguale  o la 
mejore.  Hidrocarburos,  Petrolíferos  
y Petroquímicos.  Protección  al Medio  
Ambiente  del Sector  
Hidrocarburos  menciona  
quienes  son los Regulados.  
El personal  propio,  así 
como  de los contratistas,  
subcontratistas,  prestadores  
de servicios  y proveedores  
es responsabilidad  del 
Regulado.  
Se da respuesta  al 
comentario,  lo anterior  con 
fundamento  en el artículo  
5o., fracción  IV, de la Ley 
de la Agencia  Nacional  de 
Seguridad  Industrial  y de 
Protección  al Medio  
Ambiente  del Sector  
Hidrocarburos.  
 
 PEMEX  
Exploración  y 
Produccion -23 
Fecha 
13-12-2017  El personal que realice las actividades de 
inspección de integridad y verificación 
de indicaciones debe estar  certificado 
como Nivel II en el método, técnica y 
sector  según corresponda… Que se tenga  la opción  de 
los operadores  puedan  
realizar  esta actividad  con 
personal  propio  o por un 
tercero  ( contratar  el 
servicio)  NO PROCEDE  Con fundamento  en el 
artículo  33 del Reglamento  
de la Ley Federal  sobre  
Metrología  y Normalización,  
la ASEA  determinó  no 
procedente  el comentario,  
debido  que la Regula ción 
como  lo indica  el Artículo  
3o., fracción  VIII de la Ley 
de la Agencia  Nacional  de 
Seguridad  Industrial  y de 
Protección  al Medio  
Ambiente  del Sector  
Hidrocarburos  menciona  
quienes  son los Regulados.  
El personal  propio  o por un 
tercero  es responsabilida d 
del Regulado,  no se limita  la 
participación  de personal  
por un tercero.   NO SE MODIFICA   
CRE -90 
Fecha   
07-11-2017  En el caso del personal  que realice  las 
actividades  de Análisis  de Riesgo  e 
integridad,  debe  contar  con alguna  
certificación  en materia  de seguridad  que 
involucra  el análisis  de riesgo,  como  los 
profesionales  e ingenieros,  así como  los 
expertos  certificados  en áreas  
relacionadas  al análisis  de riesgo  como  la 
seguridad  funcional.  El líder del análisis  de 
riesgo  debe  comprobar  mínimo  5 años  de 
experiencia  en la industria  del petróleo  o 
procesos  químicos.  Dada  la importancia  de la 
actividad,  actualmente  hay 
certificaciones  en materia  
de seguridad,  por lo que se 
sugiere  que el personal  sea 
especialista  en la materia  NO PROCEDE  A diferencia  de la Pruebas  
no destructivas  y la 
soldadura,  para estas  
actividades  no hay 
esquemas  formales  de 
calificación  o certificación,  
por tal razón  se proponen  
requisitos  de formación,  
capacitación  y experiencia  
que determinen  la 
competencia  del personal  
que realice  estas 
actividades.  
Debido  a que las 
calificaciones  y 
certificaciones  indicadas  no 
comprenden  el 
conocimiento  y aplicación  
de las metodologías  de 
análisis  de integridad  NO SE MODIFICA         (Tercera Sección)   DIARIO OFICIAL  Miércoles 19 de diciembre de 2018   mecánica.  Además,  que los 
análisis  de riesgo  de 
seguridad  funcional  son 
enfocados  al análi sis de 
riesgo  de procesos  y no al 
análisis  de riesgo  específico  
requerido  para Ductos.   
Se da respuesta  al 
comentario,  lo anterior  con 
fundamento  en el artículo  
5o., fracción  IV, de la Ley 
de la Agencia  Nacional  de 
Seguridad  Industrial  y de 
Protección  al Medio 
Ambiente  del Sector  
Hidrocarburos.  
APÉNDICE  E 
(Normativo)  
DIMENSIONES  DE INDICACIONES  
DETECTADAS  POR  PRUEBAS  NO 
DESTRUCTIVAS  (PND)  PEMEX  
Exploración  y 
Produccion -22 
Fecha  
13-12-2017  Ver comentario  
Revisar  la norma  sobre  los siguient es 
puntos:  Fórmula  matemática.  
Figuras  y fotografías.  Diagramas  NMX -Z-013-SCFI -2015  
Punto  6.6.10.1.1  
NMX -Z-013-SCFI -2015  
Punto  6.6.5  
NMX -Z-013-SCFI -2015  
Punto  6.6.5.7  PROCEDE  Se aplica  el comentario  a 
todo el documento  para dar 
claridad  y certidumbre  
jurídica. 
Se revisa  el Proyecto  de 
Norma  sobre  los siguientes  
puntos:  Fórmula  
matemática.  
Figuras  y Diagramas  APLICA  A TODO  EL DOCUMENTO  SE MODIFICA   
 
El Análisis  de integridad  se realiza  con base  
en las dimensiones  de las indicaciones  
detectadas  por Pruebas  no destructivas,  que 
son necesarias  para determinar  su nivel de 
severidad.  A continuación,  se listan  las 
indicaciones  más comunes  en Ductos  y se 
describe  estas  dimensiones.  
El Reporte  de inspección  de integridad  y 
verificación  de indicaciones,  realizado  por 
los Regulados,  debe  contener  estos  datos,  
con la tolerancia  especificada  para el 
método  y técnica  de inspección  no 
destructiva  aplicada  en su detección.  CRE -91 
Fecha   
07-11-2017  El Reporte  de inspección  de integridad  y 
verificación  de indicaciones,  realiz ado por 
los operadores  del sistema  con ayuda  de 
especialistas  en la materia,  debe  contener  
estos  datos,  con la tolerancia  especificada  
para el método  y técnica  de inspección  no 
destructiva  aplicada  en su detección.  Debe  estar  dirigida  a las 
personas  que realizan  las 
actividades  de operación  de 
los Ductos  de recolección,  
Transporte  y Distribución  de 
Hidrocarburos,  Petrolíferos  
y Petroquímicos.  Además  
de que esta actividad  por 
ser tan específica  debe  
realizarse  en conjunto  con 
especialistas  en la materia  NO PROCEDE  Debido  que la Regulación  
como  lo indica  el Artículo  
3o., fracción  VIII de la Ley 
de la Agencia  Nacional  de 
Seguridad  Industrial  y de 
Protección  al Medio  
Ambiente  del Sector  
Hidrocarburos  menciona  
quienes  son los Regulados.  
El personal  propio,  así 
como de los contratistas,  
subcontratistas,  prestadores  
de servicios  y proveedores  
es responsabilidad  del 
Regulado.  
Se da respuesta  al 
comentario,  lo anterior  con 
fundamento  en el artículo  
5o., fracción  IV, de la Ley 
de la Agencia  Nacional  de 
Seguridad  Indust rial y de 
Protección  al Medio  
Ambiente  del Sector  
Hidrocarburos.  Apéndice  E 
(Normativo)  
Dimensiones  de indicaciones  
detectadas  por pruebas  no 
destructivas  (pnd).  
El Análisis  de integridad  se realiza  con 
base  en las dimensiones  de las 
indicaciones  detectada s por Pruebas  
no destructivas,  que son necesarias  
para determinar  su nivel de severidad.  
A continuación,  se listan  las 
indicaciones  más comunes  en Ductos  
y se describe  estas  dimensiones.  
El Reporte  de inspección  de integridad  
y verificación  de indicaciones , 
realizado  por los Regulados,  debe  
contener  estos  datos,  con la tolerancia  
especificada  para el método  y técnica  
de inspección  no destructiva  aplicada  
en su detección.  NO SE MODIFICA   
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.       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);      a) Reducción  generalizada  de 
espesor:  Espesor  remanente  mínimo  
de pared,  en la dirección  perpendicu lar 
a la superficie  (d); NO SE MODIFICA    Miércoles 19 de diciembre de 2018   DIARIO OFICIAL  (Tercera Sección)       b) Reducción  localizada  de espesor;  
      b) Reducción  localizada  de espesor;  
 NO SE MODIFICA   
c) Ampolla:  Profundidad  en el espesor  (t’), 
magnitud  de elevación  de ampolla  (a) y 
reportar  la existencia  de agrieta miento  
secundario;  
 
      c) Ampolla:  Profundidad  en el 
espesor  (t’), magnitud  de elevación  de 
ampolla  (a) y reportar  la existencia  de 
agrietamiento  secundario;  
 
