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PROCEDIMIENTO DE SISTEMAS DE MEDICIÓN DE CONDENSADOS

CLAVE : 252-28200-OP-117-0005

FECHA: MARZO / 2001

VERSIÓN: PRIMERA

EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN

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MARZO / 2001 REVISIÓN: CERO

ELABORÓ: REVISÓ: APROBÓ:

GRUPO APC JRT

M A N U A L D E P R O C E D I M I E N T O S



HOJA DE AUTORIZACIÓN

PROPONE:

__________________________________ ING. JOAQUÍN ROSETE TÉLLEZ

GERENTE DE COORDINACIÓN TÉCNICA OPERATIVA

CONFORME:

__________________________________ ING. J. JAVIER HINOJOSA PUEBLA

SUBDIRECTOR REGIÓN MARINA NORESTE

CONFORME:

___________________________________ ING. SILVANO TORRES XOLIO

AUDITOR DE SEGURIDAD INDUSTRIAL Y PROTECCIÓN AMBIENTAL

AUTORIZA:

__________________________________________ ING. LUIS RAMÍREZ CORZO

DIRECTOR DE PEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN

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Proponen

En la elaboración del presente procedimiento participaron los

Integrantes el grupo SIASPA Región — Sede del Elemento 17 Integridad

Mecánica, junto con su grupo de trabajo, contando con el aval de los

Gerentes de sus respectivas áreas.

REGIÓN SUR

M. EN C. LUIS A. CABRERA PUJOL ING. FRANCISCO FERNÁNDEZ LAGOS REGIÓN NORTE ING. LUIS PINEDA FONSECA ING. EFRÉN M. CALVA CHAVARRÍA REGIÓN MARINA SUROESTE

ING. JUAN A. HERNÁNDEZ CARRERA ING. VÍCTOR M. RODRÍGUEZ CHIQUITO REGIÓN MARINA NORESTE

ING. ALEJANDRO PEÑA CALDERÓN ING. FRANKLIN ULÍN JIMÉNEZ SEDE ING. J. LUIS FERNÁNDEZ CADO ING. ALFONSO LUCAS

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TABLA DE CONTENIDO Página 1. OBJETIVO 5

2. ÁMBITO DE APLICACIÓN 5

3. REVISIÓN Y ACTUALIZACIÓN 5 4. MARCO NORMATIVO 6

5. DEFINICIONES 6 6. DESARROLLO 8 7. DIAGRAMA DE FLUJO 13

8. CONTROL DE ACTUALIZACIÓN DEL PROCEDIMIENTO 14

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1. OBJETIVO Establecer las condiciones para la obtención de volumen dentro de los rangos establecidos de precisión, minimizando el grado de incertidumbre en la obtención de resultados, cumpliendo con la normatividad establecida para este fin.

2. ÁMBITO DE APLICACIÓN

2.1. El presente “Procedimiento” es de observancia general y obligatoria en todas las instalaciones de Pemex Exploración y Producción en donde se requiera medir los condensados producto de recuperación de la separación del gas, endulzamiento y/o extracción directa de campos de las Regiones Marinas Noreste y Suroeste.

2.2. Durante la aplicación de este procedimiento intervienen los departamentos de: 2.2.1. CTO Región Marina Noreste. 2.2.2. CTO Región Marina Suroeste. 2.2.3. CTO Sector Samaria RS. 2.2.4. CTO Región sur. 2.2.5. CTO Reforma RS. 2.2.6. CPG Cd. Pemex. 2.2.7. CPG Nvo. Pemex. 2.2.8. CPG Cactus.

3. REVISIÓN Y ACTUALIZACIÓN

3.1. Las sugerencias para la revisión y actualización de este documento deben ser enviadas a la Coordinación Técnica Operativa, quien realizará la actualización de acuerdo a la procedencia de la misma.

3.2. Cualquier organización o grupo de trabajo de Pemex Exploración y Producción que sea usuario de este documento podrá sugerir y recomendar modificaciones y/o actualizaciones del mismo, de acuerdo a lo indicado en el párrafo anterior.

3.3. Este documento se revisará y actualizará cada cinco años o antes si las sugerencias o recomendaciones de cambio lo justifican.

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4. MARCO NORMATIVO

4.1. Procedimiento para elaborar procedimientos del SIASPA en PEP: 200-23040-OP-209-0001.

4.2. API-STD-598. VALVE INSPECTION AND TESTING. 4.3. REGLAMENTO DE SEGURIDAD E HIGIENE DE PEMEX 4.4. API- AGA-14.3 ASSOCIATION AMERICAN GAS 4.5. NACE-MR-01-75 MANEJO DE HC'S AMARGOS (H2S Y CO2) 4.6. GPA8185-90PART 1. AGA.REP No. 8

