Nrf 180 Pemex 20071[1] Spe Cierre de Pozos

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SUBCOMITÉ TÉCNICO DE NORMALIZACIÓN DE

PEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN 05 de enero de 2008

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COMITÉ DE NORMALIZACIÓN DE PETRÓLEOS MEXICANOS

Y ORGANISMOS SUBSIDIARIOS

TABLEROS DE CONTROL

DE POZOS



Comité de Normalización dePetróleos Mexicanos y

Organismos Subsidiarios

TABLEROS DE CONTROLDE POZOS

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CONTENIDOCAPÍTULO PÁGINA

0. INTRODUCCIÓN.................................................................................................................................. 6

1. OBJETIVO ............................................................................................................................................ 6

2. ALCANCE............................................................................................................................................. 7

3. CAMPO DE APLICACIÓN................................................................................................................... 7

4. ACTUALIZACIÓN ................................................................................................................................ 7

5. REFERENCIAS .................................................................................................................................... 7

6. DEFINICIONES .................................................................................................................................... 8

7. SÍMBOLOS Y ABREVIATURAS.......................................................................................................... 10

8. DESARROLLO..................................................................................................................................... 11

8.1 General....................................................................................................................................... 11

8.2 Condiciones de trabajo del sistema............................................................................................ 12

8.2.1 Condiciones ambientales del sitio de operación........................................................... 12

8.2.2 Suministro de potencia del TCP .................................................................................... 12

8.3 Requisitos de operación del Tablero de Control de Pozos ....................................................... 12

8.4 Componentes del Sistema.......................................................................................................... 14

8.4.1 Tablero de Control de Pozos Hidroneumático............................................................... 14

8.4.1.1 Gabinete del TCP .......................................................................................................... 14

8.4.1.2 Sistema de control......................................................................................................... 15

8.4.1.3 Tablero de Interfase....................................................................................................... 178.4.1.4 Unidad de suministro de potencia hidráulica................................................................. 18

8.4.1.5 Tubing, accesorios y etiquetas de identificación........................................................... 19

8.4.2 Tablero de Control de Pozos Electrohidráulico............................................................. 22

8.4.2.1 Gabinete del TCP .......................................................................................................... 22






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CAPÍTULO PÁGINA8.4.2.2 Sistema de control......................................................................................................... 23

8.4.3 Estaciones manuales de paro de emergencia .............................................................. 25

8.4.3.1 Estaciones manuales de paro de emergencia eléctricas .............................................. 25

8.4.3.2 Estaciones manuales de paro de emergencia neumáticas........................................... 26

8.4.4 Sistema de Tapón Fusible............................................................................................. 26

8.4.5 Unidad de prueba hidráulica portátil.............................................................................. 26

8.5 Conceptos generales.................................................................................................................. 26

8.5.1 Aseguramiento de Calidad ............................................................................................ 26

8.5.2 Pruebas.......................................................................................................................... 27

8.5.2.1 Protocolo de pruebas..................................................................................................... 27

8.5.2.2 Prueba de aceptación en fábrica (FAT)......................................................................... 27

8.5.2.3 Prueba de aceptación en sitio (OSAT) .......................................................................... 28

8.5.2.4 Preparación para el embarque...................................................................................... 28

8.5.3 Instalación...................................................................................................................... 29

8.5.4 Puesta en operación...................................................................................................... 29

8.5.5 Mantenimiento ............................................................................................................... 29

8.5.6 Lista de partes de repuesto ........................................................................................... 29

8.5.7 Capacitación.................................................................................................................. 30

8.5.8 Documentación por el proveedor................................................................................... 30

8.5.8.1 Garantías ....................................................................................................................... 308.5.8.2 Ingeniería e instalación del TCP.................................................................................... 30

9. RESPONSABILIDADES..................................................................................................................... 31

10. CONCORDANCIA CON NORMAS MEXICANAS O INTERNACIONALES.................................... 32

11. BIBLIOGRAFÍA .................................................................................................................................... 32






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CAPÍTULO PÁGINA12. ANEXOS............................................................................................................................................... 32

12.1 Arreglo esquemático de control de pozos (Normativo) .............................................................. 33

12.2 Electrónica Programable (Normativo) ........................................................................................ 34

12.3 Presentación de Documentos Equivalentes (Normativo)…………………………………………. 38

12.4 Hojas de Datos (Normativo) ....................................................................................................... 39






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0. INTRODUCCIÓNDentro de las principales actividades que se llevan a cabo en Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios,se encuentran el diseño, construcción, arranque, operación y mantenimiento de las instalaciones para laextracción, recolección, procesamiento primario, almacenamiento, medición, distribución y transporte dehidrocarburos, así como la adquisición de materiales y equipos requeridos para cumplir con eficiencia y eficacialos objetivos de la empresa.

Para lograr lo anterior, se debe contar con una normatividad actualizada acorde con las exigencias de lostrabajos a desarrollar y que cumpla con los requerimientos necesarios para tener instalaciones eficientes yseguras.

Con el objeto de unificar criterios, aprovechar las experiencias dispersas y conjuntar resultados de lasinvestigaciones en normas nacionales e internacionales, Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios emiteeste documento técnico con el objeto de que se utilice para especificar los materiales y los requerimientostécnicos que deben cumplir los Tableros de Control de Pozos que sean adquiridos para instalaciones nuevas yexistentes de PEMEX-Exploración y Producción (PEP).

Este documento normativo se realizó en atención y cumplimiento a:

Ley Federal sobre Metrología y Normalización y su Reglamento.Ley de Obras Públicas y Servicios Relacionados con las Mismas y su Reglamento.Ley de Adquisiciones, Arrendamientos y Servicios del Sector Público y su Reglamento.Ley General de Equilibrio Ecológico y la Protección al Ambiente y su Reglamento.Guía para la Emisión de Normas de Referencia de PEMEX-Exploración y Producción (CNPMOS-001, 30septiembre 2004).

En la elaboración de esta norma de referencia participaron:

PEMEX-Exploración y Producción.Instituto Mexicano del Petróleo.Chabey Ingeniería y Desarrollos S. A. de C. V.Bristol de México S. A. de C. V.Ep-Solutions de México S. A. de C. V.Rockwell Automation de México S. A. de C. V.Siemens de México S. A. de C. V.W-Industries de México S. A. de C. V.Espartec-Murphy de México S. A. de C. V.Weatherford de México S. A. de C. V.

1. OBJETIVO

Establecer los requisitos técnicos y documentales que deben cumplir los contratistas y proveedores, en eldiseño, adquisición, instalación y pruebas de los tableros de control de pozos utilizados para la apertura y cierrede las válvulas de seguridad de los pozos en las instalaciones de producción de PEMEX-Exploración yProducción.






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2. ALCANCEEsta norma de referencia aplica a las instalaciones de producción terrestres y marinas de PEMEX-Exploración yProducción; y cubre desde el sistema de control del tablero, sistema de potencia hidráulica compuesto por unrecipiente de líquido hidráulico y dos bombas (normal y de relevo) para presurizar el sistema hidráulico, sistemade estaciones manuales de paro de emergencia, tablero de interfase (para el tablero hidroneumático), sistemade tapón fusible; hasta el tubing, válvulas y accesorios para su interconexión.

3. CAMPO DE APLICACIÓN

El contenido de esta norma de referencia es de aplicación general y observancia obligatoria en la adquisición,contratación o arrendamiento de los bienes y servicios objeto de la misma, que lleven a cabo los centros detrabajo de PEMEX-Exploración y Producción. Por lo tanto, debe incluirse en los procedimientos de contratación:licitación pública, invitación a cuando menos tres personas, o por adjudicación directa, como parte de losrequisitos que debe cumplir el proveedor, contratista o licitante

4. ACTUALIZACIÓN

Esta norma se debe revisar y en su caso modificar al menos cada 5 años o antes si las sugerencias yrecomendaciones de cambio lo ameritan.

Las sugerencias para la revisión y actualización de esta norma, deben enviarse al Secretario del Subcomité Técnico de Normalización de PEMEX-Exploración y Producción, quien debe programar y realizar la

actualización de acuerdo a la procedencia de las mismas y en su caso, inscribirla dentro del ProgramaAnual de Normalización de Petróleos Mexicanos, a través del Comité de Normalización de PEMEX-Exploración y Producción.

Las propuestas y sugerencias de cambio deben elaborarse en el formato CNPMOS-001-A01 de la Guíapara la Emisión de Normas de Referencia CNPMOS-001-A01, Rev. 1 del 30 de septiembre de 2004 ydirigirse a:

PEMEX-Exploración y Producción.Subdirección de Distribución y Comercialización.Coordinación de Normalización.Bahía de Ballenas 5, Edificio “D”, P. B., entrada por Bahía del Espíritu Santo s/n.Col. Verónica Anzures, México D. F., C. P. 11 300

Teléfono directo: 1944-9286Conmutador: 1944-2500 extensión 380-80, Fax: 3-26-54Correo Electrónico: [email protected]

5. REFERENCIAS

5.1 NOM-001-SEDE-2005. Instalaciones eléctricas (Utilización).

5.2 NOM-008-SCFI-2002. Sistema general de unidades de medida.






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5.3 NMX-J-235/1-ANCE-2000. Envolventes – Envolventes (Gabinetes) para uso en equipo eléctrico – Parte1 Requerimientos generales – Especificaciones y métodos de prueba.

5.4 NACE MR0175/ISO 15156:2001. Petroleum and natural gas industries Materials for use in H2S-containing Environments in oil and gas production Part 1 TC 1-2005: General principles for selection of cracking-resistant materials - Part 2 TC 1-2005: Cracking-resistant carbon and low alloy steels, and the use of cast irons -Part 3 TC 2-2005: Cracking-resistant CRAs (corrosion-resistant alloys) and other alloys.(Industrias del petróleo y gas natural – Materiales para uso en ambientes que contienen H2S en la producciónde crudo y gas – parte 1 TC 1-2005: principios generales para la selección de materiales resistentes alagrietamiento; parte 2 TC 1-2005: Aceros de baja aleación y acero al carbono resistentes al agrietamiento y eluso de fundiciones de hierro; parte 3 TC 2-2005: (Aleaciones resistentes a la corrosión) y otras aleacionesresistentes al agrietamiento).

5.5 IEC 61131-3:2003. Programmable Controllers-Part 3: Programming Languages. (Controladoresprogramables – Parte 3: Lenguajes de programación)”.

5.6 IEC 61508-2:2000. Functional safety of electrical/electronic/programmable electronic safety Relatedsystems – Part 2: Requirements for electrical/electronic/programmable electronic safety Related systems.(Seguridad funcional de seguridad eléctrica/electrónica/electrónica programable – Sistemas relacionados –Parte 2: Requerimientos para seguridad eléctrica/electrónica/electrónica programable – Sistemas relacionados).

5.7 IEC 61508-3:1998. Functional safety of electrical/electronic/programmable electronic safety Relatedsystems – Part 3: Software Requirements. (Seguridad funcional de seguridad eléctrica/electrónica/electrónicaprogramable – Sistemas relacionados – Parte 3: Requerimientos para seguridad eléctrica/electrónica/electrónicaprogramable – Requerimientos de software).

5.8 ISO 10418:2003. Petroleum and natural gas industries. Offshore production installations. Basic surface

process safety systems. (Industrias del petróleo y gas natural. Instalaciones de producción costa afuera.Sistemas de seguridad de proceso superficiales básicos).

5.9 NRF-036-PEMEX-2003. Clasificación de áreas peligrosas y selección de equipo eléctrico.

5.10 NRF-046-PEMEX-2003. Protocolos de comunicación en sistemas digitales de monitoreo y control.

5.11 NRF-049-PEMEX-2001. Inspección de bienes y servicios.

5.12 NRF-105-PEMEX-2005. Sistemas digitales de monitoreo y control.

5.13 P.1.0000.09:2005. Embalaje y marcado de materiales y equipos para su embarque a las instalacionesterrestres y costa afuera.

6. DEFINICIONES

Para los propósitos de este documento, aplican los términos y definiciones relacionados que se indican en lasnormas y especificaciones correspondientes a las que se hace referencia.

6.1 Árbol de navidad - Arreglo de válvulas, tubería y accesorios utilizados para el control de flujo dehidrocarburos (aceite y gas) de un pozo petrolero.






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6.2 Controlador Lógico Programable PLC - Es un sistema electrónico de operación digital, para uso enambiente industrial, usa memoria programable, para almacenamiento interno de instrucciones y funcionesespecíficas, tales como: secuenciamiento, tiempo, conteo y aritmética para control de entradas y salidasanalógicas o digitales y manipulación de datos, entre otras.

6.3 Desplegados Gráficos - Son representaciones visuales en los monitores de los SDMC; cuyo objetivoprincipal es el de mostrar el estado de la información proveniente de las Bases de Datos, el estado propio delSistema, el estado de los procesos y los resultados del procesamiento de la información, y en su casoproporcionar los medios para permitir la manipulación de los procesos.

6.4 Electrónica Programable – Sistema digital a base de microprocesadores (PLC, UTR, UPR) de altadisponibilidad e integridad, utilizados como sistema de control de los TCP electrohidráulicos para la operaciónsegura de las válvulas del pozo o pozos.

6.5 Estación manual de paro de emergencia eléctrica - Botón manual eléctrico de contacto sostenido yprotegido del tipo jalar para accionar.