 NO SE MODIFICA   
d) Daño  caliente;  
 
      d) Daño  caliente;  
 
 NO SE MODIFICA   
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);  
 
      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);  
 NO SE MODIFICA   
f) Zona  esmerilada;  
 
 
      f) Zona  esmerilada;  
 
 NO SE MODIFICA   
 
g) Delamina ción:  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); 
 
 
 
 
  
 
      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 ), profun didad  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); 
 
 
 
 
  
 
 NO SE MODIFICA   
h) Tallones,  rayones  y muescas  sin 
abolladura;  
 
      h) Tallones,  rayones  y muescas  sin 
abolladura;  
 
 NO SE MODIFICA   
i) Abolladura  en metal  base.  En caso de 
existir  entalla:  longitud  axial (Laxial),  longitud  
circunferencial  (Lcirc)  y profundidad  (d) de la 
entalla;  
      i) Abolladura  en metal  base.  En caso 
de existir entalla,  longitud  axial 
(Laxial ), longitud  circunferencial  
(Lcirc ) y profundidad  (d) de la entalla;  
 NO SE MODIFICA         (Tercera Sección)   DIARIO OFICIAL  Miércoles 19 de diciembre de 2018   
 
 
 
 
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;       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;  NO SE MODIFICA   
 
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.  
 
      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.  
 
 NO SE MODIFICA   
Falta  de Penetración.  Longitud  axial (L), 
ancho circunferencial  (A), espesor  mínimo  
adyacente  en zona  sana  (t), profundidad  
máxima  (d). 
 
      Falta  de Penetración.  Longitud  axial 
(L), ancho  circunferencial  (A), espesor  
mínimo  adyacente  en zona  sana  (t), 
profundidad  máxima  (d). 
 
 NO SE MODIFICA   
Falta  de Fusión.  Longitud  axial (L), ancho  
circunferencial  (A), espesor  mínimo  
adyacente  en zona  sana  (t), profundidad  
mínima  (d.mín)  y máxima  (d.máx).  
 
      Falta  de Fusión.  Longitud  axial (L), 
ancho  circunferencial  (A), espesor  
mínimo  adyacente  en zona  sana  (t), 
profundidad  mínima  (d.mín) y máxima  
(d.máx). 
 
 NO SE MODIFICA   
Inclusiones  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).       Inclusiones  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 ). NO SE MODIFICA    Miércoles 19 de diciembre de 2018   DIARIO OFICIAL  (Tercera Sección)       
 
  
 
Concavidad  en la Raíz.  Longitud  axial (L), 
ancho  circunferencial  (A), espesor  mínimo  
adyacente  a la zona  sana  (t), profundidad  
máxima  (d). 
 
 
      Concavidad  en la Raíz.  Longitud  axial 
(L), ancho  circunfe rencial  (A), espesor  
mínimo  adyacente  a la zona  sana  (t), 
profundidad  máxima  (d). 
 
 
 NO SE MODIFICA   
 
Socavado.  Longitud  axial (L), ancho  
circunferencial  (A), espesor  mínimo  
adyacente  a la zona  sana  (t) y profundidad  
máxima  (d). 
 
 
 
      Socavado.  Longitud  axial (L), ancho  
circunferencial  (A), espesor  mínimo  
adyacente  a la zona  sana  (t) y 
profundidad  máxima  (d). 
 
 
 
 NO SE MODIFICA   
Penetración  Excesiva . Longitud  axial (L), 
ancho  circunferencial  (A), espesor  mínimo  
adyacente  en zona  sana  (t) y profu ndidad  
máxima  (d). 
 
 
 
      Penetración  Excesiva.  Longitud  axial 
(L), ancho  circunferencial  (A), espesor  
mínimo  adyacente  en zona  sana  (t) y 
profundidad  máxima  (d). 
 
 
 
 NO SE MODIFICA   
Corona  Baja.  Longitud  axial (L), ancho  
circunferencial  (A), espe sor mínimo  
adyacente  en zona  sana  (t) y profundidad  
máxima  (d). 
 
      Corona  Baja.  Longitud  axial (L), 
ancho  circunferencial  (A), espesor  
mínimo  adyacente  en zona  sana  (t) y 
profundidad  máxima  (d). 
 
 NO SE MODIFICA   
k) Desalineamientos  en uniones  
solda das. 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;       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;  NO SE MODIFICA         (Tercera Sección)   DIARIO OFICIAL  Miércoles 19 de diciembre de 2018   
 
 
 
 
l) Ovalamiento  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;  
 
 
      l) Ovalamiento  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;  
 
 
 NO SE MODIFICA   
 
m) Desprendimiento  de concreto.  
Cadenamiento  © y horario  técnico  (hr), 
longitud  axial (La), ancho  circunferencial  
(Lc): 
 
  
 
      m) Desprendimiento  de concreto.  
Cadenamiento  (C) y horario  técnico  
(hr), longitud  axial (La), ancho  
circunferencial  (Lc); 
 
  
 NO SE MODIFICA   
n) Azolvamiento  en curva  de expansión.  
Cadenamiento  inicial  (C1) y cadenamiento  
final (C2);  
 
      n) Azolvamiento  en curva  de 
expansión.  Cadenamiento  inicial  (C1) 
y cadenamiento  final (C2); 
 
 NO SE MODIFICA   
o) Socavación.  Cadenamiento  inicial  (C1),  
cadenamiento  final (C2) y altura  máxima  
(h0), y 
 
      o) Socavación.  Cadenamiento  inicial  
(C1), cadenamiento  final (C2) y altura  
máxima  (h0), y 
 
 NO SE MODIFICA   
p) Escombros.  Cadenamiento  © y 
descripción.  
 
      p) Escombros.  Cadenamiento  (C) y 
descripción.  
Cadenamiento  
 NO SE MODIFICA   
12. Bibliografía.       12. Bibliografía.    
NO EXISTE      Derivado  del comentario  
recibido  por CRE-7 en 
consulta  pública  se incluye  
este documento  normativo.  • Norma  Oficial  Mexicana  NOM -028-
STPS -2012,  Sistema  para la 
administración  del trabajo -Seguridad  
en los procesos  y equip os críticos  que 
manejen  sustancias  químicas  SE MODIFICA    Miércoles 19 de diciembre de 2018   DIARIO OFICIAL  (Tercera Sección)       peligrosas.  
• NMX -B-482-CANACERO -2016. - Industria  
Siderúrgica -Capacitación,  calificación  y 
certificación  de personal  en ensayos  no 
destructivos.       • NMX -B-482-CANACERO -2016. - 
Industria  Siderúrgic a-Capacitación,  
calificación  y certificación  de personal  
en ensayos  no destructivos.  NO SE MODIFICA   
• NMX -Z-12-2-1987.  - Muestreo  para la 
inspección  por atributos –parte  2: métodos  
de muestreo,  tablas  y gráficas.        • NMX -Z-12-2-1987. - Muestreo  para la 
inspección  por atributos –parte  2: 
métodos  de muestreo,  tablas  y 
gráficas.   NO SE MODIFICA   
NO EXISTE      Derivado  del comentario  
recibido  por PEMEX  
Logística  y PEMEX  
Exploración  y producción -11 
en consulta  pública  se 
incluye  este documento  
normativo.  • DISPOSICIONES  administrativas  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.  SE MODIFICA   
 