5. DEFINICIONES

5.1. Condensado Amargo. Líquido con contenido de H2S y CO2. 5.2. Diablo. Dispositivo mecánico utilizado para efectuar limpieza de tuberías. 5.3. Empaque. Volumen de producto que contiene un ducto y sirve de referencia para

indicar condiciones de operación (presión y temperatura). 5.4. Gas húmedo amargo. Gas que contiene ácido sulfhídrico y bióxido de carbono. 5.5. Set-point. Ajuste de un control a un valor determinado. 5.6. Separador trifásico. Separador de tres productos de diferente densidad. 5.7. ACOI. Análisis y Control Operativo de Instalaciones. 5.8. ANSI. Instituto Americano de Normas y Estándares (American National Standards

Institute). 5.9. API. Instituto Americano del Petróleo (American Petroleum Institute). 5.10. ASME. Sociedad Americana de Ingenieros Mecánicos (American Society of

Mechanical Engineers). 5.11. CDGM CD. PEMEX. Centro de Distribución de Gas Marino Cd. Pemex. 5.12. CPTG Y C ATASTA. Centro de Proceso y Transporte de Gas y Condensado

Atasta. 5.13. CTO. Coordinación Técnica Operativa. 5.14. d.n. diámetro nominal. 5.15. HC´s. Hidrocarburos. 5.16. L. Línea. 5.17. MEMC. Mantenimiento a Equipo y Manejo de Condensado.

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5.18. MSS. Manufacturers Standardization Society of the Valve and Fittings Industry. 5.19. NACE. National Association of Corrosion Engineers. 5.20. PEP. Pemex Exploración y Producción. 5.21. PGPB. Pemex Gas y Petroquímica Básica. 5.22. POA. Programa Operativo Anual. 5.23. POM. Programa Operativo Mensual. 5.24. POT. Programa Operativo Trimestral. 5.25. SIPA. Seguridad Industrial y Protección Ambiental.

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6. DESARROLLO

DEPENDENCIAS DESCRIPCIÓN DE ACTIVIDADES FORMAS

6.1.- RESPONSABILIDADES:

* Superintendente de Enlace Comercial. Es responsable de establecer y coordinar con sede el programa de nominaciones mensual y anual.

* Superintendente de Programación y Dist. de Gas y C. Es responsable de programar el manejo y distribución del gas y condensado de PEP hacia PGPB.

* Superintendente de Complejo de Producción. Es responsable de vigilar el proceso de gas para su óptimo aprovechamiento.

* Residente CDGM Cd. Pemex. Se encarga de coordinar las actividades de manejo, distribución y dar cumplimiento a los programas de entrega de los hidrocarburos marinos a PGPB.

* Encargado de la Operación y Medición. Es el responsable de la aplicación de las actividades y dar cumplimiento a los programas de distribución y cuantificación de volúmenes entregados a las plantas de proceso.

* Ingeniero de Seguridad. Es responsable de: Mantener una vigilancia de las operaciones (en proceso, programadas y suspendidas) en la instalación para que se eviten los riesgos causados por actividades simultáneas y conflictivas. Establecer prioridades en la ejecución de los trabajos de acuerdo a su relevancia. Estar presente durante la ejecución de los trabajos por los operarios. Reportar al supervisor en caso de cualquier eventualidad.

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6.2.- REQUISITOS:

* Contar con los programas de mantenimiento. a instalaciones de PEP y PGPB.

* Tener en condiciones óptimas de operación las Líneas de Transporte de HC's.

* Dar cumplimiento a los programas de nominación de entrega y recepción de los hidrocarburos en los puntos de transferencia de custodia.

* Contar con los sistemas de comunicación en condiciones óptimas de operación (además de radios trunking, teléfonos de emergencia con marcación de tres dígitos, etc.)

* Contar con la logística necesaria para el transporte de los recursos humanos y materiales.

* Contar con personal con los conocimientos necesarios para el manejo y distribución de los Hidrocarburos amargos.

6.3.- MEDIDAS DE SEGURIDAD Y PROTECCIÓN AMBIENTAL:

* Verificar que las cartas de calibración de las psv´s. estén debidamente avaladas por personal de instrumentos, operación y el residente del centro y que las condiciones de operación sean las requeridas.

* Personal de operación debe verificar que las válvulas de control de presión al desfogue o slug-catcher estén operando de manera automática y que su set-point sea el indicado de acuerdo a las condiciones establecidas en las cartas de calibración.

* Asegurarse de la disponibilidad del equipo de seguridad contraincendio.

* Verificar que se cuenta con recipientes para almacenar los fluidos remanentes en la tubería y el cuerpo de la válvula para evitar contaminación al ambiente.

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Encargado de Operación y

Medición Ingeniero de Seguridad

Personal Operativo

* Verificar que el equipo y las herramientas que se tienen sean las adecuadas (antichispa) y estén en condiciones para realizar los trabajos.

* Efectuar pruebas de explosividad y monitoreo de presencia de gases.

* Utilizar el equipo de protección personal obligatorio y apropiado.

* Tener despejada el área donde se va a trabajar, libre de basura y material de deshecho.

