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Foro de Lineamientos de Medición México 2012
- La Regulación en la Medición de Hidrocarburos en México -
Febrero 1°, 2012 Gustavo Hernández García
Transición regulatoria
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Antes de 2008
autoregulación
2009-2012
regulación excesiva 2012? –
Equilibrio
Ausencia de un órgano
técnico especializado que
supervise al operador
La normatividad técnica
emitida por el operador puede
carecer de objetividad
Ausencia de predictibilidad
regulatoria
Requerimientos excesivos de
carácter operativo
La regulación se parece más a
actividades de fiscalización y
control
Plan regulatorio base.
Voto público en sesión abierta
Mecanismo de consulta formal al
regulado.
Esquemas de reporte y rendición de
cuentas sobre aspectos que sean
materia de regulación.
Gradualidad en la aplicación
Regulación privilegiando el costo
beneficio
Objetivos
Medición de hidrocarburos a nivel internacional:
monitoreo de la producción, seguridad industrial
y protección ambiental
3
Monitoreo de
producción
Seguridad
industrial y
protección
ambiental
Dar seguimiento a los datos proporcionados por el operador
Monitorear el desempeño operativo de los entes regulados
Realizar cálculos para efectos fiscales y de impuestos
Seguir las mejoras tecnológicas y mejores prácticas
Realizar balances operativos
Administrar yacimientos
Incorporar sistemas de medición, en la entrega de la
documentación sobre las instalaciones para aprobación para
realizar las actividades
Contar con sistemas de control y monitoreo para evitar
derrames y desperdicios de hidrocarburos o agua
La tendencia muestra que los reguladores y operadores están utilizando los mismos
estándares a nivel mundial, siendo ISO y API la normatividad predominante.
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PEP es seguidor de prácticas internacionales* en materia de medición fiscal de hidrocarburos, donde
se establece que el producto debe estar estabilizado para su comercialización
A nivel mundial la medición de pozos es para efectos de balance y no fiscales. Se puede continuar
midiendo de forma directa o indirecta y es una decisión de negocio del Organismo, debido a que:
a. Se reducen los gastos por operación e inversión mientras se define una cantidad y calidad
representativa de la corriente multifásica
b. Puede permitir que existan pozos y campos con economía marginal que, de ser cuantificados
con medición de transferencia de custodia, requerirían una mayor inversión, pues es
necesario acondicionar los fluidos para tener un hidrocarburo estabilizado y en condiciones de
calidad de venta
PEP ha venido trabajando en la implantación de una
cultura metrológica institucional para adoptar las mejores
prácticas en materia de medición
* ISO, API, AGA
Cadena de Valor de Manejo de la Producción
Producción Manejo Transporte Distribución Entrega
Producción de
hcs y agua
Región
Activo
Campo
Tipo de crudo
POM´s de
producción
Deshidratación
Iny. de
desemulsificantes
Desalado
Bitácora de
operaciones
Distribución
Bombeo y
compresión
Presiones de
salida
Temperaturas de
salida
Calidad de salida
Presiones de
llegada
Temperaturas de
llegada
Calidad de
llegada
Medición
Bitácora de
operaciones de
distribución
Existencias en
tanques
Volumen en calidad
Volumen
F/especificación
Temperatura
Calidad
Recibos
Existencias
domos salinos
Volumen
Mezclado
Bitácora de
operaciones de
distribución
Refinación
Ductos
Cabotaje
Maquila
Volumen
Calidad
Petroquímica
Exportación
Volúmenes parciales
Volúmenes finales
Calidad
Bitácora de operaciones
de carga de buquetanques
GTDH / SDC Activo / SPRMSO
Balance de gas y condensado
Ajustes de la producción a partir de las ventas
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Los lineamientos técnicos de medición
establecen obligaciones que pueden ser categorizadas:
Reducción de niveles máximos de incertidumbre
‒ Volúmenes exportados
‒ Transferencia de custodia activos-GTDH (entrega-recepción)
‒ Ventas subsidiarias
Metas
Procesos y
sistemas
Resultados del diagnóstico inicial
Plan Estratégico de Medición para el periodo enero-diciembre de 2012
Plan de trabajo para periodo 2013-2015 para cumplir con los niveles máximos