NO EXISTE      Con fundamento  en el 
artículo  33 del Reglamento  
de la Ley Federal  sobre  
Metrología  y Normalización,  
derivado  del comentario  
recibido  por PEMEX  
Logística  y PEMEX  
Exploraci ón y producción -11 
en consulta  pública  se 
reubica  este documento  
normativo,  del capítulo  2. 
“Referencias  normativas”.  • 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.  SE MODIFICA   
• API RP-1160  2013.  - Managing  System  
Integrity  for Hazardous  Liquid  Pipelines  
Second  Edition  2013.       • API RP 1160 -2013. - Managing  
System  Integrity  for Hazardous  Liquid  
Pipelines  Second  Edition  2013.  NO SE MODIFIC A  
• 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 RP 1110 -2013. - Recommended  
Practice  for the Pressure  Testing  of 
Steel  Pipelines  for the Transportation  
of Gas,  Petroleum  Gas,  Hazardous  
Liquids,  Highly  Volatile  Liquids  or 
Carbon  Dioxide.  NO SE MODIFICA   
• API 1163  2013.  - In-Line Inspection  
Systems  Qualification  Second  Edition  2013.       • API 1163 -2013. - In-Line Inspection  
Systems  Qualification  Second  Edition  
2013.  NO SE MODIFICA   
• API 1173  2016.  - Pipeline  safety  
management  systems.  (Sistemas  de gestión  
de la seguridad  de los Ductos).       • API 1173 -2016. - Pipeline  safety  
management  systems.  (Sistemas  de 
gestión  de la seguridad  de los Ductos) . NO SE MODIFICA   
• ASME  B31.8S  2016.  - Managing  System  
Integrity  of Gas Pipelines  Supplement  to 
ASME  B11.8S.       • ASME  B 31.8S -2016. - Managing  
System  Integrity  of Gas Pipelines  
Supplement  to ASME  B11.8S.  NO SE MODIFICA   
• DNV -RP-F116  2015. - Integrity  
management  of submarine  pipeline  systems.       • DNV -RP-F116:2015. - Integrity  
management  of submarine  pipeline  
systems.  NO SE MODIFICA   
• 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.       • DOT  49 CFR Parte  186 a 199 
revisión  octubre  2016. - Transportation  
of Natural  and other  Gas by Pipeline:  
Minimum  Federal  Safety  Satandards.  
Subpart  O-Gas Transmission  Pipeline  
Integrity  Management.  NO SE MODIFICA   
• NACE  SP0206 -2016.  - Internal  Corrosion       • NACE  SP0206 -2016. - Internal NO SE MODIFICA         (Tercera Sección)   DIARIO OFICIAL  Miércoles 19 de diciembre de 2018   Direct  Assessment  Methodology  for 
Pipelines  Carrying  Normally  Dry Natural  Gas 
(DG-ICDA).  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  SP0208 -2008. - Intern al 
Corrosion  Direct  Assessment  
Methodology  for Liquid  Petroleum  
Pipelines.   NO SE MODIFICA   
• NACE  SP0110 -2010.  - Wet Gas Internal  
Corrosion  Direct  Assessment  Methodology  
for Pipelines.       • NACE  SP0110 -2010. - Wet Gas 
Internal  Corrosion  Direct  Assessmen t 
Methodology  for Pipelines.  NO SE MODIFICA   
 
• NACE  SP0502 -2010.  - Pipeline  External  
Corrosion  Direct  Assessment  Methodology.       • NACE  SP0502 -2010. - Pipeline  
External  Corrosion  Direct  Assessment  
Methodology.  NO SE MODIFICA   
• NACE  SP0102 -2010.  - In-Line Inspection  
of Pipelines.       • NACE  SP0102 -2010. - In-Line 
Inspection  of Pipelines.  NO SE MODIFICA   
• NACE  SP0204 -2015. -Stress  Corrosion  
Cracking  (SCC)  Direct  Assessment  
Methodology.       • NACE  SP0204 -2015. - Stress  
Corrosion  Cracking  (SCC)  Direct  
Assessment  Methodology . NO SE MODIFICA   
TRANSITORIOS       TRANSITORIOS    
PRIMERO.  - El presente  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,  entrará  en vigor  a los 180 
días naturales  siguientes  de su publicación  
en el Diario  Oficial  de la Federación.       Con fundamento  en los 
artículos  47, fracción  IV, de 
la Ley Federal  sobre  
Metrología  y Normalización  
y 33, terce r párrafo,  de su 
Reglamento,  atendiendo  a 
la procedencia  del 
comentario  de la CRE al 
artículo  3o., Transitorio  del 
Proyecto,  y de la etapa  del 
procedimiento  de creación  
en la que se encuentra  el 
mismo,  la ASEA  determinó  
eliminar  la palabra  Proyecto  
y el prefijo PROY,  para 
quedar  como:  Norma  Oficial  
Mexicana.  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,  entrar á 
en vigor  a los 180 días naturales  
siguientes  de su publicación  en el 
Diario  Oficial  de la Federación.  SE MODIFICA   
SEGUNDO.  - A partir  de la fecha  de entrada  
en vigor  del presente  Proyecto  de Norma  
Oficial  Mexicana,  se cancela  y sustituye  la 
Norma  Oficial Mexicana  NOM -027-SESH -
2010,  Administración  de la integridad  de 
ductos  de recolección  y transporte  de 
hidrocarburos,  publicada  en el Diario  Oficial  
de la Federación  el 07 de abril de 2010.       Con fundamento  en los 
artículos  47, fracción  IV, de 
la Ley Federal  sobre  
Metrología  y Normalización  
y 33, tercer  párrafo,  de su 
Reglamento,  atendiendo  a 
la procedencia  del 
comentario  de la CRE al 
artículo  Tercero  Transitorio  
del Proyecto,  y de la etapa  
del procedimiento  de 
creación  en la que se 
encuentra  el mismo,  la 
ASEA  determinó  eliminar  la 
palabra  Proyecto  y el prefijo  
PROY,  para quedar  como:  
Norma  Oficial  Mexicana.  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 07 de abril 
de 2010.  SE MODIFICA   
 