6.6 Estación manual de paro de emergencia neumática - Es un tablero visible con palanca al frente queopera una válvula de bola de dos vías de acero inoxidable 316 localizada en la parte posterior.

6.7 Equivalente (de documento normativo). Es la norma, especificación, método, estándar o código quecubre los requisitos y/o características físicas, químicas, fisicoquímicas, mecánicas o de cualquier naturalezaestablecida en el documento normativo extranjero citado en esta norma de referencia (ver anexo 12.3).

6.8 Instrumentación - Uso o agrupación de instrumentos con el propósito de observar, medir o controlaruna o mas variables o cualquier combinación de estas.

6.9 Instrumento - Dispositivo para determinar el valor presente de la variable medida, con propósitos deobservación, medición y control.

6.10 Interruptor - Dispositivo que conecta, desconecta, selecciona o transfiere uno o más circuitos y no estádesignado como controlador, relevador o válvula de control.

6.11 Módulo de control - Unidad modular perteneciente a un tablero de control de pozos hidroneumáticocuya función es controlar la apertura y cierre de las válvulas de un pozo de producción bajo condicionesnormales y mandarlas a su posición segura (cierre) en caso de presentarse una condición anormal.

6.12 Montado en tablero - Término aplicado a un instrumento que está instalado en un tablero o consola yes accesible para un uso normal del operador. En un sistema de desplegados gráficos la función que estáaccesible a un operador es el equivalente a la de un dispositivo montado en tablero.

6.13 Pozo - Agujero hecho desde la superficie de un yacimiento, que pasa a través de diferentes capaz de lacorteza terrestre hasta alcanzar el yacimiento de gas o aceite a efecto de explorar o para explotar aceite o gas.

6.14 Sistema de tapón fus ible - Lazo de control neumático constituido de tubing y conectores de aceroinoxidable 316, incluye elementos sensores de temperatura tipo tapones fusibles, los cuales por exposición alfuego se funden y se despresuriza el lazo, generando una señal utilizada para tomar una acción de paro deltablero de control de pozos o toda la instalación.






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6.15 Sistema Digital de Monito reo y Control (SDMC) - Dispositivo basado en microprocesadores, paraefectuar funciones de monitoreo y control en tiempo real de los procesos de producción y manejo dehidrocarburos de PEMEX-Exploración y Producción.

6.16 Sistema Instrumentado de Seguridad (SIS) - Es un sistema compuesto por sensores, procesadoreslógicos y elementos finales de control que tiene el propósito de llevar al proceso a un estado seguro cuando sehan violado condiciones predeterminadas. Otros términos comúnmente usados son Sistema de Paro deEmergencia SPE.

6.17 Tablero - Estructura metálica cuyo propósito es el de alojar la instrumentación y/o interfases delproceso con el operador, puede estar formado por una o más secciones.

6.18 Tablero de Contro l de Pozos (TCP) - Tablero local, para control y seguridad de pozos, cuya funciónprincipal es la de permitir la operación de una manera segura la apertura de las válvulas (SSSV, SSV, WV’s) de

los pozos y enviar a un estado seguro (cierre) de estas válvulas por acción manual o automática.

6.19 Tablero de interfase - Tablero de interconexión física neumática/eléctrica que sirve de enlace entre eltablero de control de pozos y el sistema digital de monitoreo y control que recibe el estado de las válvulas yenvía las acciones de cierre parciales de pozos así como la acción de cierre total de pozos desde señalproveniente del sistema instrumentado de seguridad (SIS).

6.20 Tablero local - Tablero ubicado en la proximidad de equipos principales o subsistemas en el área deproceso.

6.21 Tolerante a fallas - Capacidad intrínseca de un sistema para proporcionar una ejecución correcta enforma continúa de sus funciones asignadas en la presencia de un número limitado de fallas en los componentes(equipo) y programación.

6.22 Tubing - Tubería de acero inoxidable utilizada para interconectar instrumentos, controles, proceso coninstrumentos y conducir suministro neumático, señales neumáticas, fluidos de proceso, suministro hidráulico. Eldiámetro y espesor depende de las condiciones a las que va a estar sometida su operación.

6.23 Válvula de ala (lateral) (WV) - Válvula localizada sobre la bajante lateral del árbol de navidad, la cualpuede ser operada normalmente por un actuador neumático, hidráulico o por uno manual y se utiliza para abriro cerrar el flujo del pozo.

6.24 Válvula de seguridad sub-superficial (de tormenta) (SSSV) - Válvula instalada dentro de unconductor con las funciones de prevenir un flujo no controlado mediante su cierre. Es operada a través de unactuador hidráulico. Esta válvula (SSSV) es aplicable solo a instalaciones marinas.

6.25 Válvula de segur idad superf icial (maestra) (SSV) - Válvula automática en la cabeza de pozo la cualcierra por pérdida de suministro de potencia. El actuador es normalmente neumático o hidráulico.

7. SÍMBOLOS Y ABREVIATURAS

Para los propósitos de este documento, aplican los símbolos y abreviaturas relacionados que se indican en lasnormas y especificaciones correspondientes a las que se hace referencia.

A/D Analógico/Digital.






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EP Electrónica Programable.ESS Estación Manual de Paro de Emergencia (Emergency Shutdown Station).

IHM Interfase Humano Maquina.

PLC Controlador Lógico Programable (Programmable Logic Controller).

PVC Cloruro de Polivinilo (Polyvinyl Chloride).

SDMC Sistema Digital de Monitoreo y Control.

SIS Sistema Instrumentado de Seguridad.

SPE Sistema de Paro por Emergencia.

SSSV Válvula de Seguridad Sub-Superficial (Sub- Surface Safety Valve).

SSV Válvula de Seguridad Superficial (Surface Safety Valve).

TCP Tablero de Control de Pozos.

TSE Tapón Fusible Térmico (Temperature Sensor Element).

UPR Unidad de Procesamiento Remoto

UTR Unidad Terminal Remota

VCA Voltaje de Corriente Alterna.

VCD Voltaje de Corriente Directa.

WV Válvula de Ala (Wing Valve).

8. DESARROLLO

8.1 General

El proveedor debe suministrar e instalar y probar el tablero de control de pozos, el sistema de estacionesmanuales de paro de emergencia, el sistema de tapón fusible; hasta el tubing, válvulas y accesorios para suinterconexión del TCP conforme a lo solicitado en el anexo 12.4.

La inspección en los procesos de adquisición de los tableros de control de pozos y la instrumentación utilizada,debe cumplir con la NRF-049-PEMEX-2001. Esta actividad se debe llevar a cabo conforme al Nivel I deinspección de la clasificación establecida en la misma norma, que se refiere a productos con procesos defabricación y diseño complejos.






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8.2 Condiciones de trabajo del sis tema 8.2.1 Condiciones ambientales del sitio de operación

8.2.1.1 Para instalaciones costa afuera el TCP se debe diseñar para operar en un ambiente marino altamentecorrosivo y debe soportar las siguientes condiciones:

a) Rango de temperatura de 253,15 K a 333,15 K (-20°C a 60°C).b) Humedad relativa de 80 a 95 por ciento, sin condensación.c) Velocidad máxima del viento 240 k/h.d) Precipitación pluvial anual media 860 mm.

8.2.1.2 Para instalaciones en tierra el TCP se debe diseñar para operar en un ambiente altamente corrosivo ydebe soportar las siguientes condiciones:

a) Rango de temperatura de 253,15 K a 333,15 K (-20°C a 60°C).b) Humedad relativa de 5 a 95 por ciento, sin condensación.c) Velocidad máxima del viento 130 a 150 k/h.d) Precipitación pluvial anual media 3241,0 mm.

8.2.2 Suministro de potencia del TCP - Debe operar con suministro eléctrico (24 VCD, 120 VCA) oneumático (gas combustible o amargo), de acuerdo a lo que se especifique en la hoja de datos del Anexo 12.4.

8.3 Requis itos de operación del Tablero de Control de Pozos

8.3.1 La función del TCP debe ser la de operar de manera segura las válvulas de cada uno de los pozos.

8.3.2 Se debe contar con la función de cierre secuencial de las válvulas del pozo (WV’s, SSV y SSSV) desdeel TCP, así como la apertura y cierre individual de dichas válvulas siempre que las condiciones de seguridad lopermitan.

8.3.3 Al frente del TCP, se debe indicar el estado cerrado-abierto y permitir la operación por pozo de lasválvulas WV’s, SSV, SSSV, también se debe indicar el bajo nivel de líquido hidráulico en el tanque dealmacenamiento y baja presión del fluido de potencia. Todas estas señales y acciones se deben enviar para sumonitoreo remoto al SDMC de la instalación, como se indica en Tabla 1.

Monitoreo Apertura

/ CierreCierre

Presión NivelPosición

Actuador Local SDMC SPE

Señales y acciones

L C L C L CBajo nivel líquido en tanque hidráulico LSL X X

Baja presión fluido de potencia PSL X X

Cierre de todos los pozos X XEstado del Paro de Emergencia (Desactivado/Activado). X

Restablecimiento de pozos (listo para abrir) X X

Actuadores de todas las válvulas X XAlta presión en bajante (prueba o producción) PSH X






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Baja presión en bajante (prueba o producción) PSLXVálvula de Ala (WV) Abrir/Cerrar X

Válvula de Seguridad Superficial (SSV)Abrir/Cerrar X X

Válvula de Seguridad Sub-superficial (SSSV*)Abrir/Cerrar X

L =Indicación en Tablero de Control de Pozos (Local) Local =Activado LocalmenteC =Indicación en Cuarto de Control (SDMC) Remota =Activado desde Cuarto de Control (SDMC)* Las válvulas SSSV¨s solo son aplicables a las instalaciones marinas.

Tabla 1, Señales y acciones para el monitoreo y apertura/cierre de pozos.

8.3.4 La operación de las válvulas del pozo deben ser a falla segura, es decir, las válvulas SSSV, SSV, WV’s

deben cerrar bajo una pérdida de presión del fluido de potencia.8.3.5 Las funciones de seguridad del TCP, se deben desarrollar mediante una secuencia de cierre de pozospor paro de emergencia por acción o señal local, o señal remota proveniente del SIS de la instalación (en casode existir el SIS), si el paro es iniciado por este último, las válvulas SSSV, SSV, WV’s deben permanecercerradas hasta que se restablezca el paro por emergencia, como se indica en la Tabla 2.

E f e c t o

C i e r r e d e

t o d a s l a s

S S S V ’ s * .

C i e r r e d e

t o d a s l a s

S S V ´ s .

C i e r r e d e

t o d a s l a s

W V ’ s .

C i e r r e d e

S S S V ´ s *

p o r p o z o .

C i e r r e d e

S S V p o r

p o z o .

C i e r r e d e

W V p o r

p o z o .

R e s t a b l e

c i m i e n t o

p a r a

a p e r t u r a

d e p o z o s

CausaAccionamiento estación manualESS/TSE en el TCP local. X X XAccionamiento estaciones manualesde paro ESS. X X X

Paro por Emergencia (por señal delSPE). X X X

Detección de fuego local (sistema detapón fusible). X X X

Baja presión suministro neumático PSLpor módulo. X X X

Baja presión suministro hidráulico PSL. X X X

Alta presión bajante (prueba oproducción) (por pozo) PSH.

X X X

Baja presión bajante (de prueba o

producción (por pozo) PSL.

X X X

Cierre de pozo desde TCP local (porpozo). X X X

Cierre de todos los pozos desde TCPlocal. X X X

Accionamiento de Restablecimiento delparo por emergencia (Local/SPE). X

* Las válvulas SSSV´s solo son aplicables a instalaciones marinas.

Tabla 2, Funciones de seguridad del TCP






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8.3.6 Para el caso de las instalaciones marinas, la secuencia de cierre de los pozos se debe realizar en lasiguiente forma:

a) Cierre de las Válvulas de Ala (WV’s).b) Cierre de la Válvula de Seguridad Superficial (SSV)c) Cierre de la Válvula de Seguridad Sub-superficial (SSSV).

8.3.6.1 Para el caso de las instalaciones terrestres, la función de cierre solo aplica a los incisos a) y b) delpunto 8.3.6.

8.3.7 El TCP debe permitir regular, el tiempo de cierre de la WV y la SSV, y el tiempo de la secuencia decierre de la SSV y SSSV.

8.3.8 Para el caso de las instalaciones marinas, la secuencia de apertura de pozos, se debe ejecutar conbase al procedimiento de apertura de pozos establecido por el área usuaria, en la siguiente forma:

a) Apertura de la (SSSV) a través del TCP local.b) Apertura de la (SSV).c) Apertura de las (WV´s).

8.3.8.1 Para el caso de las instalaciones terrestres, la función de apertura solo aplica a los incisos b) y c) delpunto 8.3.8.

8.4 Componentes del Sistema

8.4.1 Tablero de Contro l de Pozos Hidroneumático

Debe estar constituido por:

a) Gabinete del TCP.b) Sistema de control.

b.1) Sección maestra.b.2) Sección módulos de control.b.3) Sección de desvío.

c) Tablero de interfase.d) Unidad de suministro de potencia hidráulica.e) Sistema neumático de tapón fusible.f) Estaciones manuales de paro por emergenciag) Tubing, accesorios y etiquetas de identificación.