de incertidumbre
Información sobre adquisiciones, actualización de sistemas, bitácoras,
reportes de calibraciones y verificaciones; contratos, reclamaciones por
volúmenes entre otros
Información generada por los sistemas de medición deberá ser reportada y
entregada mediante Bitácoras de Registro
Sistema de gestión y gerencia de medición, a través del cual se realicen las
funciones de gestión, control, supervisión y administración de los procesos de
medición de los hidrocarburos (Artículo 71)
Reportes
iniciales y
periódicos
(indicativo)
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Ver pág. 7
Ver pág. 8
Objetivos del Plan Rector para la
medición de hidrocarburos 2011-2015
Establecer las directrices y estrategias para asegurar una
efectiva administración de los sistemas de medición utilizados
en la cuantificación de volumen de los hidrocarburos y
sustentar objetivamente la confiabilidad de sus mediciones,
desde las instalaciones de producción hasta los puntos de
entrega-recepción, traspasos y despacho en Pemex
Exploración y Producción
Desarrollar la cultura metrológica en todo el personal de
Pemex Exploración y Producción relacionado con el proceso
de medición para cuantificar el volumen de los hidrocarburos y
mantener actualizados sus conocimientos de acuerdo a las
nuevas tecnologías
Continuar con el diagnóstico de los principales sistemas de
medición de flujo de hidrocarburos en Pemex Exploración y
Producción a lo largo de la cadena de valor, para que los
Activos Integrales y las Gerencias de Transporte y Distribución
de Hidrocarburos, establezcan y ejecuten los programas de
modernización resultantes, cuando el análisis costo beneficio
sea favorable
Se requiere obtener
de la SHCP la
autorización de las
inversiones
necesarias para la
instalación de los
sistemas de
medición en los
puntos en que los
análisis costo-
beneficio lo
soporten
De acuerdo a los lineamientos, el número de puntos que por
obligación se deben medir es muy significativo (preliminar)
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Regiones Pozos (1) Baterías (1) Puntos de
venta (2)
Transferencia de
custodia (2) (3)
SPRN 6,819 113 38 5
SPRS 1,141 55 11 18
SPRMNE 369 0 4 17
SPRMSO 143 0 2 13
Total 8,472 168 55 53
(1) Información de los pozos en operación al corte de septiembre 2011, extraídos de la Base de Datos Institucional.
(2) Información proporcionada por los Grupos Regionales de Medición, al corte de septiembre 2011.
(3) Puntos de entrega-recepción entre Activos de Producción y Sectores de transporte.
Artículo 258 Quintus. Para los efectos de este Capítulo, PEMEX Exploración y Producción deberá contar con sistemas de medición de volúmenes extraídos de petróleo crudo y gas natural, instalados en cada pozo, campo y punto de transferencia de custodia. La Secretaría de Energía a través de la Comisión Nacional de Hidrocarburos emitirá los lineamientos para la medición de los citados volúmenes.
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Los esfuerzos se van a encaminar a cumplir con los lineamientos establecidos por la
regulación, enfocándose como prioridad en los puntos de medición de exportación y
subsidiarias, puntos de transferencia de custodia de los activos a GTDH y traspasos
entre activos, y gradualmente orientarse a la medición en baterías y pozos.
Prioridades para la renovación de los sistemas de medición
Puntos de exportación
Subsidiarias
Activos a GTDH
Traspasos entre activos
Baterías y pozos
Medición fiscal
PEP realizará las actividades necesarias para cumplir con la
regulación, no obstante es necesario establecer los
mecanismos para su aplicación gradual
Para lograr los objetivos de la medición se requiere el
desarrollo de infraestructura en todo el sistema
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Regiones Requerimientos 2012 (1)
SPRN
Actualizar el sistema de medición de GHA El Raudal.
Continuar los servicios para integrar los expedientes de 23 puntos de
medición.
SPRS
Adquirir 19 sistemas de medición para transferencia de custodia de
aceite.
Adquirir 8 patines de calidad.
Contratar servicios de calibración de sistemas de medición.
Contratar servicios para medición multifásica.