TERCERO.  - A partir  de la fecha  de entrada  
en vigor  del presente  Proye cto de Norma,  
los Regulados  que se encuentren  en 
operación,  deben  cumplir  con lo establecido  
en los capítulos  4. “Recopilación,  revisión,  CRE -92 
Fecha   
07-11-2017  TERCERO.  - A partir  de la fecha  de 
entrada  en vigor  del presente  Proyecto  de 
Norma,  los operadores  del sistema  que se 
encuentren  en operación,  deben  cumplir  
con lo establecido  en los capítulos  4. Debe  estar  dirigida  a las 
personas  que realizan  las 
actividades  de operación  de 
los Ductos  de recolección,  
Transporte  y Distribución  de NO PROCEDE  Debido  que la regulación  
como  lo indica  el artículo  3o 
fracción  VIII de la Ley de la 
Agencia  Nacional  de 
Seguridad  Industrial  y de TERCERO.  - A partir  de la fecha  de 
entrada  en vigor  de la presente  Norma  
Oficial  Mexicana,  los Regulados  que 
se encuentren  en operación,  deben  
cumplir  con lo establecido  en los NO SE MODIFICA    Miércoles 19 de diciembre de 2018   DIARIO OFICIAL  (Tercera Sección)       integración  y análisis  de la información  y 
datos  del Ducto,  Segmento  o sección  
terrestres  y marinos”  y 8. “Evaluación  del 
desempeño  del proceso  de Administración  
de la integridad.”  “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 Administración  de la 
integridad.”  Hidrocarburos,  Petrolíferos  
y Petroquímicos.  Protección  al Medio  
Ambiente  del Sector  
Hidrocarburos  menciona  
quienes  son los Regulados.  
Se da respuesta  al 
comentario,  lo anterior  con 
fundamento  en el artículo  
5o., fracción  IV, de la Ley 
de la Agencia  Nacion al de 
Seguridad  Industrial  y de 
Protección  al Medio  
Ambiente  del Sector  
Hidrocarburos.  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 Administración  de la 
integridad”.  
CRE -97 
Fech a  
07-11-2017  TERCERO.  - A partir  de la fecha  de 
entrada  en vigor  de la presente  Norma,  los 
Regulados  que se encuentren  en 
operación  con antelación  al inicio  de 
vigencia  de la misma,  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 Administración  de la 
integridad.”  Se sugiere  eliminar  de toda 
la redacción  de la NOM -009 
la palabra  proy ecto y en 
este Tercero  Transitorio  
precisar  lo siguiente:  
con antelación  al inicio  de 
vigencia  de la misma,   PROCEDE  Procede  para dar mayor  
certidumbre  jurídica  lo 
anterior  con fundamento  en 
el artículo  47 fracción  IV de 
la Ley Federal  sobre  
Metrología  y Normalización  
y artículo  33 tercer  párrafo  
del Reglamento  de la Ley 
Federal  sobre  Metrología  y 
Normalización.  Se elimina  la 
palabra  Proyecto  y el prefijo  
PROY  en todas  las 
referencias  al anteproyecto  
durante  el presente  
instrumento  para quedar  
como  Norma  Oficial 
Mexicana.  
Se da respuesta  al 
comentario,  lo anterior  con 
fundamento  en el artículo  
5o., fracción  IV, de la Ley 
de la Agencia  Nacional  de 
Seguridad  Industrial  y de 
Protección  al Medio  
Ambiente  del Sector  
Hidrocarburos.  SE MODIFICA   
Pemex  Logística  y 
Pemex  Exploración  
y Produccion -76 
Fecha  
20-12-2017  REVISAR  Y RECONSIDERAR  SU 
MODIFICACIÓN,  PARA  QUE  LA 
EVALUACIÓN  DE LA CONFORMIDAD  
SE REALICE  UNA  VEZ QUE  SE HAYA  
COMPLETADO  EL CICLO  DE 
ADMINISTRACIÓN  DE INTEGRIDAD  Para  que se pueda  llevarse  
a cabo  una revisión  del 
procedimiento  
para la evaluación  de la 
conformidad,  se debe  tomar  
en cuenta  lo siguiente:  
• En el caso de Petróleos  
Mexicanos,  se tiene  un 
universo  de Ductos  a 
verificar,  para el cual no se 
cuenta  con el recurso  
humano  y financiero  
necesario  para dar la 
atención  a las unidades  de 
verificación  a partir  de la 
entrada  en vigor  de la NOM.  
• Los ciclos  de verificación  
por etapas  presentan  
traslapes  NO PROCEDE  Con fundamento  en el 
artículo  33 del Reglamento  
de la Ley Federal  sobre  
Metrología  y Normali zación,  
la ASEA  determinó  no 
procedente  el comentario  
en virtud  de que los plazos  
establecidos  en la presente  
norma  ayudan  en la 
implementación  y 
cumplimiento,  basta  decir  
que la Norma  NOM -027-
SESH -2010,  que se 
encuentra  vigente,  entró  en 
vigor  a los 60 días naturales  
de su publicación  en DOF 
sin necesidad  de hacer  
tiempos  diferenciados.   
En consecuencia,  es incluso  
beneficiosa  la redacción  
propuesta  porque  se 
incrementa  el plazo  para el 
cumplimiento.  NO SE MODIFICA   
 
   innecesarios,  por lo que no 
se asegura el cumplimiento  
del objetivo  relacionado  con 
mantener  la Seguridad  
Industrial,  la Seguridad  
Operativa  y la Protección  al 
Medio  Ambiente,  toda vez 
que la eficacia  del proceso  
de administración  de la 
integridad  se puede  verificar   Adicional,  es de su 
conocimiento  que los 
transitorios  de referencia  
fueron  acordados  y 
aprobados  por el grupo  de 
trabajo,  del cual fue 
miembro  activo  PEMEX,           (Tercera Sección)   DIARIO OFICIAL  Miércoles 19 de diciembre de 2018   una vez que se completa  su 
ciclo y se refleje  en la 
siguiente  evaluación  de 
riesgo.  
• Por el universo  de Ductos  
a evaluar  
(aproximadamente  2,000),  
se requiere  que la 
verificación  de la 
conformidad  se realice  bajo 
un esquema  muestral.  
    Con fundamento  en los 
artículos  47, fracción  IV, de 
la Ley Federal  sobre  
Metrología  y Normalización  
y 33, tercer  párrafo,  de su 
Reglam ento,  atendiendo  a 
la procedencia  del 
comentario  de la CRE al 
artículo  Tercero  Transitorio  
del Proyecto,  y de la etapa  
del procedimiento  de 
creación  en la que se 
encuentra  el mismo,  la 
ASEA  determinó  eliminar  la 
palabra  Proyecto  y el prefijo  
PROY,  para quedar como:  
Norma  Oficial  Mexicana.  SE MODIFICA   
CUARTO.  - A partir  de la fecha  de entrada  
en vigor  del presente  Proyecto  de Norma,  
los Regulados  que se encuentren  en 
operación,  contarán  con los siguientes  
plazos  para dar cumplimiento  al capítulo  6. 
“Inspe cción  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”.  CRE -93 
Fecha   
07-11-2017  CUARTO.  - A partir  de la fecha  de entrada  
en vigor del presente  Proyecto  de Norma,  
los operadores  del sistema  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:  Debe  estar  dirigida  a las 
personas  que realizan  las 
actividades  de operación  de 
los Ductos  de recolección,  
Transporte  y Distribución  de 
Hidrocarburos,  Petrolíferos  
y Petroquímicos.  NO PROCEDE  Debido  que la regulación  
como  lo indica  el artículo  
3o., fracción  VIII de la Ley 
de la Agencia  Nacional  de 
Seguridad  Industrial  y de 
Protección  al Medio  
Ambiente  del Sector  
Hidrocarburos  menciona  
quienes  son los Regulados.  
Se da respuesta  al 
comentario,  lo anterior  con 
fundamento  en el artículo  
5o., fracción  IV, de la Ley 
de la Agencia  Nacional  de 
Seguridad  Industrial  y de 
Protección  al Medio  
Ambiente  del Sector  
Hidrocarburos.  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”.  NO SE MODIFI CA  
CRE -98 
Fecha   
07-11-2017  TRANSITORIO  CUARTO.  - A partir  de la 
fecha  de entrada  en vigor  de la presente  
Norma,  los Regulados  que se encuentren  
en operación  con antelación  al inicio  de 
vigencia  de la misma , contarán  con los 
siguientes  plazos  para dar cumplimiento  a 
los capítulos  6 y 10. “Inspección  y 
Análisis  de integridad”,  en función  de los 
siguientes  niveles:  Se sugiere  eliminar  de toda 
la redacción  de la NOM -009 
la palabra  proyecto  y en 
este Tercero  Transitorio  
precisar  lo siguiente:  
con antelación  al inicio  de 
vigencia  de la misma,  
¿No les aplica  el capítulo  
10, no deben  también  
cumplir  con el PEC que 
les corresponda?  PROCEDE  
PARCIALMENTE  Procede  para dar mayor  
certidumbre  jurídica  lo 
anterior  con fundamento  en 
la Ley Federal  Sobre  
Metrología.   
Finalmente,  con relación  al 
capítulo  10, no procede  el 
comentario,  toda vez que el 
PEC,  resulta  obligatorio  
para todos  los Regulados.  
Se da respuesta  al 
comentario,  lo anterior  con 
fundamento  en el artículo  
5o., fracción  IV, de la Ley 
de la Agencia  Nacional  de 
Seguridad  Industrial  y de 
Protección  al Medio  
Ambiente  del Sector  
Hidrocarburos.  SE MODIFICA   
 