8.4.1.1 Gabinete del TCP8.4.1.1.1 Debe ser del tipo modular y contener la sección maestra, sección módulos de control, sección dedesvío y la unidad de suministro de potencia hidráulica. Debe ser tipo 12 de acuerdo con la NMX-J -235/1-ANCE-2000 y debe ser construido de lámina de acero inoxidable 316L, calibre 12, con acabado interior 2B yacabado exterior pulido espejo o también llamado "polished/brushed”.

8.4.1.1.2 Debe ser tipo auto soportado con patas, herrajes y soportes fabricados en acero inoxidable 316L ydiseñado para un ambiente altamente corrosivo y debe cumplir con Tipo 12 de acuerdo con la NMX-J -235/1-ANCE-2000.






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8.4.1.1.3 Debe ser diseñado, con una altura máxima de 1981 mm (78 pulgadas) y contar con puertas traseraspara servicio, las cuales deben cubrir completamente la altura del gabinete menos la orilla del empaque desello.

8.4.1.1.4 El número de puertas se debe determinar durante el diseño; el ancho de puerta no debe exceder los915 mm (36 pulgadas), las puertas se deben sellar con empaque y se deben mantener cerradas mediantecierres de 3 puntos para uso pesado, las puertas traseras deben tener bisagras removibles y topes de puertaajustables y deben permitir contener los componentes en forma integral. Las puertas del tablero deben tenermanivelas.

8.4.1.1.5 Los componentes montados dentro o en el TCP deben estar soportados firmemente. El TCP debecontar con orejas en la parte superior para su izaje.

8.4.1.2 Sistema de control

8.4.1.2.1 Debe ser tipo secuencial con enclavamientos y temporizadores neumáticos para operar lasválvulas de los pozos, de acuerdo a lo indicado en las Tablas 1 y 2, y Figura 1 del Anexo 12.1.

8.4.1.2.2 Se debe diseñar para operar uno o varios pozos de doble línea de flujo (prueba y producción) deacuerdo a lo que se indique en la hoja de datos del Anexo 12.4.

8.4.1.2.3 Debe tener la capacidad de operar con el tipo de gas que se especifique en la hoja de datos No 1del Anexo 12.3. Cuando se utilice gas amargo debe cumplir con la NACE MR0175/ISO 15156:2001.

8.4.1.2.4 Sección Maestra

a) Su función principal debe ser la de operar de manera automática y con protección uno o todos los pozos

cuando uno o todos los módulos de control se desmontan para mantenimiento.

8.4.1.2.5 Sección módulos de control

a) Su función principal debe ser la de operar normalmente de manera automática y segura cada uno de lospozos. Las válvulas de ala WV’s y superficiales SSV’s se deben abrir y cerrar desde el módulo de controldel pozo de manera local y solo cerrar de manera remota desde un SDMC a través del Tablero deInterfase.

b) Se debe contar con el número de módulos para controlar el número de pozos de acuerdo a lo especificadoen la hoja de datos del Anexo 12.4.

c) Se deben de proporcionar con agarraderas permanentes localizadas en el frente de cada módulo.d) Deben ser del tipo modular, fácilmente intercambiables por la parte frontal del TCP y contar con los

instrumentos para indicación y control de tal manera que se facilite el acceso para su mantenimiento, la

falla de un modulo no debe afectar la operación de los otros módulos.e) Cada módulo de control debe incluir los siguientes componentes:e.1) Relevador de restablecimiento (del tipo jalar para abrir) para la SSSV, SSV y para cada WV.e.2) Manómetros para medición de presión de salida de cada una de las válvulas.e.3) Interruptores neumáticos (pilotos) de alta presión PSH y baja presión PSL para las líneas de flujo de

prueba y producción de acuerdo con el requerimiento que se indique en la hoja de datos No 1 del TCP, y deben contar con dial o escala indicadora y perilla de ajuste en la parte frontal.

e.4) Manómetros para medición de presión en cada una de las líneas de flujo (prueba y producción).e.5) Válvula selectora principal para prueba de los pilotos, que permita que los relevadores de la válvula

SSSV, y SSV se disparen sin que haya un cierre de pozo. Debe permitir que se ajusten las






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presiones de los pilotos mediante una fuente externa, y permitir el ajuste de los tiempos de cierre delas válvulas.e.6) Manómetro para verificar el retardo del cierre de la SSSV.e.7) Válvulas de prueba individuales para aplicar la presión de prueba a los interruptores neumáticos

(pilotos).e.8) Válvulas de desvío individuales para cada juego de interruptores neumáticos (pilotos) de las líneas

de flujo de prueba y producción, de acuerdo con el requerimiento que se indique en la hoja de datosNo 1 del TCP, que permitan poner a su respectiva línea de flujo fuera de servicio sin afectar laoperación de la otra línea de flujo.

e.9) Válvula de seguridad (PSV) en la línea de salida hidráulica del TCP hacia la válvula (SSSV), paraaliviar el exceso de presión de esta línea producido por el incremento de la temperatura ambiente.

f) Cada módulo de control debe incluir la siguiente lógica de apertura manual de pozo:f.1) El relevador SSSV se debe jalar y asegurar con un perno su posición, para permitir que el fluido

hidráulico abra la SSSV.f.2) El relevador de la válvula superficial SSV se debe jalar y asegurar con un perno su posición, para

abrir la válvula Superficial.f.3) El relevador de la válvula de ala WV se debe jalar y asegurar con un perno su posición, para abrir

así la válvula de ala.f.4) Una vez que las condiciones de presión del pozo sean normales, los pernos de aseguramiento se

deben botar, dejando al pozo abierto y en condiciones seguras de operación por si solo, sinnecesidad de un operador al frente.

f.5) La válvula Superficial SSV se debe permitir abrir “Asegurada y mantenida abierta” sin abrir la válvulasub-superficial SSSV. Esta característica debe permitir dar servicio al pozo sin abrir la válvula SSSV.Para hacerlo, el relevador de la válvula SSV debe ser jalado y asegurado. El TCP debe ser atendidopor un operador durante este modo, esto en el caso de que en alguna emergencia la válvulaSuperficial podrá ser cerrada manualmente desde el TCP.

f.6) La señal remota de restablecimiento de paro de emergencia debe estar presente para abrir

manualmente el pozo.f.7) Para la apertura de la válvula (SSSV) se debe considerar la lógica neumática que asegure lacondición previa de cierre de la válvula de Ala (WV).

g) Cada módulo debe incluir la siguiente lógica de cierre manual de pozo:g.1) El relevador de restablecimiento de la WV se debe presionar para que la válvula de ala se cierre

inmediatamente.g.2) El relevador de restablecimiento de la SSV se debe presionar para que la válvula de ala WV se

cierre inmediatamente y 20 segundos después de esto, se debe cerrar la válvula superficial SSV.g.3) El relevador de restablecimiento de la SSSV se debe presionar para que la WV se cierre

inmediatamente, 20 segundos después se debe cerrar la SSV y 60 segundos después de esto, sedebe cerrar la SSSV.

8.4.1.2.6 Sección de desvíos

a) Debe permitir la operación de manera manual de uno o todos los pozos.b) Se debe proporcionar una válvula de desvío montada al frente del tablero para cada una de las válvulas del

pozo.c) Se debe suministrar el arreglo neumático, para facilitar el mantenimiento al sistema de desvío de manera

independiente sin afectar la seguridad y protección del pozo o pozos.

8.4.1.3 Tablero de Interfase

8.4.1.3.1 Se debe diseñar y proporcionar para adherirse al TCP. En este tablero, se lleva a cabo laconversión de señales de neumático a eléctrico.






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8.4.1.3.2 El Tablero de Interfase se debe diseñar para realizar el monitoreo y operación de forma remota del TCP, desde un Sistema Digital de Monitoreo y Control SDMC (Comunicación bidireccional para monitoreo delestado de válvulas y cierre de pozos) y para recibo de señal de paro del Sistema Instrumentado de Seguridadde la instalación.

8.4.1.3.3 En el tablero de interfase se debe montar la siguiente instrumentación de interfase eléctrica:

a) Interruptor de Estado de Lazo de las estaciones manuales de paro (ESS) y del sistema de tapón fusible(TSE).

b) Interruptor de presión de Estado de Bajo suministro de Gas.c) Interruptor de presión de Estado de Baja presión Hidráulica.d) Interruptor de presión de Estado de la Posición de SSSV (por pozo).e) Interruptor de presión de Estado de la Posición de SSV (por pozo).f) Interruptor de presión de Estado de la Posición de WV-A (Producción por pozo).g) Interruptor de presión de Estado de la Posición de WV-B (Prueba por pozo).h) Interruptor de presión de Estado de Bajo Nivel Hidráulico en el Tanque de reserva.i) Válvula solenoide para cierre total de pozos, por señal proveniente del Sistema de Paro de Emergencia

(SIS). j) Válvula Solenoide Dual de Apertura Remota de WV-A (Válvula de Ala línea de producción por pozo). Con

pérdida de la señal de apertura, se queda en la última posición la válvula de Ala.k) Válvula Solenoide Dual de Apertura Remota de WV-B (Válvula de Ala línea de prueba por pozo). Con

pérdida de la señal de apertura, se queda en la última posición la válvula de Ala.l) Válvula Solenoide Dual de Apertura Remota de SSV (Válvula Superficial por pozo). Con pérdida de la

señal de apertura, se queda en la última posición la válvula Superficial.

8.4.1.3.4 Instrumentación del Tablero de Interfase

Debe cumplir con lo siguiente:

a) Las válvulas solenoide deben incluir una válvula de bola de cuatro vías montada en el tablero hacia elpozo, esto para propósitos de mantenimiento o prueba.

b) Los puertos de venteo de las válvulas solenoides se deben conectar a un cabezal de tubería de 51 mm (2pulgadas) de diámetro como mínimo, que debe salir de los límites del tablero para conectarse a un lugarseguro.

c) Los interruptores de presión deben incluir válvulas de de tres vías.d) Los interruptores de presión y solenoides se deben cablear a tablillas terminales.e) Los interruptores de presión deben ser del tipo doble polo doble tiro (SPDT).f) Las válvulas solenoide deben tener bobinas de 24 VDC de bajo consumo de potencia eléctrica. g) La válvula solenoide para el cierre total de pozos a través del Sistema de Paro de Emergencia (SIS), debe

contar con certificación TÜV para aplicaciones de funciones de seguridad con el nivel SIL que resulte del

estudio de análisis de riesgo de la instalación y estar interconectada a la red de estaciones manuales deparo de emergencia con su etiqueta de identificación.

8.4.1.3.5 El Tablero de Interfase debe tener el tamaño en largo, profundidad y altura para alojar lainstrumentación requerida para cada pozo y debe estar conectado al TCP. El proveedor debe suministrar elvalor del peso estimado del tablero de Interfase en kilogramos.8.4.1.3.6 El gabinete que contiene en su interior al tablero de Interfase debe ser Tipo 12 de acuerdo con laNMX-J -235/1-ANCE-2000 y debe ser construido de lámina de acero inoxidable 316L, calibre 12, con acabadointerior 2B y acabado exterior pulido espejo o también llamado "polished/brushed” y ser tipo auto soportado conpatas, herrajes y soportes fabricados en acero inoxidable 316L y diseñado para un ambiente altamentecorrosivo. La caja del tablero de interfase debe ser nema 7 o equivalente y se debe construir de material de






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aluminio libre de cobre con protección exterior de PVC e interior de uretano, debe contener todos suscomponentes en forma integral, y debe estar soportado mediante tornillos de acero inoxidable.

8.4.1.3.7 La instrumentación y los dispositivos eléctricos a emplearse en el tablero de interfase, deben estarclasificados para operar en áreas Clase 1, Div. 2 Grupos C y D de acuerdo con la NRF-036-PEMEX-2003 ydeben soportar ambiente marino y ser de bajo consumo eléctrico para operar con un suministro eléctrico de 24VDC. Se deben suministrar con la certificación respectiva emitida por UL, FM y/o CSA o equivalente.

8.4.1.3.8 Debe incluir el riel para el montaje de las tablillas terminales y montaje de accesorios de materialgalvanizado o tropicalizado para resistir ambiente corrosivo.

8.4.1.3.9 El tablero de interfase debe proveerse con medios para conexión interna mediante un conectormecánico atornillable del tipo uña con tornillo para un conductor de puesta a tierra del tablero, y así interconectar éste al sistema de protección a tierra de la instalación.

8.4.1.3.10 La conducción de señales eléctricas en el tablero de interfase debe cumplir con lo siguiente:

a) Para señales discretas, se debe utilizar cable monopolar de cobre suave estañado, calibre 14 AWG oequivalente, con aislamiento tipo THW-LS, tensión de operación 600V y temperatura de operación 348,15K (75°C).

b) Se deben utilizar accesorios y tubería conduit cédula 40, de aluminio libre de cobre con recubrimientoexterno de PVC e interno de uretano, Clase 1, Div.2, Grupos C y D, el diámetro mínimo a emplear para latubería conduit debe ser de 19 mm (¾ de pulgada) y el máximo de 51 mm (2 pulgadas); el número máximode conductores, factor de relleno y código de colores a aplicar debe estar de acuerdo a la NOM-001-SEDE-2005, incluye soportería estructural.

c) Las cajas de interconexión, cajas de conexiones, cajas de registro y demás accesorios eléctricos utilizadospara la conducción de señales eléctricas deben ser de aluminio libre de cobre con recubrimiento externo

de PVC e interno de uretano a prueba de explosión, clase 1, Div. 2, Grupo “C” y “D”. Las interconexionesde señales eléctricas deben ser confinadas en una caja de interconexión, con conexiones roscadassuficientes para las señales de entrada y salida; además en estas cajas se debe dejar dos conexionesroscadas con tapón (de repuesto) y cuyo diámetro será igual al máximo empleado, se deben incluir:tablillas terminales que deben ser del tipo “punto de conexión por presión” utilizando muelle de acerorecubierto de cromo-níquel con aislamiento de nylon de alta densidad (auto extinguible, resistente a laflama y al envejecimiento) para la fijación mecánica de los conductores.

d) Tanto las tablillas terminales como los conductores se deben identificar con etiquetas del tipotermocontráctil para este fin (no se acepta el uso de cinta adhesiva empleando tinta indeleble).