SPRMNE Rehabilitar sistemas de medición.
Contratar servicios de calibración de sistemas de medición.
SPRMSO
Rehabilitar sistemas de medición Abkatun D.
Contratar servicios de calibración de sistemas de medición.
Adquirir 3 sistemas de medición para la descarga general de módulos
Abktun Pol Chuc.
(1) Información proporcionada por las Subdirecciones de Producción
Para dar cumplimiento a los valores máximos de incertidumbre establecidos por la
CNH, para la cuantificación de los hidrocarburos líquidos en el Plan Estratégico para el
período de 2012 a 2015, es necesario ampliar el período propuesto, debido a que en
algunas áreas de proceso se requiere instalar o modificar la infraestructura para
acondicionar los fluidos, así como la rehabilitación o adquisición de sistemas de
medición:
Separación
trifásica
Reformulación
de productos
químicos
Retrolavado
con agua
congénita
Estudios e
Ingeniería
Básica
Incorporación
de corrientes
Incrementar
capacidad de
disposición de
agua congénita
Segregación de
corrientes
Ingeniería
básica y detalle
Inyección de agua
de mar (sistema
básico)
Reformulación
de productos
químicos
Nuevos puntos
de inyección de
químicos Conversión de
vasijas
electrostáticas Inyección de agua
de mar (sistema
integral)
Limpieza de áreas
y reforzamiento
estructural
Obra mecánica
para
interconexión
Sistema de
recuperación y
transferencia de
calor
Instrumentar
separación
trifásica
Instrumentar
separación
trifásica
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Y posiblemente la ampliación de los plazos para las metas de
incertidumbre, dadas las tareas que hay que realizar
Foro de Lineamientos de Medición México 2012
- La Regulación en la Medición de Hidrocarburos en México -
Febrero 1°, 2012 Gustavo Hernández García
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Información sobre reguladoras internacionales en materia de medición
Sin embargo, algunos reguladores tienen reglamentos
específicos dentro de su normativa (1/2)
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Brasil
La Agencia Nacional de Petróleo, Gas Natural y Biocombustibles cuenta con un
Reglamento Técnico para la Medición de Petróleo y Gas Natural, el cual debe ser
considerado por el operador como parte de la autorización que solicita para iniciar
operaciones
Identifica los movimientos de petróleo y gas natural desde la producción hasta la
exportación.
Verifica la integridad de los datos de producción de los concesionarios.
Monitorea los niveles de quema de gas natural, para cumplir con la reglas y los
límites autorizados.
Características principales
Noruega
El Directorado de Petróleo de Noruega maneja estándares para medir el petróleo
para efectos fiscales y para calcular el impuesto por el CO2.
Describe un entendimiento en común de los términos técnicos. El estándar de
medición se establece por unidades para el petróleo y gas.
Los estándares indican los diferentes sistemas de medición y las condiciones de
presión y temperatura.
Sin embargo, algunos reguladores tienen reglamentos
específicos dentro de su normativa (2/2)
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Características principales
El Departamento de Comercio e Industria, establece las líneas de medición de
petróleo para maximizar el beneficio del Reino Unido por el uso de crudo y gas
Su enfoque se centra en la transportación de crudo y gas, como son los puntos
de transferencia, ubicación y pozos. Indica los sistemas recomendados para
realizar la medición Reino Unido
Existen países que ya utilizan los estándares internacionales
y tienen inmerso el tema de medición
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Estados
Unidos
De los diferentes estándares que solicita el Servicio de Administración de
Minerales, la mitad se enfoca en la medición de hidrocarburos. Se apegan a los
estándares de la API MPMS:
– Medición de hidrocarburos líquidos por desplazamiento o por turbina.
– Accesorios para medir líquidos.
– Sistemas de medición en ductos.
Características principales
En la presentación del caso de seguridad y del plan de administración de ductos,
se deben incluir los estándares que serán aplicados (tanto nacionales como
internacionales).
En el decreto para el almacenamiento de petróleo y gases de efecto invernadero
costa afuera, son muy enfáticos en controlar los flujos de petróleo y agua para
evitar cualquier desperdicio o escape en las instalaciones que tienen licencia para
operar.
Australia