 Pemex  Logística  y 
Pemex  Exploración  
y Produccion -77 
Fecha  
20-12-2017  REVISAR  Y RECONSIDERAR  SU 
MODIFICACIÓN,  PARA  QUE  LA 
EVALUACIÓN  DE LA CONFORMIDAD  
SE REAL ICE UNA  VEZ QUE  SE HAYA  
COMPLETADO  EL CICLO  DE 
ADMINISTRACIÓN  DE INTEGRIDAD.  Para  que se pueda  llevarse  
a cabo  una revisión  del 
procedimiento  
para la evaluación  de la 
conformidad,  se debe  tomar  
en cuenta  lo siguiente:  
• En el caso de Petróleos  
Mexicanos,  se tiene  un 
universo  de Ductos  a 
verificar,  para el cual no se 
cuenta  con el recurso  
humano  y financiero  NO PROCEDE  Con fundamento  en el 
artículo  33 del Reglamento  
de la Ley Federal  sobre  
Metrología  y Normalización,  
la ASEA  determinó  no 
procedente  el comentario  
en virtud  de que los plazos  
establecidos  en la presente  
norma  ayudan  en la 
implementación  y 
cumpl imiento,  basta  decir  
que la Norma  NOM -027-
SESH -2010,  que se  NO SE MODIFICA    Miércoles 19 de diciembre de 2018   DIARIO OFICIAL  (Tercera Sección)       necesario  para dar la 
atención  a las unidades  de 
verificación  a partir  de la 
entrada  en vigor  de la NOM.  
• Los ciclos  de verificación  
por etapas  present an 
traslapes  
innecesarios,  por lo que no 
se asegura  el cumplimiento  
del objetivo  relacionado  con 
mantener  la Seguridad  
Industrial,  la Seguridad  
Operativa  y la Protección  al 
Medio  Ambiente,  toda vez 
que la eficacia  del proceso  
de administración  de la 
integr idad se puede  verificar  
una vez que se completa  su 
ciclo y se refleje  en la 
siguiente  evaluación  de 
riesgo.  
• Por el universo  de Ductos  
a evaluar  
(aproximadamente  2,000),  
se requiere  que la 
verificación  de la 
conformidad  se realice  bajo 
un esquema  muestral . encuentra  vigente,  entró  en 
vigor  a los 60 días naturales  
de su publicación  en DOF 
sin necesidad  de hacer  
tiempos  diferenciados.   
En consecuencia,  es incluso  
beneficiosa  la redacción  
propuesta  porque se 
incrementa  el plazo  para el 
cumplimiento.  
Adicional,  es de su 
conocimiento  que los 
transitorios  de referencia  
fueron  acordados  y 
aprobados  por el grupo  de 
trabajo,  del cual fue 
miembro  activo  PEMEX,   
    Con fundamento  en los 
artículos  47, fracción  IV, de 
la Ley Federal  sobre  
Metrología  y Normalización  
y 33, tercer  párrafo,  de su 
Reglamento,  atendiendo  a 
la procedencia  del 
comentario  de la CRE al 
artículo  Tercero  Transitorio  
del Proyecto,  y de la etapa  
del procedimiento  de 
creación  en la que se 
encuentra  el mismo,  la 
ASEA  determinó  eliminar  la 
palabra  Proyecto  y el prefijo  
PROY,  para quedar  como:  
Norma  Oficial  Mexicana.  SE MODIFICA   
QUINTO.  - A partir  de la fecha  de entrada  en 
vigor  del presente  Proyecto  de Norma,  los 
Regulados  que cuenten  con un Análisis  de 
Riesgo  actualizado,  que cumpla  con lo 
previsto  en el numeral  5.4, “Evaluación  de 
Riesgo”  párrafo  séptimo,  serán  reconocidos  
por la Agencia.   CRE -94 
Fecha   
07-11-2017  QUINTO.  - A partir  de la fecha  de entrada  
en vigor  del presen te Proyecto  de Norma,  
los operadores  del sistema  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.  Debe  estar  dirigida  a las 
personas  que realizan  las 
actividades  de operación  de 
los Ductos  de recolección,  
Transporte  y Distribución  de 
Hidrocarburos,  Petrolíferos  
y Petroquímicos.  NO PROCEDE  Debido  que la regulación  
como  lo indica  el artículo  3o 
fracción  VIII de la Ley de la 
Agencia  Naciona l de 
Seguridad  Industrial  y de 
Protección  al Medio  
Ambiente  del Sector  
Hidrocarburos  menciona  
quienes  son los Regulados.  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.  NO SE MODIFICA   
     Se da respuesta  al 
comentario,  lo anterior  con 
fundamento  en el artículo  
5o., fracción  IV, de la Ley 
de la Agencia  Nacional  de 
Seguridad  Industrial  y de 
Protección  al Medio  
Ambiente  del Sector  
Hidrocarburos.     
 