8.4.1.4 Unidad de suministro de potencia hidráulica

8.4.1.4.1 El TCP debe contar con una unidad de suministro de potencia hidráulica a los módulos de control,

alojada en el gabinete del TCP y debe incluir lo siguiente:a) Un tanque de almacenamiento hidráulico, de acero inoxidable 316L. La capacidad del tanque de

almacenamiento hidráulico debe ser el doble de la capacidad del fluido requerido por los actuadores, conmirillas exteriores de nivel, filtro de llenado, puerta para limpieza exterior, arrestador de flama, interruptorde bajo nivel y válvula de drenado de 12,7 mm (½ pulgada) NPT, con respiradero. Debe ser de fácil accesopara el llenado.

b) Dos bombas de accionamiento neumático, para el tipo de gas especificado en las hojas de datos (unaprincipal y otra de relevo con dispositivo para acción manual), cada bomba se debe proporcionar con susfiltros de succión, válvulas de bloqueo de succión y descarga, válvulas de retención de descarga y unaválvula de alivio de la presión de descarga. El proveedor debe efectuar y proporcionar los cálculos para






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determinar la capacidad del flujo de las bombas, basados en los tiempos máximos permisibles para abrirlas válvulas de todos los pozos después de haberse efectuado un paro o cierre de todos los pozos.c) Cada bomba debe ser proporcionada con un regulador de control de presión montado en el frente del TCP.

El cabezal de descarga hidráulica común a ambas bombas debe estar equipado con un manómetromontado en el TCP y un acumulador de 1,892 litros, para ser precargado con Nitrógeno.

d) El cabezal de descarga hidráulica debe estar equipado con un regulador e interruptor neumático (pilotoregulador) de baja presión, ajustado a la presión manométrica mínima requerida para mantener abierta laválvula (SSSV), de acuerdo a las condiciones de operación de los pozos, cuando la presión disminuya pordebajo de este valor se debe ejecutar un cierre completo de pozos. Este interruptor neumático debe serajustable si así lo requieren los actuadores de la válvula sub-superficial.

e) El proveedor debe tomar en cuenta los siguientes datos para el dimensionamiento de la Unidad deSuministro Hidráulico para accionar las válvulas Sub-Superficiales:e.1) Presión de suministro Neumático de gas para la activación de las bombas: 172,4 - 862 kPa

manométricos (1,75 - 8,8 kg/cm2 manométricos).e.2) Presión nominal de salida de la bomba: Ajustada a los valores mínimos y máximos de la potencia

hidráulica de la bomba, mismos que se deben indicar en la hoja de datos No. 1 del anexo 12.4 deeste documento.

f) Tubing de acero inoxidable y accesorios, de acuerdo con el numeral 8.4.1.5 de este documento.

8.4.1.5 Tubing, accesorios y etiquetas de identificación

8.4.1.5.1 El tubing debe ser sin costura de acero inoxidable como se indica a continuación:

a) Austenítico de acuerdo a ASTM A269 TP316L (UNS S31603) o equivalente, con tratamiento térmico derecocido de solubilización y la limpieza del tubing debe cumplir con lo indicado en los párrafos 6 y 13 delASTM A 269 o equivalente. El tubing de este grado instalado fuera del gabinete del TCP debe contar conuna cubierta de material de hule el cual debe ser aplicado al mismo, por medio de calor y azufre a alta

presión (vulcanizado), de manera que asegure su total adherencia y conserve la elasticidad requerida aldoblez del tubing.b) Duplex de acuerdo con ASTM A789/A 789M UNS S32707 o equivalente, el tratamiento térmico, debe

cumplir con lo indicado en párrafo 6 y tabla 2 del ASTM A 789/A 789M o equivalente y el marcado se deberealizar de acuerdo con el párrafo 31.1 del ASTM A 1016/ 1016M o equivalente, la limpieza del tubing debecumplir con lo indicado en el párrafo 13 del ASTM A 789/A 789M o equivalente.

c) Duplex de acuerdo con ASTM A 789/A 789M UNS S32750 o equivalente, el tratamiento térmico, debecumplir con lo indicado en párrafo 6 y tabla 2 del ASTM A 789/A 789M o equivalente y el marcado se deberealizar de acuerdo con el párrafo 31.1 del ASTM A 1016/ 1016M o equivalente, la limpieza del tubing debecumplir con lo indicado en el párrafo 13 del ASTM A 789/A 789M o equivalente.

El suministro del tubing y sus accesorios debe ser de acuerdo a la especificación del proyecto.

Antes de su instalación, el interior se debe limpiar con aire a presión. Se debe instalar de manera que seafácilmente desmontable durante las rutinas de mantenimiento. Las trayectorias del tubing con dos (2) líneas omás se deben sujetar mediante abrazaderas de acero inoxidable, no se permite el uso de tubería aplastadacomo abrazadera o soporte del tubing

8.4.1.5.2 Los siguientes tamaños y espesores de tubing se deben usar en la instalación e interconexión delos sistemas neumáticos e hidráulicos:






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ServicioDiámetro de Tubing de acero inoxidable 316L y

Espesor de la Pared

Suministro Principal de Gas 12,7 mm (½ pulgada), 0,889 mm (0,035 pulgadas).

Cabezal de gas a 344,74 kPa (3,51 kg/cm2)manométricos. Control lógico neumático. 9,52 mm (3/8 pulgada), 0,889 mm (0,035 pulgadas).

Cabezal de gas 689,5 kPa (7 kg/cm2) manométricos. Tablero de control de pozos. 12,7 mm (½ pulgada), 0,889 mm (0,035 pulgadas).

Del Cabezal de gas 689,5 kPa (7 kg/cm2)manométricos a los módulos de control. 9,52 mm (3/8 pulgada), 0,889 mm (0,035 pulgadas).

Lazos de estaciones manuales (ESS) / Sistema detapón fusible (TSE). 9,52 mm (3/8 pulgada), 0,889 mm (0,035 pulgadas).

Suministro de Gas a las Bombas. 9,52 mm (3/8 pulgada), 0,889 mm (0,035 pulgadas).

Cabezal de suministro a SSSV (Sub-Superficial). 6,35 mm (1/4 pulgada), 1,65 mm (0,065 pulgadas).

Cabezal de Retorno SSSV. 6,35 mm (1/4 pulgada), 1,65 mm (0,065 pulgadas).

Venteo de Bombas, módulos. 12,7 mm (½ pulgada), 0,889 mm (0,035 pulgadas).

Líneas de Venteo de la válvula Superficial (SSV). 9,52 mm (3/8 pulgada), 0,889 mm (0,035 pulgadas).

Línea a Manómetros. 6,35 mm (1/4 pulgada) (espesor de pared como serequiera).

Líneas de control internas de bajo volumen. 6,35 mm (1/4 pulgada) (espesor de pared como serequiera).

Líneas de monitoreo de la Línea de Flujo (producción y

prueba).

6,35 mm (1/4 pulgada), 1.65 mm (0.065 pulgadas)

8.4.1.5.3 Los conectores para los servicios hidráulicos y/o neumáticos y sus accesorios deben ser de aceroinoxidable 316 del tipo compresión con doble sello y conexiones NPT; las conexiones de entrada y salida al TCP deben ser claramente etiquetadas; las conexiones NPT del tubing deben utilizar cinta teflón.

8.4.1.5.4 Las botellas de cámaras de condensación deben estar montadas con el puerto de entrada haciaabajo.

8.4.1.5.5 Cada módulo de control de pozo debe incluir válvulas de aislamiento, permitiendo así remover elmódulo sin afectar otros módulos de TCP.

8.4.1.5.6 El TCP debe incluir dos juegos de filtros reguladores duales para el tipo de gas especificado en lashojas de datos, ajustados a 344,74 kPa (3,51 kg/cm2) y 689,5 kPa (7 kg/cm2) manométricos para desarrollar lalógica del TCP y las salidas asociadas. Cada regulador debe estar equipado con una válvula de auto-drenado.

8.4.1.5.7 El suministro neumático de cada sistema regulado deben incluir un indicador de presión montadoen el TCP.

8.4.1.5.8 El cabezal de suministro de gas a 689,5 kPa (7 kg/cm2) manométricos, debe estar equipado con uninterruptor neumático (piloto) de baja presión, ajustado a 551,6 kPa (5,6 kg/cm²), que debe realizar un cierrecompleto de los pozos en el evento de que la presión alcance su punto de ajuste.






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8.4.1.5.9 Los interruptores neumáticos (pilotos) de alta o baja presión de cada línea de flujo (Lado Aproducción y Lado B prueba) de cada pozo, deben ser con elemento sensor tipo pistón o diafragma de acuerdocon el requerimiento del usuario indicado en la hoja de datos, de cuerpo compacto de acero inoxidable 316 yestarán integrados a cada módulo de control.

8.4.1.5.10 Los componentes en contacto con el fluido de proceso deben ser de acero inoxidable 316 y paraservicio de gas amargo se debe cumplir con NACE MR0175/ISO 15156:2001 y aquellos en contacto con elsistema hidráulico de acero inoxidable 316.

8.4.1.5.11 Los accesorios de conexión, válvulas y dispositivos en el TCP que estén en contacto con el fluidode potencia de gas residual de B.N. deben ser de acero inoxidable 316, cuando se especifique gas amargocomo fluido de potencia deben ser de acero inoxidable 316 y cumplir con NACE MR0175/ISO 15156:2001.8.4.1.5.12 Los venteos de los relevadores y bombas, entre otros, se deben conducir por tuberías individualesa un cabezal de venteo de mínimo 38 mm (1½ pulgadas) de diámetro.

8.4.1.5.13 El TCP debe estar diseñado para proporcionar a las válvulas sub-superficiales SSSV, un suministrohidráulico conforme a lo indicado en la hoja de datos No. 1 del anexo 12.4.

8.4.1.5.14 Dentro de la sección maestra del TCP, se deben incluir válvulas de aislamiento para losmanómetros, reguladores, el interruptor de bajo nivel, interruptores neumáticos (pilotos) de presión, el relevadordel lazo de las estaciones manuales de paro de emergencia ESS y para el acumulador.

8.4.1.5.15 Se debe instalar un arrestador de flama para el recipiente de aceite hidráulico y otro en el techo delgabinete del TCP.

8.4.1.5.16 El TCP debe incluir una válvula de bola de tres vías y conexiones de prueba de manera que unafuente de presión exterior pueda aplicarse para probar los interruptores neumáticos de presión alto/bajo (pilotos)

PSHL de cada módulo.

8.4.1.5.17 El TCP debe proporcionar un suministro neumático de 344,74 kPa manométricos (3,51 kg/cm2 manométricos) para desarrollar la lógica neumática interna y para la red de tapones fusible y estaciones deparo de emergencia.

8.4.1.5.18 Los dispositivos e instrumentos para indicación o control, incluyendo conectores pasamuros,montados en el frente y en la parte interior de las secciones del TCP y tablero de interfase deben teneretiquetas de identificación, las cuales deben cumplir con lo siguiente:

a) Escritas en idioma español y de acuerdo con el servicio funcional del mismo.b) Construidas usando grabado inverso 2-plex.c) Ser biseladas completamente.

d) Estar correctamente dimensionadas y centradas.e) Firmemente atornilladas con placa de melamina (tornillo y arandela de presión en acero inoxidable 316).

8.4.1.5.19 La instrumentación suministrada e instalada en los tableros, debe contar con una placa deidentificación de acero inoxidable adherida en forma permanente con la siguiente información grabada:

a) Identificación.b) Servicio.c) Rango.d) Marca/modelo.e) Número de serie.






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8.4.2 Tablero de Control de Pozos Electrohidráulico .Debe estar constituido por:

a) Gabinete del TCP.b) Sistema de control.c) Unidad de suministro de potencia hidráulica.d) Sistema hidráulico de tapón fusible.e) Sistema de fuerza ininterrumpible.f) Estaciones manuales de paro por emergencia.g) Instrumentación de campo.h) Conducción de señales eléctrica.i) Tubing, accesorios y etiquetas de identificación.