6.34.- ACTIVIDADES:

6.4.1.-Verificar que las condiciones de operación sean las requeridas (mantener un flujo). 6.4.2. Verificar que las distancias antes y después del elemento primario de medición están dentro de lo que marca la norma AGA/API, de acuerdo al tipo de arreglo que se tenga. 6.4.3.- Verificar que la relación de diámetros BETA, no sea mayor a 0.6, para no caer en incertidumbres de medición. 6.4.4.- Verificar que el elemento primario de medición dentro de la válvula porta placa (fitting) quede concéntrica, y el diámetro exterior de la misma sea de acuerdo al diámetro del fitting. 6.4.5.- Las tomas corriente abajo y corriente arriba deben estar a una distancia de 1" considerando desde el centro de la placa al centro de la toma para ambos casos.

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Encargado de Operación y

Medición Ingeniero de Seguridad Personal Operativo

6.4.6.- Las probetas de muestreo deben estar como mínimo a una distancia de 5 diámetros de línea, del elemento primario de medición. 6.4.7.- Las tomas de presión y temperatura deben ser posterior a la toma de muestreo considerando una distancia de un diámetro de línea. 6.4.8.- Los transmisores de presión se deben calibrar de acuerdo a las condiciones de presión manejadas en el proceso y deberá manejar un rango de 0 - 1500 psi. 6.4.9.- El transmisor de presión diferencial no debe estar en un rango de 0 - 200" de agua, de acuerdo a la norma AGA/API. 6.4.10.- El transmisor de temperatura debe estar en un rango de 0 - 100 ºC. 6.4.11.- Verificar que el computador de flujo tenga todas las llegadas, presión flujo, temperatura y composición (densidad), para obtener una medición compensada. 6.4.12.- Verificar que el computador de flujo está configurado de acuerdo a la normatividad de medición de PEMEX (20 ºC y 1 Kg/cm2). 6.4.13.- Verificar que el software, que utiliza el equipo de medición es el requerido para la medición de condensado (AGA3/4). 6.4.14.- Verificar que el computador de flujo despliega la información procesada en tiempo real y es capaz de almacenar los datos durante un mínimo de 30 días. 6.4.15.- El software debe ser capaz de arrojar resultados instantáneos e integrados cada 24 hrs. El cierre de información se cumple a las 05:00 hrs.

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Personal Operativo

9.4.16.- Cuando se tienen elementos secundarios de medición se debe efectuar lo siguiente:

6.4.16.1. Cambiar las cartas o registros cada 24 hrs. (05:00 AM). 6.4.16.2. Efectuar la integración de la carta con integrador de forma manual. 6.4.16.3. Obtener los datos del integrador de la presión diferencial y estática y anotarlo en la carta. 6.4.16.4. Solicitar al laboratorio el análisis composicional del condensado. 6.4.16.5. Obtener la temperatura promedio de 24 hrs. De acuerdo a carta o estadísticas. 6.4.16.6. Vaciar la información en la hoja de datos establecida para el cálculo del volumen de condensado compensado por todas las variables. 6.4.16.7. Obtener los resultados e informar a las áreas correspondientes para su conciliación y aceptación. 6.4.16.8. Elaborar reporte de todas las corrientes que intervienen en el cálculo de volumen de condensado.

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7. DIAGRAMA DE FLUJO

ENCARGADO OPERACIÓN MEDICIÓN

ING. SEGURIDAD

PERSONAL OPERATIVO DESCRIPCIÓN

INICIA PROCEDIMIENTO

1. Verificar que las condiciones de operación sean las adecuadas para el método a utilizar y elaborar apuntes relevantes de operación en la bitácora.

2. Verificar que los instrumentos de medición estén calibrados, en rangos y en la posición correcta de acuerdo a las normas AGA y Pemex.

3. Realizar tomas de presión, temperatura y muestreo de acuerdo a la norma AGA / API y llevar un control estadístico.

4. Verificar que el software que se utilice par la medición de condensados cumpla con la norma AGA 3 / 4.

5. Si se tienen elementos secundarios de medición, efectuar la misma de acuerdo a las instrucciones para tal caso.

6. Elaborar reporte correspondiente e informar a todas las áreas involucradas en la medición del condensado.

TERMINA PROCEDIMIENTO

FIN

INICIO

1

2

3

4

5

1 1

4

6

2 2

4

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8. CONTROL DE ACTUALIZACIÓN DEL PROCEDIMIENTO

Subdirección: Región Marina Noreste Activo/Gerencia: Coordinación Técnica Operativa Subgerencia/Suptcia: Departamento: Fecha máxima de actualización: MARZO / 2006 Ubicación física del documento: Auditoría de Seguridad Industrial y Protección Amb. Nombre del Procedimiento: Procedimiento de Sistemas de Medición de Condensados

Revisión: Fecha: Nombre y Firma Activo Región Sede Cambios Generados

0 Marzo/2001 Joaquín Rosete Téllez

Coordinación

Técnica Operativa

Marina Noreste Primera

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