 CRE -99 
Fecha   
07-11-2017  TRANSITORIO  QUINTO.  - A partir  de la 
fecha  de entrada  en vigor  del presente  
Proyecto  de Norma,  los Regulados  que 
cuenten  con un Análisis  de Riesgo  
actualizado  en no más de x años , que 
cumpla  con lo previsto  en el numeral  5.4, 
“Evaluación  de Riesgo”  párrafo  séptimo,  Solicitan  que el análisis  de 
riesgo  sea actualizado,  pero 
no especi fican  con que 
antigüedad  máxima.  NO PROCEDE  Debido  a que el numeral  5.4 
si indica  que es en un plazo  
máximo  de 5 años  o cuando  
se actualice  o cumpla  
alguno  de los criterios  que 
generen  un cambio  en la 
prioridad  de atención  del  NO SE MODIFICA         (Tercera Sección)   DIARIO OFICIAL  Miércoles 19 de diciembre de 2018   serán  reconocidos  por la Agencia.  Riesgo  en el Ducto,  
Segmento  o Sección.  
Se da respuesta  al 
comentario,  lo anterior  con 
fundamento  en el artículo  
5o., fracción  IV, de la Ley 
de la Agencia  Nacional  de 
Seguridad  Industrial  y de 
Protección  al Medio  
Ambiente  del Sector  
Hidrocarburos.  
Pemex  Logística  y 
Pemex  Exploración  
y Produccion -78 
Fecha  
20-12-2017  REVISAR  Y RECONSIDERAR  SU 
MODIFICACIÓN,  PARA  QUE  LA 
EVALUACIÓN  DE LA CONFORMIDAD  
SE REALICE  UNA  VEZ QUE  SE HAYA  
COMPLETADO  EL CICLO  DE 
ADMINISTRACIÓN  DE INTEGRIDAD.  Para  que se pueda  llevarse  
a cabo  una revisión  del 
procedimiento  
para la evaluación  de la 
conformidad,  se debe  tomar  
en cuenta  lo siguiente:  
• En el caso de Petróleos  
Mexicanos,  se tiene  un 
universo  de Ductos  a 
verificar,  para el cual no se 
cuenta  con el recurso  
humano  y financiero  
necesario  para dar la 
atención  a las unidades  de 
verificación  a partir  de la 
entrada  en vigor  de la NOM.  
• Los ciclos  de verificación  
por etapas  presentan  
traslapes  innecesarios,  por 
lo que no se asegura  el 
cumplimiento  del objetivo  
relacionado  con mantener  la 
Segurida d Industrial,  la 
Seguridad  Operativa  y la 
Protección  al Medio  
Ambiente,  toda vez que la 
eficacia  del proceso  de 
administración  de la 
integridad  se puede  verificar  
una vez que se completa  su 
ciclo y se refleje  en la 
siguiente  evaluación  de 
riesgo.  
• Por el universo  de Ductos  
a evaluar  
(aproximadamente  2,000),  
se requiere  que la 
verificación  de la 
conformidad  se realice  bajo 
un esquema  muestral.  NO PROCEDE  Con fundamento  en el 
artículo  33 del Reglamento  
de la Ley Federal  sobre  
Metrología  y Normalización,  
la ASEA determinó  no 
procedente  el comentario  
en virtud  de que los plazos  
establecidos  en la presente  
norma  ayudan  en la 
implementación  y 
cumplimiento,  basta  decir  
que la Norma  NOM -027-
SESH -2010,  que se 
encuentra  vigente,  entró  en 
vigor  a los 60 días naturales  
sin necesidad  de hacer  
tiempos  diferenciados.   
En consecuencia,  es incluso  
beneficiosa  la redacción  
propuesta  porque  se 
incrementa  el plazo  para el 
cumplimiento.  
Adicional,  es de su 
conocimiento  que los 
transitorios  de referencia  
fueron  acordados  y 
aproba dos por el grupo  de 
trabajo,  del cual fue 
miembro  activo  PEMEX,   NO SE MODIFICA   
     Con fundamento  en los 
artículos  47, fracción  IV, de 
la Ley Federal  sobre  
Metrología  y Normalización  
y 33, tercer  párrafo,  de su 
Reglamento,  atendiendo  a 
la procedencia  del 
comentario  de la CRE al 
artículo  Tercero  Transitorio  
del Proyecto,  y de la etapa  
del procedimiento  de 
creación  en la que se 
encuentra  el mismo,  la 
ASEA  determinó  eliminar  la 
palabra  Proyecto  y el prefijo  
PROY,  para quedar  como:  
Norma  Oficial  Mexicana.   SE MODIFICA   
 
SEXTO.  - Los Regulados  que no se 
encuentren  dentro  del supuesto  previsto  en 
el Transitorio  Quinto,  deben  actualizar  sus CRE -95 
Fecha   SEXTO.  - Los operadores  del sistema  que 
no se encuentren  dentro  del supuesto  
previsto  en el Transitorio  Quinto,  deben  Debe  estar  dirigida  a las 
personas  que realizan  las 
actividades  de operación  de NO PROCEDE  Debido  que la regulación  
como  lo indica  el artículo  
3o., fracción  VIII de la Ley SEXTO.  - Los Regulados  que no se 
encuentren  dentro  del supuesto  
previsto  en el Transitorio  Quinto,  NO SE MODIFICA    Miércoles 19 de diciembre de 2018   DIARIO OFICIAL  (Tercera Sección)       Análisis  de Riesgo,  conforme  lo establecido  
en el presente  Proyecto  de Norma  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”  del 
presente  Proyecto  de Norma.   07-11-2017  actualizar  sus Análisis  de Riesgo,  
conforme  lo establecido  en el presente  
Proyec to de Norma  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  únicament e lo establecido  en el 
capítulo  5 “Análisis  de Riesgo”  del 
presente  Proyecto  de Norma.  los Ductos  de recolección,  
Transporte  y Distribución  de 
Hidrocarburos,  Petrolíferos  
y Petroquímicos.  de la Agencia  Nacional  de 
Seguridad  Industrial  y de 
Protección  al Medio  
Ambiente  del Sector  
Hidrocarburos  menciona  
quienes  son los Regulados.  
Se da respuesta  al 
comentario,  lo anterior  con 
fundamento  en el artículo  
5o., fracción  IV, de la Ley 
de la Agencia  Nacional  de 
Seguridad  Industrial  y de 
Protección  al Medio  
Ambiente  del Sector  
Hidrocarburos.  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.  
    Con fundamento  en los 
artículos  47, fracción  IV, de 
la Ley Federal  sobre  
Metrología  y Normalización  
y 33, tercer  párrafo,  de su 
Reglamento,  atendiendo  a 
la procedencia  del 
comentario  de la CRE al 
artículo  Tercero  Transitorio  
del Proyecto,  y de la etapa  
del proced imiento  de 
creación  en la que se 
encuentra  el mismo,  la 
ASEA  determinó  eliminar  la 
palabra  Proyecto  y el prefijo  
PROY,  para quedar  como:  
Norma  Oficial  Mexicana.  SE MODIFICA   
SÉPTIMO.  - Así mismo,  si a la entrada  en 
vigencia  del presente  Proyecto  de Norma  los 
Regulados  cuentan  con una inspección  y 
Análisis  de integridad  cuya  vigencia  no 
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  
debe n ejecutar  su inspección  y Análisis  de 
integridad  en un plazo  no mayor  a lo 
indicado  en el Transitorio  Cuarto.  CRE -96 
Fecha   
07-11-2017  SÉPTIMO.  - Así mismo,  si a la entrada  en 
vigencia  del presente  Proyecto  de Norma  
los operadores  del sistema  deben  contar  
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 operadores  
del sistema  con ayuda  de especialistas  en 
la materia  deben  ejecutar  su inspección  y 
Análisis  de integridad  en un plazo  no 
mayor  a lo indicado  en el Transitorio  
Cuarto.  Debe  estar  dirigida  a las 
personas  que realizan  las 
actividades  de operación  de 
los Ductos  de recolección,  
Transp orte y Distribución  de 
Hidrocarburos,  Petrolíferos  
y Petroquímicos.  Además  
de que esta actividad  por 
ser tan específica  debe  
realizarse  en conjunto  con 
especialistas  en la materia  NO PROCEDE  Debido  que la regulación  
como  lo indica  el artículo  
3o., fracción  VIII de la Ley 
de la Agencia  Nacional  de 
Seguridad  Industrial  y de 
Protección  al Medio  
Ambiente  del Sector  
Hidrocarburos  menciona  
quienes  son los Regulados.  
Se da respuesta  al 
comentario,  lo anterior  con 
fundamento  en el artículo  
5o., fracción  IV, de la Ley 
de la Agencia  Nacional  de 
Seguridad  Industrial  y de 
Protección  al Medio  
Ambiente  del Sector  
Hidrocarburos.  SÉPTIMO.  - Así mismo,  si a la entrada  
en vigor  de la presente  Norma  Oficial  
Mexicana,  los Regulados  cuentan  con 
una inspección  y Análisis  de integ ridad  
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.  NO SE MODIFICA   
 