8.4.2.1 Gabinete del TCP

8.4.2.1.1 Debe conformarse de dos secciones separadas; una para alojar todos la sección hidráulica cuyogabinete debe ser tipo 12 de acuerdo con la NMX-J -235/1-ANCE-2000 y debe ser construido de lámina deacero inoxidable 316L, calibre 12, con acabado interior 2B y acabado exterior pulido espejo o también llamado"polished/brushed”, y otra para alojar a la sección electrónica cuyo gabinete debe ser tipo 4x de acuerdo con laNMX-J -235/1-ANCE-2000 y debe ser construido de lámina de acero inoxidable 316L, calibre 12, con acabadointerior 2B y acabado exterior pulido espejo o también llamado "polished/brushed”. Debe cumplir con losnumerales 8.4.1.1.2, 8.4.1.1.4 y 8.4.1.1.5 de este documento, y contar con puertas traseras para servicio, lascuales deben cubrir completamente la altura del gabinete menos la orilla del empaque de sello. No debe ser deltipo modular. Así mismo, las dimensiones máximas del TCP deben ser la que se establezcan en la ingeniería dediseño de la instalación. Debe contener material higroscópico para absorber la humedad interior.

8.4.2.1.2 El gabinete del TCP debe consistir de dos secciones totalmente separadas, una para alojar elsistema de control (Electrónica Programable) con todos sus componentes (Ver Anexo 12.2), con la IHMmontada en el frente de esta sección, y en la otra sección se debe ubicar la unidad de suministro de potenciahidráulica con todos sus componentes, en el frente de esta sección se deben instalar los indicadores, selectoresy botones para operación local manual de la apertura y cierre de todas las válvulas de los pozos, mismos quedeben estar configurados en la IHM.

8.4.2.1.3 Se deben instalar tablillas terminales o borneras tipo clema, para interconectar el sistema decontrol con las señales de campo. Se deben incluir los accesorios para su instalación. Se debe considerar el 30por ciento de clemas adicionales como reserva. Todas las tablillas terminales en el tablero deben estarclaramente identificadas, los cables se deben identificar en ambos extremos con identificadores intercambiables(cinturones de PVC plastificados).

8.4.2.1.4 Cuando la alimentación eléctrica al TCP sea con nivel de voltaje de 127 VCA 60 Hz, se debensuministrar fuentes de poder con salida a 24 VCD regulables y tolerantes a falla para alimentación de CPU’s,módulos de comunicación, módulos de entrada/salida, y fuentes de alimentación y la instrumentación de campocon señal discreta (solenoides) para el TCP. Las cargas de las fuentes de poder no deben ser mayores del 50por ciento del nivel de capacidad.8.4.2.1.5 El proveedor debe considerar que el cableado con nivel de voltaje 24 VCD y menores debeconducirse por rutas independientes al cableado con mayor nivel de voltaje.

8.4.2.1.6 Cuando en la hoja de datos anexa se especifique gabinete presurizado con aire de purga, estedebe contener todos los accesorios necesarios para mantener una buena presurización, a pérdida de la presiónde sello se debe tener una indicación de alarma local y en el SDMC de la instalación de aplicar, el proveedor






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debe garantizar el sello hermético en cada uno de los instrumentos montados en el tablero. El proveedor debeconsiderar los filtros y accesorios necesarios para garantizar un aire limpio y libre de polvo y gases corrosivosque pudieran presentarse y afectar el equipo dentro del tablero.

8.4.2.2 Sistema de control

8.4.2.2.1 Electrónica programable

Debe cumplir con los requerimientos técnicos que se establecen en el Anexo 12.2 de este documento,adicionalmente debe cumplir con los siguientes requisitos técnicos: a) Debe estar constituida a base de microprocesadores de alta disponibilidad e integridad, cuyas funciones

deben ser: operar, monitorear y proteger de una manera segura el o los pozos, debiendo permitir laoperación dual (automática/manual y local/cierre remoto); por diseño, debe contar con una probabilidad defalla en demanda de acuerdo con el estudio de análisis de riesgo de la instalación y cumplir con las IEC61508-2:2000 y IEC 61508-3:1998, mediante la presentación del certificado de aprobación emitido por TÜV, y contar con redundancia en sus elementos críticos como unidad de control, fuente de alimentación einterfase de comunicación, debe cumplir con el nivel de integridad requerido por el análisis de riesgo de lainstalación.

b) Debe recibir, procesar y enviar las señales indicadas en las tablas 1 y 2, provenientes de transmisores decampo.

c) La tubería conduit, el cable, conexiones y trabajos para la interconexión de la instrumentación de campo yde la Electrónica Programable deben ser suministrados por el proveedor del TCP.

d) Debe incluir los programas de configuración y sistema operativo para trabajar en ambiente “Windows”.e) El software y la programación deben ser suministrados en idioma español, con opción para idioma inglés.

Todas las unidades de medidas presentadas en los desplegados gráficos deben estar conforme a la NOM-008-SCFI-2002. Todos los letreros o etiquetas del sistema de instrumentación y control deben escribirse enidioma español.

f) Debe tener la capacidad de transmitir mediante canales de comunicación redundante hacia una instalaciónremota todas las funciones monitoreo y de operación segura según lo definido en la Tabla 1 de estedocumento.

g) El sistema debe permitir ser reconfigurado en línea mediante claves de acceso sin afectar o comprometerla seguridad del proceso; así mismo debe permitir ser reparado en línea sin afectar la operación delsistema.

8.4.2.2.2 Unidad de sumini stro de potencia hidráulica

Debe cumplir con el numeral 8.4.1.4 de este documento, excepto el numeral 8.4.1.4.1.b, adicionalmente debecumplir con lo siguiente:

Contar con dos bombas de accionamiento eléctrico, adecuadas para la clasificación de áreas y el voltaje

especificado en las hojas de datos (una principal y otra de reserva con dispositivo para acción manual), cadabomba se debe proporcionar con sus filtros de succión, válvulas de bloqueo de succión y descarga, válvulas deretención de descarga y una válvula de alivio de la presión de descarga. El proveedor debe efectuar yproporcionar los cálculos para determinar la capacidad y presión de descarga de las bombas, basados en lostiempos máximos permisibles para abrir las válvulas de todos los pozos después de haberse efectuado un paroo cierre de todos los pozos.

8.4.2.2.3 Sistema de fuerza ininterrumpible (SFI)

a) Cuando se requiera, el sistema de control se debe suministrar con un sistema de fuerza ininterrumpible(SFI)) del tipo doble conversión en línea para servicio continuo, de tecnología ferroresonante o de






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modulación de ancho de pulso (PWM) con capacidad suficiente para suministrar energía eléctrica reguladaen voltaje y frecuencia para toda la carga eléctrica al sistema de control, conforme al tiempo de respaldoespecificado en la hoja de datos y debe cumplir con los requerimientos indicados en el Anexo 12.2(Electrónica programable) de este documento.

b) El SFI debe estar formado por baterías de tipo NiCd selladas; rectificador/cargador de baterías AC/DC;inversor DC/AC, con pantalla de despliegue local para la indicación de valores de: voltaje, corriente,frecuencia de entrada, voltaje y corriente en banco de baterías, voltaje, corriente y frecuencia a la salida delinversor. Debe estar comunicada con el sistema de control del TCP para monitoreo del estado del sistema,a través de un puerto RS-485 y protocolo de comunicación Modbus RTU de acuerdo a la NRF-046-PEMEX-2003.

8.4.2.2.4 Instrumentación de campo

a) Las válvulas del pozo deben abrirse manualmente desde el frente del TCP usando selectores manuales dedos posiciones para abrir/cerrar físicos y también, configurados en la IHM.

b) Se debe configurar un selector de desvío en la IHM para cada válvula del pozo en la Sección de Desvíosdel TCP.

c) Las válvulas de ala WV’s y la superficial SSV, deben operar en forma local a través de selectoresmanuales configurados en la IHM o remotamente a través de un enlace de telecomunicaciones (señal víaradio, entre otras) desde el SDMC de la instalación.

d) Se debe contar con un transmisor de presión con indicación local para monitoreo y control por alta y bajapresión (configurados en la Electrónica Programable como PSH y PSL) para cada línea de flujo deproducción o prueba. Cada transmisor de presión detectará la presión corriente abajo de la válvula de ala,al alcanzar cualquiera de estos dos límites se iniciará la secuencia de cierre de las válvulas del pozo.

e) Los transmisores electrónicos de presión para protección de alta o baja presión de cada línea de flujo(Lado A producción y Lado B prueba) de cada pozo y en el cabezal de descarga hidráulica de la unidad depotencia hidráulica, deben ser tipo diafragma, de cuerpo de acero inoxidable 316 de acuerdo a la

clasificación eléctrica indicada en la hoja de datos.f) Todos los componentes en contacto con el fluido de proceso no amargo deben ser de acero inoxidable316 y para servicio de gas amargo deben cumplir con los requerimientos de la NACE MR0175/ISO15156:2001. Los transmisores en contacto con el sistema hidráulico deben ser de acero inoxidable 316.

g) Los transmisores electrónicos de presión deben incluir una válvula de bola de tres vías y conexiones deprueba de manera que se permita aplicar una presión para calibrarlos.

h) Toda la instrumentación y control debe ser suministrada para instalación a la intemperie y de acuerdo conla clasificación de área eléctrica especificada en las hojas de datos del TCP.

8.4.2.2.5 Conducción de señales eléctricas

a) Para cada señal eléctrica analógica, se debe utilizar cable de par trenzado de cobre suave estañado,cubierto con poliéster aluminizada e hilo drene de cobre suave estañado, calibre 2X16 AWG o equivalente,

con aislamiento de PVC, tensión de operación 600V y temperatura de operación 75°C.

b) Para cada señal eléctrica discreta, se debe utilizar cable monopolar de cobre suave estañado, calibre 14AWG o equivalente, con aislamiento tipo THW-LS, tensión de operación 600V y temperatura de operación75°C.

c) Para la conducción de señales eléctricas se debe utilizar accesorios y tubería conduit cédula 40, dealuminio libre de cobre con recubrimiento externo de PVC e interno de uretano, para aplicación en áreaClase 1, Div. 2, Grupos C y D, el diámetro mínimo a emplear para la tubería conduit debe ser de 19 mm (¾de pulgada) y el máximo de 51 mm (2 pulgadas); el número máximo de conductores, factor de relleno y






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código de colores a aplicar debe estar de acuerdo a la NOM-001-SEDE-2005, incluye soporteríaestructural.d) Las cajas de interconexión, cajas de conexiones, cajas de registro y demás accesorios utilizados para la

conducción de señales eléctricas deben ser de aluminio libre de cobre con recubrimiento externo de PVCe interno de uretano a prueba de explosión, para área clase 1, Div. 2, Grupo C y D. Las señales eléctricasdeben ser confinadas en una caja de interconexión, con conexiones roscadas suficientes para lasentradas/salidas de las señales; además en estas cajas se debe dejar dos conexiones roscadas con tapón(de repuesto) y cuyo diámetro será igual al máximo empleado. Se deben incluir tablillas terminales quedeben ser del tipo “punto de conexión por presión” utilizando muelle de acero recubierto de cromo-níquelcon aislamiento de nylon de alta densidad (auto extinguible, resistente a la flama y al envejecimiento) parala fijación mecánica de los conductores.

e) Tanto las tablillas terminales como los conductores deben estar identificados con etiquetas del tipotermoretráctil para este fin (no se acepta el uso de cinta adhesiva empleando tinta indeleble).

8.4.2.2.6 Tubing, accesorios y etiquetas de identificación

a) Debe cumplir con los numerales 8.4.1.5.1 y 8.4.1.5.3 de este documento.b) Los siguientes tamaños y espesores de tubing se deben usar en la instalación e interconexión de los

sistemas neumáticos e hidráulicos:

ServicioDiámetro de tubing de acero inoxidable 316L y

espesor de la pared

Suministro Principal de aceite. 12,7 mm (½ pulgada), 0,889 mm (0,035 pulgadas).

Cabezal de aceite a 344,74 kPa (3,51 kg/cm2) manométricos. 9,52 mm (3/8 pulgada), 0,889 mm (0,035 pulgadas).

Sistema de tapón fusible (TSE). 9,52 mm (3/8 pulgada), 0,889 mm (0,035 pulgadas).

Cabezal de Suministro y Retorno SSV y WV. 6,35 mm (1/4 pulgada), 0,889 mm (0,035 pulgadas)

Cabezal de suministro a SSSV (Sub-Superficial). 6,35 mm (1/4 pulgada), 1,65 mm (0,065 pulgadas).

Cabezal de Retorno SSSV. 6,35 mm (1/4 pulgada), 1.65 mm (0,065 pulgadas).

Línea a Manómetros6,35 mm (1/4 pulgada) (espesor de pared como serequiera)

c) Los dispositivos e instrumentos para indicación o control, incluyendo conectores pasamuros, montados en

el frente y en la parte interior de las secciones del TCP deben tener etiquetas de identificación, las cualesdeben cumplir con el numeral 8.4.1.5.18 de este documento.d) Toda la instrumentación, debe contar con una placa de identificación de acero inoxidable adherida en

forma permanente conforme al numeral 8.4.1.5.19 de este documento.8.4.3 Estaciones manuales de paro de emergencia

8.4.3.1 Estaciones manuales de paro de emergencia eléctricas

8.4.3.1.1 El sistema del TCP debe incluir botones manuales de contacto eléctrico sostenido de paro poremergencia protegidos y herméticamente sellados, del tipo jalar para accionar, ubicados estratégicamentedentro de la instalación como se indican en la Figura 2. En el SPE se debe configurar un botón para restablecer






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las condiciones que envían a cierre los pozos, siempre y cuando estas condiciones ya hayan sido restablecidase inspeccionadas en campo.