 CRE -100 
Fecha   
07-11-2017  TRANSITORIO  SÉPTIMO.  - Así mismo,  si 
a la entrada  en vigencia  de la presente  
Norma  los Regulados  cuentan  con una 
inspección  y Análisis  de integridad  cuya 
vigenci a 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.  Se sugiere  precisar  donde  
se establecen  los 10 años  
de vigencia  del análisis  de 
integridad.  NO PROCEDE  Debido  a que los periodos  
entre  inspecciones  de 
integridad  se precisan  en el 
capítulo  6 “inspección  y 
análisis  de integri dad” de 
acuerdo  a la tabla  8. 
Se da respuesta  al 
comentario,  lo anterior  con 
fundamento  en el artículo  
5o., fracción  IV, de la Ley 
de la Agencia  Nacional  de 
Seguridad  Industrial  y de 
Protección  al Medio  
Ambiente  del Sector  
Hidrocarburos.   NO SE MODIFICA   
    Con fundamento  en los 
artículos  47, fracción  IV, de 
la Ley Federal  sobre  SE MODIFICA         (Tercera Sección)   DIARIO OFICIAL  Miércoles 19 de diciembre de 2018   Metrología  y Normalización  
y 33, tercer  párrafo,  de su 
Reglamento,  atendiendo  a 
la procedencia  del 
comentario  de la CRE al 
artículo  Tercero  Transitorio  
del Proyecto,  y de la etapa 
del procedimiento  de 
creación  en la que se 
encuentra  el mismo,  la 
ASEA  determinó  eliminar  la 
palabra  Proyecto  y el prefijo  
PROY,  para quedar  como:  
Norma  Oficial  Mexicana.  
OCTAVO.  - Los dictámenes  de 
cumplimiento  emitidos  con base  a la Norm a 
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.       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 prese nte, son reconocidos  
por la Agencia  hasta  el término  de su 
vigencia.  NO SE MODIFICA   
Ciudad  de México,  a ____  de _______  de 
________.  - El Director  Ejecutivo  de la 
Agencia  Nacional  de Seguridad  Industrial  y 
de Protección  al Medio  Ambiente  del Sector  
Hidro carburos  y Presidente  del Comité  
Consultivo  Nacional  de Normalización  en 
materia  de Seguridad  Industrial  y Operativa  
y Protección  al Medio  Ambiente  del Sector  
Hidrocarburos,  Carlos  Salvador  de Regules  
Ruíz-Funes  - Rúbrica.  
      Ciudad  de México,  a ____  de _______  
de ________.  - 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  en materia  
de Seguridad  Industrial  y Operat iva y 
Protección  al Medio  Ambiente  del 
Sector  Hidrocarburos,  Carlos  Salvador  
de Regules  Ruíz-Funes  - Rúbrica.  NO SE MODIFICA   
 
 
 
 
ANEXOS  DE FIGURAS  Y TABLAS  
ANEXO  I  Miércoles 19 de diciembre de 2018   DIARIO OFICIAL  (Tercera Sección)       
 
Figura  1 - Diagrama  de flujo  para  la Administración  de la integridad  de Ductos.        (Tercera Sección)   DIARIO OFICIAL  Miércoles 19 de diciembre de 2018    
 
ANEXO  II 
 
Figura  2 - Alcance  de la Norma  (Ductos  Terrestres).   Miércoles 19 de diciembre de 2018   DIARIO OFICIAL  (Tercera Sección)        
 
ANEXO  III 
 
Figura  3 - Alcance  de la Norma  (Ductos  Marinos).        (Tercera Sección)   DIARIO OFICIAL  Miércoles 19 de diciembre de 2018   ANEXO  IV 
Tabla  1 - Información  mínima  para  el Análisis  de Riesgo  e integridad  del Ducto,  Segmento  o sección . 
TIPO  INFORMACIÓN  
Identi ficación  Nombre  del Ducto.  
Origen  (kilometraje).  
Destino  (kilometraje).  
Diseño  Longitud.  
Diámetro  nominal.  
Espesor  de pared.  
Especificación  de material.  
Servicio  de Diseño.  
Presión  de Diseño.  
Temperatura  de Diseño.  
Tipo de costura.  
Fecha de fabricación.  
Propiedades  mecánicas  del material.  
Protecciones  del sistema  de Ductos.  
Construcción  Fecha  de construcción.  
Método  de unión  o acoplamiento,  resultados  del proceso  de 
unión  o acoplamiento  y de inspección  de la unión  o 
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.  
  Miércoles 19 de diciembre de 2018   DIARIO OFICIAL  (Tercera Sección)        Reportes  de inspección  a cargo de los Regulados.  
Protección  catódica.  
Tipo de recubrimiento.  
Datos  de seguridad  Pre-arranque.  
Operación  y mantenimiento  Servicio  en operación.  
Propiedades  físico -químicas  del producto  transportado.  
Volumen  transportado.  
Historial  de condi ciones  de operación.  
Fase  del producto.  
Historial  de fugas  y derrames.  
Estado  del recubrimiento.  
Monitoreo  del sistema  de protección  catódica.  
Reporte  de inspecciones  internas  mediante  equipos  
instrumentados.  
Reporte  de inspecciones  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.  
Constancias  de pruebas  de hermeticidad  y de presión.  
Auditorías  y revisiones,  realizadas  por los Regulados.  
Reporte  de las condiciones  de las protecciones  del sistema  
de Ductos.  
Inspección  interna  y externa  realizada  por los Regulados.  
       (Tercera Sección)   DIARIO OFICIAL  Miércoles 19 de diciembre de 2018   ANEXO  V 
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 condici ones  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 historial  de operación.  
Registros  de cumplimiento  regulatorio.  
Reportes  de las auditorias  y revisiones,  realizadas  por los Regulados.  
Reportes  de Diseño  e ingeniería.  
Evalua ciones  técnicas.  
Manuales  del fabricante.   
Análisis  de Riesgo  en la fase de Diseño,  sólo para Ductos  nuevos.  
Registro  histórico  de fenómenos  de origen  natural.  
  Miércoles 19 de diciembre de 2018   DIARIO OFICIAL  (Tercera Sección)        
 
 
ANEXO  VI 
 
Figura  4 - Proceso  de Análisis  de Riesgo.        (Tercera Sección)   DIARIO OFICIAL  Miércoles 19 de diciembre de 2018   ANEXO  VII 
Tabla  3 - Categorías  de peligros.  
No. Comportamiento  
con el tiempo  Categoría  Peligros  
1 
Independiente  Diseño  1. Selección  inadecuada  del material  y espesor  de tubería  y componentes.  
2. Instalación  inadecuada  (selección  de ruta, tipo de unión  soldada,  pandeo  local o 
global,  esfue rzo 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.  
  Miércoles 19 de diciembre de 2018   DIARIO OFICIAL  (Tercera Sección)       3 
 Estructural  23. Pandeo  en tubería  expuesta  o enterrada.  
24. Expansión  o contracción  térmica.  
25. Estabilidad  hidrodinámica.  
26. Sobrecarga  estática.  
27. Fatiga.  
4 Peligros  
naturales  28. Sismos.  
29. Desplazam ientos  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. Agrieta miento  inducido  por hidrógeno  (HIC,  por sus siglas  en inglés).  
48. Termofluencia.  
 