8.4.3.2 Estaciones manuales de paro de emergencia neumáticas

8.4.3.2.1 El sistema del TCP debe incluir un sistema de estaciones de paro de emergencia neumáticasprotegidas (válvulas), ubicadas estratégicamente dentro de la instalación como lo indica la Figura 1. Estesistema debe estar interconectado con el sistema de tapón fusible.

8.4.4 Sistema de Tapón Fusib le

8.4.4.1 El sistema de tapón fusible, debe proteger el área de pozos por presencia de fuego, considerando unrango de temperatura de 34315 K a 411,15 K (70 °C a 138 °C). El material del cuerpo del tapón debe ser deacero inoxidable 316 y debe contener una aleación de bajo punto de fusión; para instalaciones marinas debeser un sistema neumático y su instalación debe cumplir con C.1.2 de la ISO 10418:2003 y conforme a la figura1 de este documento; y para instalaciones terrestres debe ser un sistema hidráulico, el fluido hidráulico deberetornar al recipiente del suministro hidráulico del tablero de control de pozos.

8.4.5 Unidad de prueba hidráulica portátil

8.4.5.1 Se debe incluir una (1) unidad de prueba hidráulica portátil para probar o calibrar los instrumentos depresión suministrados con el TCP. La unidad de prueba hidráulica debe consistir de una (1) bomba hidráulicamanual completa con una (1) manguera de 1,8 metros de longitud con conectores rápidos y un (1) manómetrode prueba de rango de acuerdo a los requerimientos para la calibración de la instrumentación. El equipo depruebas se debe proporcionar con un maletín para su transporte, protección y almacenamiento.

8.5 Concept os generales

El proveedor debe documentar dentro de su propuesta la experiencia lograda en el diseño, fabricación,instalación, puesta en operación y mantenimiento de tableros de control de pozos en instalaciones petroleras deperforación. El proveedor debe garantizar por escrito su experiencia previa de que estos TCP´s y tablero deinterfase han sido instalados y probados en instalaciones similares, por lo menos en los dos últimos años.

El proveedor debe incluir en su propuesta, la siguiente información técnica en forma legible y completa:

a) Arreglo esquemático del TCP.b) Tablero de Interfase (aplica para TCP hidroneumático).c) Dimensiones y pesos correspondientes.d) Descripción de su funcionamiento.e) Lista de partes de repuesto para arranque.

f) Lista de partes de repuesto para mantenimiento durante dos años de operación.g) Equipo y material de prueba

8.5.1 Aseguramiento de Calidad

8.5.1.1 El proveedor debe utilizar sus programas, procedimientos y estándares de aseguramiento de calidadpara este tipo de sistemas.

8.5.1.2 PEMEX-Exploración y Producción debe tener acceso a todos los documentos de aseguramiento decalidad y otros registros que documenten la construcción, pruebas e integración del sistema (la toma defotografías o video grabación se debe permitir para registrar el avance de fabricación).






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8.5.2 Pruebas

8.5.2.1 Protocolo de pruebas

El proveedor debe elaborar el documento protocolo de pruebas en el cual se deben indicar las pruebas arealizar para la aceptación del TCP.

Las pruebas se deben realizar con la supervisión del personal designado por PEMEX-Exploración y Producción

Las pruebas que se deben considerar son las siguientes:

a) Pruebas del tablero de control de pozo, sus equipos y accesorios.b) Pruebas del tablero de interfase con el sistema existente de la instalación SDMC y SIS.

El proveedor debe elaborar un protocolo de pruebas, el cual se debe someter a revisión, comentarios yaprobación, debe ser enviado a PEMEX-Exploración y Producción al menos 30 días antes de la fecha en quese tengan programadas realizar las pruebas de aceptación.El protocolo para el desarrollo de estas pruebas debe incluir lo siguiente:

a) Índice del contenido del documento.b) Identificación y descripción de los componentes del sistema.c) Descripción detallada para cada tipo de prueba indicándose el objetivo y la forma en que se realizará dicha

prueba.d) Identificación de los simuladores y equipo de pruebas.e) Función del equipo dentro del TCP.f) Actividades a realizar.

g) Elementos o componentes sobre los que se tiene efecto.h) Resultados esperados.i) Formato para la aceptación o rechazo de la prueba. j) Espacio para comentarios.

8.5.2.1.1 Cuando el personal de PEMEX-Exploración y Producción solicite al proveedor, la realización depruebas especiales sobre cualquier parte del sistema, la solicitud se debe realizar al menos con quince días deanticipación.

8.5.2.1.2 Así mismo, se debe permitir la intervención del personal designado por PEMEX-Exploración yProducción en las pruebas de aceptación dando todas las facilidades para su participación en estas.

8.5.2.1.3 Las pruebas atestiguadas que requieren la aprobación de PEMEX-Exploración y Producción para

proceder con la aceptación del sistema son: pruebas de aceptación en fábrica y la prueba de aceptación ensitio.

8.5.2.1.4 Para el sistema de control (Electrónica programable) del TCP electrohidráulico se debe cumplir conel numeral 12.2 de este documento.

8.5.2.2 Prueba de aceptación en fábrica (FAT)

8.5.2.2.1 Estas pruebas deben ser suministradas por el proveedor como paquete, incluyendo personal,material y equipo necesario para su desarrollo.






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8.5.2.2.2 El proveedor debe proporcionar todas las herramientas, materiales, equipos de pruebas con suscomponentes y técnicas apropiadas y necesarias para realizar las pruebas FAT y deben ser las mismas que seutilicen en las pruebas en sitio.

8.5.2.2.3 En caso de falla de equipos o aplicación durante las pruebas de aceptación en fábrica estas sedeben repetir hasta la aprobación por parte de PEMEX-Exploración y Producción en su totalidad, siendoresponsabilidad del proveedor realizar las correcciones necesarias, informando a PEMEX-Exploración yProducción del tiempo estimado para corregirlas y en su caso necesario la suspensión y reprogramación de lasmismas.

8.5.2.2.4 PEMEX-Exploración y Producción debe aceptar las pruebas antes del embarque del TCP.Personal designado por PEMEX-Exploración y Producción debe participar durante el desarrollo de estaspruebas.

8.5.2.2.5 Después que el sistema ha sido probado satisfactoriamente durante las pruebas (FAT), el equipose debe embarcar con un documento de liberación autorizado por PEMEX-Exploración y Producción.

8.5.2.3 Prueba de aceptación en sit io (OSAT)

8.5.2.3.1 Esta prueba debe verificar que el sistema incluyendo la instrumentación de campo opere deacuerdo con la ingeniería desarrollada y cumple con la funcionalidad para la cual fue diseñada.

8.5.2.3.2 Las pruebas de aceptación en sitio se deben realizar una vez que el TCP sea completamenteensamblado, conectado e instalado en sitio, incluyendo el Tablero de Interfase (cuando aplique).

8.5.2.3.3 Estas pruebas deben considerar los mismos puntos que los realizados en las pruebas deaceptación en fábrica, incluyendo los puntos siguientes:

a) Verificación del funcionamiento del TCP en sitio.b) Verificación del funcionamiento de la interfase eléctrica/neumática (cuando aplique) del TCP con otros

sistemas SDMC y SIS en sitio.

8.5.2.3.4 Antes de proceder a realizar cualquier prueba, el proveedor debe garantizar que todos loscomponentes estén completos, identificados y correctamente ensamblados y conectados a fin de probar enforma integral todo el sistema, cualquier desviación de este punto debe ser notificado por escrito a PEMEX-Exploración y Producción el cual se reserva el derecho de decidir el inicio de las pruebas.

8.5.2.3.5 Se deben documentar los problemas (lista de anomalías) que se presenten durante el desarrollo delas pruebas con el fin de establecer acuerdos en tiempo entre el personal designado por PEMEX-Exploración yProducción y representantes técnicos de las compañías involucradas, para solucionar dichas anomalías.

8.5.2.4 Preparación para el embarque

8.5.2.4.1 El proveedor debe ser responsable del embalaje, embarque y transportación de todos los equiposy accesorio al sitio de instalación, de acuerdo a su programa de trabajo aprobado por PEMEX-Exploración yProducción, todos los equipos y componentes que lleguen dañados al sitio de instalación, deben serreemplazados por el proveedor sin costo alguno para PEMEX-Exploración y Producción en un lapso de tiempoque no afecte al programa de trabajo.






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8.5.2.4.2 El embalaje y marcado de materiales y equipos para su embarque debe cumplir con los numerales8.1.6, 8.1.8, 8.1.9, 8.2 al 8.4 de la P.1.0000.09:2005.

8.5.3 Instalación

8.5.3.1 Debe cumplir con los requisitos establecidos en la ingeniería de diseño. Para la soportería de lascamas de tubing el material debe ser de fibra de vidrio con la robustez mecánica para soportar el pesocorrespondiente, la soportería y los accesorios para el montaje de las charolas deben ser de material de aceroinoxidable 316.

Toda la ingeniería, documentación y planos de fabricante desarrollados por el proveedor se deben aprobarpreviamente por PEMEX-Exploración y Producción antes de proceder a fabricar, integrar e instalar el TCP y eltablero de interfase.

8.5.3.2 El proveedor debe considerar en su propuesta el material, herramienta, equipo, partes de repuesto ypersonal técnico especializado para la instalación e interconexión del sistema completo en el sitio requerido.8.5.3.3 El proveedor debe suministrar el desarrollo de la ingeniería, cálculos y proporcionar el material yaccesorios para:

a) La interconexión e integración de señales y suministro de potencia, desde el área de pozos (actuadores delas válvulas SSSV, SSV y WV´s en cabezal de prueba/producción y cabezal de producción) hasta el TCP yde este hacia el tablero de interfase (cuando se utilice un TCP hidroneumático), así mismo efectuar todaslas interconexiones en los tableros (ver Figura 1 del Anexo 12.1 para TCP hidroneumático y Figura 2 para TCP electrohidráulico).

b) Construir la red de tapones fusible TSE en el área de pozos mediante tubing de acero inoxidable 316Lvulcanizado, así como su interconexión e integración al TCP.

c) Realizar el montaje de las estaciones manuales de paro de emergencia ESS’s ubicados de acuerdo a lo

indicado en las hoja de datos del Anexo 12.4, así como su interconexión, hasta el TCP.d) Realizar el montaje, fijación, etiquetado e identificación de los equipos y la instrumentación en el TCP y enel tablero de interfase.

e) Instalar la soportería mediante ángulo de 38 mm X 38 mm X 6 mm (1 ½ pulgadas X 1 ½ pulgadas X ¼pulgadas) y charolas ambos de fibra de vidrio para proteger todo el tubing de acero inoxidable utilizadoentre las tomas de proceso y el TCP.

8.5.4 Puesta en operación

8.5.4.1 El proveedor debe considerar en su propuesta el material, herramienta, equipo, partes de repuesto ypersonal técnico especializado para la puesta en operación del sistema completo del TCP: dispositivos piloto,estaciones de paro de emergencia neumáticas y red de tapón fusible conforme al alcance de este documento.

8.5.5 Mantenimiento8.5.5.1 El proveedor debe incluir dentro de su propuesta la cotización de la asistencia técnica para elmantenimiento correctivo del TCP, con duración de un año a partir de la fecha del vencimiento de la garantía,considerando toda la herramienta, mano de obra y equipo requerido para esta actividad.

8.5.6 Lis ta de partes de repuesto

8.5.6.1 El proveedor del TCP debe proporcionar una lista de partes de repuesto recomendadas para dos añosde operación para cada sección del TCP. Para el TCP hidroneumático debe incluirse la sección maestra,






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módulos de control, sección de desvió, y tablero de interfase (para TCP hidroneumático); para el TCPelectrohidráulico, debe incluir la sección hidráulica y la sección electrónica (Electrónica programable).

8.5.6.2 El proveedor debe suministrar las partes de repuesto para el arranque como parte de la garantía.

8.5.7 Capacitación

8.5.7.1 El proveedor debe presentar el programa estructurado en contenido y tiempo de realización decursos, asociado al TCP y tablero de interfase (de aplicar), dando respuesta a los requerimientos de PEMEX-Exploración y Producción. El contenido del temario de los cursos propuestos debe ser revisado previamentepor el personal de PEMEX-Exploración y Producción para aprobación. Los cursos de capacitación deben ser enidioma español y se debe entregar a cada participante un paquete completo en idioma español de todo elmaterial didáctico utilizado.

8.5.7.2 Los cursos deben ser del catalogo de cursos ofrecidos por el fabricante del TCP, el instructor debeser personal del fabricante, se debe informar acerca de la capacidad, conocimientos y experiencia del instructoren el campo de interés, la experiencia se debe acreditar mediante currículum vitae.8.5.7.3 Los cursos deben estar orientados a los equipos, accesorios, y procedimientos del TCP suministrado,deben cubrir los aspectos siguientes:

a) Operación.b) Mantenimiento.c) Ingeniería.

8.5.7.4 Se deben impartir los cursos de operación y mantenimiento después de haber sido instalado el TCPen sitio, las prácticas se deben realizar en este equipo. Se debe realizar una evaluación y emitir una constanciaque avale los conocimientos adquiridos por el personal capacitado.

8.5.7.5 La capacitación debe cumplir con lo que especifica el área usuaria en el Anexo 12.4 de estedocumento.

8.5.8 Documentación por el proveedor

8.5.8.1 Garantías

8.5.8.1.1 El proveedor debe proporcionar las garantías por escrito y deben cubrir todo el equipo y serviciossuministrados.

8.5.8.1.2 El proveedor debe asumir y otorgar la garantía completa para todo el sistema, incluyendo laspartes y equipos manufacturados por terceros. (No se aceptan transferencias de garantías).

8.5.8.1.3 El proveedor debe aceptar a su cargo la reparación o reemplazo de materiales, instrumentos yequipos defectuosos que sean detectados en un lapso de 12 meses después de la puesta en operación delsistema.

8.5.8.1.4 El proveedor debe garantizar que en el caso de falla, la asistencia técnica en sitio esté disponible amás tardar 24 horas después de emitida la notificación.

8.5.8.2 Ingeniería e instalación del TCP






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8.5.8.2.1 El proveedor debe presentar y entregar toda la documentación "Como quedó construido elsistema", esta información debe ser entregada al cliente, a más tardar 5 días después de poner en operacióndicho TCP.

8.5.8.2.2 Toda la ingeniería desarrollada por el proveedor, debe ser entregada en archivos magnéticos endisco compacto “CD”, utilizando los paquetes de Microsoft ultima versión para documentos y Autocad últimaversión para dibujos.

8.5.8.2.3 El proveedor debe proporcionar 5 juegos completos de la siguiente documentación la cual debe seren idioma español:

a) Especificaciones del diseño completo del TCP.b) Ingeniería desarrollada en planos y documentos que muestren:

b.1) Croquis de dimensiones,b.2) Detalles de montaje y pesos,b.3) Índice de instrumentos,b.4) Hoja de datos de especificación de instrumentos,b.5) Diagramas de lazos,b.6) Diagramas lógicos de control (neumáticos e hidráulicos, escalera),b.7) Diagramas de alambrado e interconexión de instrumentos,b.8) Diagramas de instalación de instrumentos.

c) Descripción de operación del TCP completo.d) Protocolos de pruebas (FAT y OSAT).e) Reporte de las pruebas de aceptación en fabrica (FAT).f) Reporte de las pruebas de aceptación en sitio (OSAT).g) Manuales de instalación de los equipos que conforman el TCP.h) Manuales de operación de los equipos y componentes que conforman al TCP.

i) Manual de puesta en marcha. j) Manual de mantenimiento del TCP (a nivel componente).

8.5.8.2.4 El proveedor debe ser responsable de proporcionar cualquier documentación necesaria de sub-proveedores de aquellos equipos que forman parte del TCP pero que son fabricados por otras compañías,asegurando que la información cumpla con los requerimientos de este documento.

8.5.8.2.5 El sistema de control del TCP Electrohidráulico, debe cumplir con lo indicado en el anexo 12.2 deeste documento.

9. RESPONSABILIDADES

9.1 Subcomité Técnico de Normalización de PEMEX-Exploración y ProducciónPromover el conocimiento de ésta norma de referencia, entre las áreas usuarias de PEMEX-Exploración yProducción, Fabricantes, Proveedores y contratistas involucrados en el diseño, adquisición, instalación ypruebas de los tableros de control de pozos.

9.2 Áreas usuarias de PEMEX-Exploración y Producción

La verificación del cumplimiento de los requisitos técnicos de ésta norma de referencia en las actividades dediseño, adquisición, instalación y pruebas de los tableros de control de pozos, debe ser realizada por personalde PEMEX-Exploración y Producción.






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9.3 Fabricantes, Proveedores y ContratistasCumplir con los requisitos técnicos especificados en ésta norma de referencia, en las actividades de diseño,adquisición, instalación y pruebas de los tableros de control de pozos.

10. CONCORDANCIA CON NORMAS NACIONALES O INTERNACIONALES

Esta norma de referencia no tiene concordancia con ninguna norma nacional (NOM y/o NMX) o internacional almomento de su elaboración.

11. BIBLIOGRAFÍA

11.1 P.2.0222.01. Tablero de control de pozos hidroneumático, 1ª edición, agosto 2005.

11.2 P.2.0222.02. Tablero de control de pozos electrohidráulico, 1ª edición, agosto 2005.

11.3 API SPEC 16D 2004. Specification for control systems for drilling well control equipment and controlsystems for diverter equipment. (Especificación para sistemas de control de equipo de control para laperforación de pozos y sistemas de control para equipo de desvío).

11.4 ASTM A269-04. Standard specification for seamless and welded austenitic stainless steel tubing forgeneral service. (Especificación estándar para tubing de acero inoxidable austenitico con y sin costura paraservicios generales).

11.5 ASTM A 789/A 789M-05A. Standard specification for seamless and welded ferritic/austenitic stainlesssteel tubing for general service. (Especificación estándar para tubing de acero inoxidable ferrítico/ austenítico,con y sin costura para servicio general).

11.6 ASTM A 1016/A 1016M-04a. Standard specification for general requirements for ferritic alloy steel,austenitic alloy steel, and stainless steel tubes. (Especificación estándar de requerimientos generales paratubos de acero aleado ferrítico, austenítico y acero inoxidable).

11.7 ISA-5.3-1983. Graphic symbols for distributed control shared display/ instrumentation, logic andcomputer systems. (Símbolos gráficos para desplegados en sistemas de control distribuido / instrumentación,lógica y sistemas de cómputo).

11.8 ISA–S5.5–1985. Graphic symbols for process displays. (Símbolos gráficos para desplegados deproceso).

11.9 IMP K-217-2001. Especificación y configuración de sistemas digitales de control.

12. ANEXOS






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Suministroneumático (Gas)100 – 120 PSIG

Simbología:

Estación de paro de emergencia.

Tapón fusible (térmico) (TSE).

Señal hidráulica.

Señal de detección de fuego y paro poremergencia.

Señal de proceso (presión).

Señal eléctrica.

Señal neumática.

Conector para tubing.

Válvula superficial.

Válvula subsuperficial.

Válvula de ala.

Alcance de esta norma.

Estación manual de paro de emergencia SSV

SSSVWV

1

Tablero decontrol de

ozos

Tablero

deinterfase

1

SSSV

Yacimiento

1

Pozo

SSV

Nota 2

A cabezal deproducción

1

WV 1

WV

A cabezal deprueba /

producción Nota 2

Nota 2

ESS-1

ESS-3 TSE

TSE

TSE

ESS-2

ESS

Unidad deprocesamientoremoto (UPR)

SDMC Sistema de parode emergencia

(SPE)SIS

1 1

Nota 1

Notas:1.- La comunicación del Tablero de interfase con el SDMC de la instalación debe ser bidireccional, y con el SIS de la instalación debe ser

unidireccional.2.- La ubicación de las estaciones de paro por emergencia ESS, deben ser conforme al requerimiento de PEMEX-Exploración y Producción indicadoen la hoja de datos No.1.

12.1 Arreglo esquemático de control de pozos (Normativo)

Figura 1. Arreglo esquemático de contro l de pozos Hidroneumático






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Figura 2. Arreglo esquemático de contro l de pozos Electrohidráulico

12.2 Electrónica Programable (Normativo).

12.2.1 General.

12.2.1.1 El proveedor debe suministrar las tarjetas de unidad de control, de interfase de comunicación, de

fuentes de alimentación y de interfase de entrada/salida de acuerdo al párrafo 3.2.55 de la IEC 61511-1:2003,éstas deben ser removibles e insertables en línea sin quitar la energía eléctrica ni afectar el funcionamiento delsistema y que al sustituir alguna de éstas el sistema la reconozca de forma automática.

12.2.1.2 Todos los módulos o tarjetas deben ser capaces para trabajar en ambientes altamente húmedos ycorrosivos.Deben contar con certificado de cumplimiento para esta aplicación conforme a normas internacionales (IEC) onormatividad equivalente. Adicionalmente todo el sistema y sus componentes deben estar diseñados paratrabajar en rangos de temperatura entre 253,15 K y 333,15 K (0 ºC y 60 ºC) y rangos de humedad relativa de5% a 95% sin condensación.

1

1

Simbología:

Estación de paro de emergencia.

Tapón fusible (térmico) (TSE).

Señal hidráulica.

Señal de detección de fuego.

Señal de proceso (presión).

Señal eléctrica.

Señal neumática.

Conector para tubing.

Válvula superficial.

Válvula subsuperficial.

Válvula de ala.

Alcance de esta norma.

Estación manual de paro de emergencia.

Sistema de F uerza Ininterrumpible.

SSV

SSSVWV1

Suministroneumático (N2)100 – 120 PSIG

Tablero decontrol de

pozos

Unidad deprocesamient

o remoto(UPR)SDMC

Sistema deparo de

emergencia(SPE)SIS

1 1

1

SSSV Yacimient

Pozo SSV

Nota 2

Nota 2

Nota 2

A cabezal deproducción

1

WV WV A cabezal de

prueba /producción

PIT 1

PIT

1

TSE TSE

TSE ESS-2

ESS-1

ESS-3

Sistema de FuerzaIninterrumpible

(SFI)

ESSSFI

Nota 1

Notas:1.- La comunicación del Tablero de interfase con el SDMC de la instalación debe ser bidireccional, y con el SIS de la instalación debe ser

unidireccional.2.- La ubicación de las estaciones de paro por emergencia ESS , deben ser conforme al requerimiento de P EMEX-Exploración y Producción indicadoen la hoja de datos No.1.






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12.2.1.3 Los equipos que integran la Electrónica Programable del TCP para operaciones seguras, debensoportar condiciones ambientales conforme a lo indicado en hoja de datos No.1 del anexo 12.4 de estedocumento.

12.2.2 Equipo.

La Electrónica Programable debe estar conformada por el siguiente equipo:

a) Unidad de control.b) Interfases de entrada y salida analógicas y digitales.c) Interfase máquina-máquina (Interfase de comunicación).d) Interfase humano máquina (HMI).e) Módulos de alimentación eléctrica.f) Unidad portátil de programación/mantenimiento.g) Sistema de fuerza ininterrumpible (SFI).h) Sistema de tierras.

12.2.2.1 Unidad de control .

Todo el hardware debe tener certificación en su diseño y construcción conforme las normas IEC 61508-2:2000,IEC-61508-3:1998, así mismo debe cumplir con lo indicado en los numerales 8.1.1 y 8.1.1.3 de la NRF-105-PEMEX-2005, y adicionalmente con los siguientes requerimientos:

12.2.2.1.1 Debe permitir cambios en línea en la configuración y programación solo bajo la utilización declaves de acceso protegido “passwords”, el tamaño de memoria RAM a suministrarse debe ser del doble deldoble requerido por la memoria de cálculo del proveedor.

12.2.2.1.2 Debe ser capaz de comunicarse con el SDMC de la instalación de manera bidireccional mediantepuerto de comunicación digital redundante en Ethernet con TCP/IP para monitoreo y control de los pozos, y conel SIS de la instalación mediante cableado de punto a punto para recibir señal de paro por emergencia paracierre de todos los pozos, y restablecimiento del paro por emergencia.

12.2.2.1.3 Debe cumplir con el nivel de integridad de seguridad (SIL o NIS) determinado por el análisis deriesgo realizado a la instalación. En caso de falla de una unidad de control, el sistema debe continuar operandoen modo degradado seguro.

12.2.2.1.4 Debe cumplir con una cobertura de diagnósticos conforme con la tabla A.1 de la IEC 61508-2:2000, la frecuencia de exploración para cada una de las variables de operación debe ser configurable en elrango de 0,1 a 3600 segundos.

12.2.2.1.5 Todos los estados de la operación o del proceso y de la Electrónica Programable deben seralmacenados cuando un cambio lógico ocurra (0 a 1 o 1 a 0).

12.2.2.1.6 Sus programas deben cumplir conforme la IEC 61508-3:1998, el lenguaje de programación debeejecutar operaciones lógicas/secuenciales y debe cumplir con la IEC 61131-3:2003.

12.2.2.1.7 En caso de perderse la comunicación con el SDMC de la instalación; la unidad de control debemantener un registro histórico del proceso, los eventos, las alarmas y diagnósticos en su memoria interna(considerando el cambio de estado de las variables) y cuando la comunicación se restablezca, se deberá poderleer la información anterior de manera automática sin requerir de alguna función o intervención del operadorpara efectuar esta aplicación.






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12.2.2.2 Interfases de entradas y salidas analógicas y dig itales.12.2.2.2.1 Todo el hardware debe tener certificación en su diseño y construcción conforme la IEC-61508-2:2000, y contar con las funciones de diagnóstico siguientes:

a) Detección de cableado del instrumento abierto y cortocircuitado.b) Detección de canales de entradas fuera de calibración.c) Detección de que las salidas sean realmente los valores que envía el programa (debe tener capacidad de

leer de regreso “read-back”) para salidas analógicas y salidas digitales.d) Se debe asegurar que las salidas garanticen falla segura y se vaya en un estado 100 por ciento conocido.e) Para todas las interfases el proveedor debe suministrar la reserva tanto del 30 por ciento en interfases

como en espacio en el chasis (slots).f) Detección de cortocircuito entre canal-canal.

12.2.2.2.2 Las interfases de entradas analógicas deben ser suministradas conforme las característicasindicadas en el numeral 8.1.2.1 de la NRF-105-PEMEX-2005.

12.2.2.2.3 Las interfases de salidas analógicas deben ser suministradas conforme las característicasindicadas en el numeral 8.1.2.2 de la NRF-105-PEMEX-2005.