ANEXO  VIII  
Tabla  4 - Criterios  mínimos  de Segmentación.        (Tercera Sección)   DIARIO OFICIAL  Miércoles 19 de diciembre de 2018   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 Consecuencia  o cualquier  área que sea de un 
interés  particular  para los Regulados.  
 
ANEXO  IX 
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  
TRANVERSAL  GEÓMETRA  (CALIPER)  RESOLUCIÓN  
ESTANDAR  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  
AGR IETAMIENTO  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  incomple ta / Falta  de 
fusión  
Grietas  en la línea  de fusión  
AGRIETAMIENTO  
CIRCUNFERENCIAL  No Detecta  Detecta4 y 
Dimensiona4 No Detecta  Detecta1 y 
Dimensiona2 si es 
modificado5 No Detecta  No Detecta  
ABOLLADURAS  
CURVATURAS  CON  
ARRUGAS  Detecta6 Detecció n6 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  Detección  Detecta  y Detecta  y Detección  limitada  No Detecta   Miércoles 19 de diciembre de 2018   DIARIO OFICIAL  (Tercera Sección)       limitada  limitada  Dimensiona2 Dimensiona2 
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  
ANOMALIAS  
RELACIONADAS  CON  
FABRICACIÓN  Detección  
limitada  Detección  
limitada  Detecta  Detecta  Detección  limitada  No Detecta  
CURVATURAS  No Detecta  No Detecta  No Detecta  No Detecta  No Detecta  Detecta  y Dimensiona2, 
9 
OVALIDAD  No Detecta  No Detecta  No Detecta  No Detecta  No Detecta  Detecta  y Dimensiona2, 
8 
COORDENADAS  DEL 
DUCTO  Localiza  10 Localiza  10 Localiza  10 Localiza  10 Localiza  10 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.  
 
ANEXO  X 
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  (longi tudinal,  circunferencial  o helicoidal).  API 579 
BS 7910  
Abolladura  y combinaciones  abolladura -entalla.  API 1156  
API 1160  
API 579 
ASME  B31.4  
ASME  B31.8   
ANEXO  XI       (Tercera Sección)   DIARIO OFICIAL  Miércoles 19 de diciembre de 2018   
 
Figura  6 - Clasificación  de actividades  de Mitigación.   Miércoles 19 de diciembre de 2018   DIARIO OFICIAL  (Tercera Sección)       ANEXO  XIII  
Tabla  7 - Métodos  de reparación  aceptados  para  Ducto,  Segmento  o sección  Marino.  
       (Tercera Sección)   DIARIO OFICIAL  Miércoles 19 de diciembre de 2018   ANEXO  XIV 
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,  
Segmento  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,  máximo   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*  
 
ANEXO  XV 
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 
  Miércoles 19 de diciembre de 2018   DIARIO OFICIAL  (Tercera Sección)       ANEXO  XVI 
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 
fatalidades  De 3 a 9 
fatalidades  > 10 fatalidades  
Medio  Ambiente  Insignificante  
(No hay fuga 
o derrame)  Leve  / Efecto  menor  
(Fuga  o derrame  que 
se puede  controlar  en 
algunas  horas)  Efecto  local 
(Fuga  o derrame  
que se puede  
controlar  en un 
día) Efecto  significativo  
(Fuga  o derrame  
que se puede  
controlar  en una 
semana)  Efecto  masivo  
(Fuga  o derrame  
que no se puede  
controlar  en una 
sema na) 
Financiero  
(millones  de 
dólares)  < 0.01 0.01 a 0.1 0.1 a 1 1 a 10 > 10 
 
ANEXO  XVII  
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 
       (Tercera Sección)   DIARIO OFICIAL  Miércoles 19 de diciembre de 2018   ANEXO  XVIII  
Tabla  B.4 - Clasificación  de Riesgo.  
Categoría  Descripción  
I Bajo 
II Medio  
III y IV Alto 
 
ANEXO  XIX 
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. 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.   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.   Miércoles 19 de diciembre de 2018   DIARIO OFICIAL  (Tercera Sección)        
 11. Daños  en el recubrimiento  
anticorrosivo,  protección  
catódica  y de lastre.    
12. Daños  en recubrimiento  
mecánico.  
Daños  por 
terceros  13. Interferencia  por pesca.  
 Inspección  externa  (Pruebas  
no destructivas)  realizada  por 
los Regulados.  
 Inspección  interna  (equipo  
instrumentado)  realizada  por 
los Regulados.  
 Métodos  de reparación  
(numeral  7.1.3).  
 Estructuras  de protección  e 
intervención  (defensas,  
soportes,  colchacretos,  
bolsacretos,  enrocados,  
lastres,  entre  otros).   Actualización  y 
disposición  de cartas  
oceanográficas.  
 Sistema  de 
llamada/aviso  de 
peligro.  
 Aumentar  
profundidad  del 
Ducto.  
 Campañas  de 
orientación  a vecinos  
de las franjas  de 
seguridad.  
 Comunicación  con 
las autoridades  
federales,  estatales  y 
municipales,  de la 
ubicación  de las 
franjas  de seguridad.  
 Capacitación  y 
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.  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  
poblac ional.  
       (Tercera Sección)   DIARIO OFICIAL  Miércoles 19 de diciembre de 2018       Instalación  de postes  
de señalización  
preventivos  y 
restrictivos.  
 Procedimientos  de 
operación  y 
mantenimiento.  
 Cintas  y postes  de 
advertencia.  
 Adecuación  de 
parámetros  
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.  
 Procedimient os 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.   Aumentar  
profundidad  del 
Ducto.  
 Cambio  de trazo  del 
Ducto,  Segmento  o 
sección,  por 
condiciones  del 
terreno  o por impacto  
a la población.  29. Desplazamientos  de tierra  o 
lecho  marino.  
30. Clima  extremo.  
31. Inundaciones.  
  Miércoles 19 de diciembre de 2018   DIARIO OFICIAL  (Tercera Sección)        32. Descarga  eléctrica  
atmosférica.   Métodos  de reparación  
(numeral  7.1.3).  
 Estructuras  de protección  e 
intervención  (defensas,  
soportes,  colchacretos,  
bolsacreto s, enrocados,  
lastres,  entre  otros).   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  
de movimientos  de 
tierra.  33. Cargas  de viento.  
34. Mareas,  oleaje  y corrientes  
marinas.   
Operaciones  
incorrectas  35. Operaciones  fuera  de las 
condiciones  seguras.  
 No aplica.   Capacitación  y 
entrenamiento  del 
personal.  
 Procedimien tos 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.  40. Componente  defectu oso o 
no funcional.  
       (Tercera Sección)   DIARIO OFICIAL  Miércoles 19 de diciembre de 2018       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.  
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,  
bolsacretos,  enrocados,  
lastres,  entre  otros).   Capacitación  y 
entrenamiento  al 
personal.  
 Cambio  de trazo  del 
Ducto,  Segmento  o 
sección,  por 
condiciones  del 
terreno  o por impacto  
a la población.  
 Procedimientos  de 
operación  y 
mantenimiento.  
 Adecuación  de 
parámetros  
operacionales.  42. Corrosión  externa.  
43. Corrosión  microbioló gica.  
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.  
 
______________________________________