12.2.2.2.4 El hardware de las interfases de entradas digitales debe tener certificación en su diseño yconstrucción conforme la IEC-61508-2:2000, y debe cumplir con las características indicadas en el numeral8.1.2.3 de la NRF-105-PEMEX-2005.

12.2.2.2.5 El hardware de las interfases de salidas digitales debe tener certificación en su diseño yconstrucción conforme la IEC-61508-2:2000, y debe cumplir con las características indicadas en el numeral8.1.2.4 de la NRF-105-PEMEX-2005.

12.2.2.3 Interfase máquina-máquina.

Debe comunicar a la Electrónica Programable en forma bidireccional con el SDMC de la instalación.

El hardware de la interfase máquina-máquina debe tener certificación en su diseño y construcción conforme laIEC-61508-2:2000, y debe cumplir con las características indicadas en los numerales 8.3.1, y 8.3.1.3 de la NRF-105-PEMEX-2005.

12.2.2.3.1 La interfase de comunicación de la Electrónica Programable con el SDMC de la instalación debeser redundante 1:1 (con electrónica separada y para cableado independiente, y separado) y debe cumplir concaracterísticas de tolerancia a fallas y capaz de transferir datos para efectuar operaciones de apertura y cierrede pozos. La red deberá ser redundante en el nivel físico (dos canales independientes de comunicación). Cada

estación y cada controlador deben estar conectados a ambos canales de ésta red. A la pérdida de un canal decomunicación no debe haber pérdida de comunicación ni perdida de datos o degradación de su desempeño.

12.2.2.3.2 El proveedor debe proporcionar las recomendaciones para la instalación de los medios físicos,incluye ductos, canalizaciones, herrajes, soportes, conectores, cajas de uniones, repetidores, sistema de tierras,antenas, aisladores y demás accesorios. El medio físico del sistema de comunicaciones debe ser tolerante afallas con redundancia doble.

12.2.2.3.3 La saturación de los canales de comunicación no debe exceder del 50 por ciento.






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12.2.2.4 Interfase humano máquina (hardware)La interfase humano máquina debe estar constituida por: unidad de procesamiento central, unidad dealmacenamiento masivo, con monitor de cristal liquido de matriz activa de pantalla plana, y antireflejante, concristal templado, para uso industrial tipo 4X de acuerdo con la NMX-J -235/1-ANCE-2000, teclado de membranacon teclas configurables y dispositivo de control de cursor integrado al teclado tipo esfera de seguimiento. Paramontaje en el TCP, con placa frontal de acero inoxidable con acabado espejo, con fuente de alimentacióninterna, por su funcionalidad debe operar solo como estación de operación. El acceso al funcionamiento sedebe llevar a cabo mediante claves de acceso “password”.

Adicionalmente, debe cumplir con lo especificado en los numerales 8.3.2.1 (aplicando solo la función deEstación de operación) y debe cumplir con las funciones indicadas en el numeral 8.3.2.2 de la NRF-105-PEMEX-2005, así como con lo requerido en la hoja de datos No. 5 del Anexo 12.4 de este documento.

12.2.2.5 Módulo de alimentación eléctr ica.

El hardware del modulo de alimentación eléctrica debe tener certificación en su diseño y construcción conformela IEC-61508-2:2000, y debe cumplir con lo especificado en el numeral 8.1.2.5.6 de la NRF-105-PEMEX-2005,así como con lo requerido en la hoja de datos No. 1 del Anexo 12.4 de este documento.

12.2.2.6 Unidad portátil de programación/mantenimiento.

Tipo industrial a prueba de polvo y lluvia de agua, para uso en clasificación en áreas peligrosas y selección deequipo eléctrico en áreas tipo Clase 1, División 2, Grupos A, B, C y D, Debe cumplir con lo especificado en elnumeral 8.3.5 de la NRF-105-PEMEX-2005, así como con lo requerido en la hoja de datos No. 2 del anexo 12.4de este documento.

12.2.2.7 Sistema de fuerza ininterrumpible (SFI).

El proveedor debe suministrar un SFI para uso exclusivo y dedicado para la Electrónica Programable yconforme a lo indicado en el numeral 8.3.7, de la NRF-105-PEMEX-2005, y conforme a lo indicado en la hoja dedatos No. 3 del Anexo 11.3 de este documento.

12.2.2.8 Sistema de tierras.

El proveedor debe suministrar al personal de PEMEX-Exploración y Producción responsable del proyecto lasrecomendaciones y especificaciones del sistema de tierras que proporciona el fabricante de la Electrónica deProgramable.

12.2.3 Programas.

12.2.3.1 Programas para la unidad de control .

El proveedor debe suministrar los programas, lenguajes, configuraciones y diagnósticos para la ElectrónicaProgramable conforme con la IEC 61508-3:1998.

La Electrónica Programable y sus componentes, deben contar con los medios físicos (LED`s) y deprogramación (autodiagnósticos) para detectar cualquier condición anormal en su operación.






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12.2.3.2 Programas para Interfase humano máquina (IHM).Debe cumplir con los numerales del 8.3.10.1 al 8.3.10.3, 8.3.10.5, 8.3.10.7, y 8.3.13.3 de la NRF-105-PEMEX-2005; y el proveedor debe incluir los siguientes programas:

a) Programas de librería.b) Programas del sistema operativo.c) Programa de usuario:d) Interfase humano máquina (IHM).e) Programa de diagnóstico.f) Licencias de software y aplicación.

12.2.3.3 Configuración y/o programación de la Electrónica Programable.

12.2.3.3.1 Una vez instalado el TCP se debe realizar desde la unidad de programación portátil.

12.2.3.3.2 La unidad de programación portátil debe conectarse (en forma directa mediante un puertoprotegido ubicado en el frente del gabinete del TCP) al nodo con unidades de procesamiento. La configuracióny/o programación debe ser restringida vía claves de acceso “passwords”.

12.2.3.3.3 Los programas de aplicación para la configuración / programación de la Electrónica Programabledeben cumplir el numeral 8.6.2 de la NRF-045-PEMEX-2002.

12.2.3.3.4 Todos los programas deben estar desarrollados en código fuente.

12.2.3.3.5 El programa debe ser suministrado por el proveedor en medio óptico no borrable.

12.2.3.4 Licencias de sof tware y aplicación.

Todas las licencias para la configuración, programación, programas de aplicación, requeridas para el arranque,operación y mantenimiento deben estar a nombre de quien PEMEX-Exploración y Producción designe, con lamodalidad multiusuario, sin prescripción y a través de medio óptico y debe cumplir con el numeral 8.2.7 de laNRF-105-PEMEX-2005.

12.3 Presentación de documentos equivalentes (Normativo).

Si el proveedor o contratista considera que un documento normativo es equivalente al documento normativo(norma, código, especificación o estándar extranjero) indicado en esta norma de referencia, debe solicitar porescrito a PEMEX Exploración y P roducción la revisión, para en su caso autorización, del documentopresuntamente equivalente, anexando los antecedentes y argumentación en forma comparativa, concepto por

concepto, demostrando que como mínimo se cumplen los requisitos de la norma, código, especificación oestándar extranjero en cuestión. PEMEX Exploración y Producción dará respuesta por escrito a dichasolicitud, indicando si es o no autorizado para utilizarse como documento normativo equivalente.

Los documentos señalados en el párrafo anterior si no son de origen mexicano, deben estar legalizados antecónsul mexicano o, cuando resulte aplicable, apostillados de conformidad con el “Decreto de Promulgación dela Convención por la que se suprime el requisito de Legalización de los Documentos Públicos Extranjeros”publicado en el Diario Oficial de la Federación del 14 de agosto de 1995. Los documentos que se presenten enun idioma distinto al español deben acompañarse con su traducción hecha por perito traductor.






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En caso que PEMEX Exploración y Producción no autorice el uso del documento normativo equivalentepropuesto, el proveedor o contratista está obligado a cumplir con la normatividad establecida en esta norma dereferencia.

12.4 Hojas de Datos (Normativo)

HOJ A DE DATOS No. 1

TABLERO DE CONTROL DE POZOS

NOMBRE DE PROYECTO:

REALIZÓ:

FECHA:

LOCALIZACIÓN:

Hoja 1 de 2

INSTALACION: TERRESTRE MARINA

TCP TIPO: ELECTROHIDRAULICO HIDRONEUMATICO

1. IDENTIFICACIÓN:

2. POZOS A CONTROLAR:

3. No DE VALVULAS DE SEGURIDAD A OPERAR POR POZO

SSV _______________________

SSSV ______________________

SWV _______________________

INTERRUPTORES NEUMATICOS (PILOTOS)

TIPO DE ELEMENTO DEL SENSOR: PISTON DIAFRAGMA

BAJANTE: PRODUCCION PRUEBA

PSH _______________________

PSL _______________________

4. SUMINISTRO DE POTENCIA AL TCP:

NEUMÁTICO. ELÉCTRICO.

GAS COMBUSTIBLE 24 VCD

GAS AMARGO 120 VCA

OTRO OTRO

ESPECIFICAR: ____________________ ESPECIFICAR:____________________

4. ACCIONAMIENTO DE BOMBAS DE FLUIDO HIDRÁULICO

NEUMÁTICO PRESIÓN: ___________ ELÉCTRICO:_______ VOLTS:_______






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HOJ A DE DATOS No. 1 (Continuación)

TABLERO DE CONTROL DE POZOS

NOMBRE DE PROYECTO:

REALIZÓ:

FECHA:

LOCALIZACIÓN:

Hoja 2 de 2

5. CLASIFICACIÓN DE ÁREAS PELIGROSAS:

CLASE 1, DIVISIÓN 1, GRUPOS C Y D

CLASE 1, DIVISIÓN 2, GRUPOS C Y D

OTRO. ESPECIFICAR:____________________________

6. TIPO DE GABINETE DEL TCP: PRESURIZADO. NO PRESURIZADO.

7. SISTEMA DE FUERZA ININTERRUMPIBLE:

REQUERIDO CAPACIDAD:_________

INSTALADO: DENTRO FUERA DEL TCP.

VOLTAJE DE ENTRADA:___________

VOLTAJE DE SALIDA: _____________

NO REQUERIDO

8. ESTACIONES MANUALES ESS: CANTIDAD: ___ ___

EMBARCADERO REQUERIDO

HELIPUERTO OTROS _________________

NO REQUERIDO

CONDICIONES AMBIENTALES:

TEMPERATURA: _________ HUMEDAD: _________






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Cantidad de unidades: Tipo de procesador:

Velocidad: Sistema operativo:

Tamaño de pantalla: Capacidad de disco duro:

Unidad de respaldo: CD-RW

DVD-RW

Puerto serie No. de puertos serie:

Puerto paralelo No. de puertos paralelo:

Puerto PCMCIA No. de puertos PCMCIA:

Puerto USB No. de puertos USB: Tipo: Tarjeta de red Ethernet No. de tarjetas Ethernet: Velocidad:

Otros Especificar:

Dispositivo para control de cursor:

Tipo ratón. Cantidad:

Tipo ratón táctil. Cantidad:

Pantalla táctil. Tipo: Cantidad:

Tiempo de operación de batería:

Hoja 1 de 1Fecha:

Nombre de proyecto:


UNIDAD PORTÁTIL DE PROGRAMACIÓN

Realizó:Localización:






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Tipo de tecnología Ferroresonante PWM Otra

Número de unidades:

Voltaje y frecuencia de entrada: Voltaje de salida:

Número de fases: Factor de potencia:

Capacidad: Tiempo de respaldo:

Puerto de comunicación: Señal de salida del SFI:

Material de construcción del gabinete del SFI:

Baterías. Bornes frontales Bornes laterales

Tipo: Cantidad:

Para ambiente: Controlado No controlado

Hoja 1 de 1

HOJA DE DATOS No.3

SISTEMA DE FUERZA ININTERRUMPIBLE

Realizó:

Fecha:

Nombre de proyecto:

Localización:






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Tipo de curso: Operadores Personal de mantenimiento.

Título y temario:

Duración de curso:

Número de cursos:

Número de participantes por curso:

Nivel de curso: Básico. Medio. Avanzado.

Lugar donde se impartirá el curso:

Material didáctico:

Hoja 1 de 1


CAPACITACIÓN

Realizó:Fecha:

Nombre de proyecto:

Localización:






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PÁGINA 44 DE 44

HARDWARE:Cantidad de unidades: Tipo de procesador:

Velocidad: Memoria RAM:

Tamaño, resolución y tipo de pantalla: Capacidad de disco duro:

U nidad de lectura: DVD-R

P uerto serie No. de puertos serie:

Tarjeta de red Ethernet No. de tarjetas Ethernet: Velocidad:

Otros (Que cumplan con la NRF-046-PEMEX-2003)

Dispositivo para control de cursor:

Tipo ratón: Track Ball Táctil

PROGRAMAS:Sistema operativo: Propietario Otros

Librerias: ISA Otros

Usuario: Otros

PROTOCOLOS E INTERFASES DE COMUNICACION:

Protocolo (Que cumplan con la NRF-046-PEMEX-2003) Otros

Interfases (Que cumplan con la NRF-046-PEMEX-2003) Otros

Nombre de proyecto:

OPC

Especificar:__________________________________________________________________ ___________________________________

TCP I/IP

HOJ A DE DATOS No. 5INTERFASE HUMANO MÁQUINA

Hoja 1 de 1Fecha:Realizó:Localización:

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