Plan Rector 2012-2016 Firmado Feb-2012

Plan Rector para el Manejo Integral del

Gas de la Región Marina Noreste

2012-2016

Región Marina Noreste

PEMEX EXPLORACiÓN Y PRODUCCiÓN REGiÓN MARINA NORESTE

Para la elaboración del presente Plan se contó con la participación de los siguientes profesionistas, quienes lo proponen para autorización del Grupo Directivo de la RMNE.

Proponen:

Nombre

Ing. Marcos Tones Fuentes

Ing. Martín López Solares

Ing. Lázaro A. Mendoza May

Ing. Andrés Carvajal Solano

Ing. Antonio Rojas Figueroa

Ing. Mauricio Godínez Oidor

Ing. Carlos Conea Guenero

Ing. Ricardo Padilla Martinez

Ing. Gregorio Iñiguez

Rubio

Ing. Lydia B. Morales

Ing. Jesús González Sánchez

Artigas

Alberto

Ing. Eduardo Elías Rayón

Ing. Sánchez

Hilario Grajales

Ing. Mario Sagahón Juárez

Ing. Cirilo Licona Islas

Ing. Santiago Guzman Almazo

Gerencia

Activo de Producción Cantarell



Activo de Producción Ku Maloob Zaap




Gerencia de Coordinación Operativa, SPRMNE

Firma

Gerencia de Transporte y Distribución de Hidrocarburos ~ Gerencia de Transporte Distribución de Hidrocarburos

Gerencia de Transporte Distribución de Hidrocarburos



Gerencia de Programación Evaluación Gerencia de Programación Evaluación

Gerencia de Programación Evaluación

Plan Rector para el Manejo Integral del Gas de la RMNE 2012-2016

PEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN REGIÓN MARINA NORESTE

Plan Rector para el Manejo Integral del Gas de la RMNE 2012-2016 6 de Enero de 2012 4

Índice

INTRODUCCIÓN ........................................................................................................................................................ 5

RESUMEN ................................................................................................................................................................... 5

OBJETIVO ................................................................................................................................................................... 6

PREMISAS ................................................................................................................................................................... 6

ALCANCE .................................................................................................................................................................... 7

ANTECEDENTES ........................................................................................................................................................ 7

FILOSOFÍA GENERAL DE OPERACIÓN ................................................................................................................ 10

DIAGNÓSTICO DE LA SITUACIÓN ACTUAL ........................................................................................................ 12

INFRAESTRUCTURA ACTUAL PARA EL MANEJO DEL GAS ............................................................................. 14

A) DUCTOS PARA RECOLECCIÓN Y DESCARGA DEL GAS CON TC’S BOOSTER EN EL APC .................................................. 15 B) DIAGRAMA GENERAL DE DESCARGA DE GAS CON EQUIPO BOOSTER DEL APC ............................................................ 19 C) DUCTOS PARA RECOLECCIÓN Y DESCARGA DEL GAS CON TC’S BOOSTER EN EL APKMZ ............................................ 19 D) MANEJO DE GAS CON EQUIPO BOOSTER FPSO ........................................................................................................ 22 E) DUCTOS DE RECOLECCIÓN Y TRANSPORTE DE GAS EN BAJA Y ALTA PRESIÓN DE LA RMNE ......................................... 22 F) DUCTOS DE TRANSPORTE Y DISTRIBUCIÓN DE GAS EN ALTA PRESIÓN DE LA RMNE .................................................... 24

PROGRAMA OPERATIVO 2011. .............................................................................................................................. 25

PRONÓSTICOS Y DISTRIBUCIÓN DE GAS 2012 – 2021 ........................................................................................ 26

A) GAS TOTAL A MANEJAR EN LA RMNE ................................................................................................................... 27 B) DISTRIBUCIÓN DE GAS EN LA RMNE ..................................................................................................................... 28 C) GAS A MANEJAR EN EL APC ................................................................................................................................. 28 D) GAS A MANEJAR EN EL APKMZ ........................................................................................................................... 29

PROGRAMAS DE MANTENIMIENTO 2012 ............................................................................................................ 30

A) PARA LOS EQUIPOS DE COMPRESIÓN EN EL APC. .................................................................................................... 30 B) PARA LOS EQUIPOS DE COMPRESIÓN EN EL APKMZ. ............................................................................................... 32

INYECCIÓN DE N2 Y GAS HIDROCARBURO AL YACIMIENTO ......................................................................... 34

OBRAS Y ACCIONES A CORTO Y MEDIANO PLAZO .......................................................................................... 36

CALIDAD DEL GAS HÚMEDO AMARGO MARINO Y GAS RESIDUAL ............................................................... 38

A) CONTENIDO DE N2 EN LAS CORRIENTES DE GAS. ..................................................................................................... 38

SUMINISTRO DE GAS DULCE Y RESIDUAL PARA B.N. Y COMBUSTIBLE ....................................................... 42

RIESGOS Y FACTORES CRÍTICOS PARA EL CUMPLIMIENTO DEL APROVECHAMIENTO DE GAS. .......... 43

PROTOCOLOS DE COMUNICACIÓN ..................................................................................................................... 44

SISTEMAS DE SEGURIDAD ..................................................................................................................................... 49

MEDICIÓN EN LAS INSTALACIONES DE COMPRESIÓN .................................................................................... 50

CONCLUSIÓN. .......................................................................................................................................................... 52

GLOSARIO ................................................................................................................................................................ 53



Introducción

El gas natural es un recurso no renovable que ha cobrado una gran importancia a nivel

mundial, en nuestro país el crecimiento en la demanda del mismo se ha cubierto con

incremento en las importaciones de gas teniendo con esto altos costos. Uno de los retos

más importantes para la industria petrolera es minimizar el gas enviado a la atmósfera e

incrementar su índice de aprovechamiento, de tal forma que en la Subdirección de

Producción Región Marina Noreste se tiene el compromiso de implementar acciones que

contribuyan de manera notable a reducir el volumen de gas quemado, cumpliendo a la

vez con las metas de producción.

En el año 2004 se formalizó el Plan Rector para el Aprovechamiento de Gas en la

RMNE, en el cual se especificaron los lineamientos a seguir para optimizar el manejo de

gas en la Región durante el periodo 2004-2010. Actualmente, la Subdirección de

Producción Región Marina Noreste continúa implementando proyectos integrales para

evitar en el futuro el gas quemado por incrementos de la producción, mediante la

infraestructura necesaria para su manejo y comercialización y aplicando las mejores

prácticas operativas.

Resumen

El presente trabajo indica el estado actual que guardan los equipos de compresión en la

SPRMNE y muestra una visión a mediano plazo (2012-2016) mediante un plan rector

con las estrategias y construcción de infraestructura necesaria para dar cumplimiento a

las directrices de Pemex y a su vez cumplir con las disposiciones técnicas emitidas por la

CNH en materia de impacto ambiental, de tal manera que la Región Marina Noreste por

ser la más importante del país, se encuentre dentro de los estándares internacionales

referente al aprovechamiento de gas, teniéndose como meta un índice de

aprovechamiento de gas del 97.5% en el año 2012 y 98.0% a partir del 2013.

Dentro del contenido de este documento se mencionan también la filosofía de operación

del manejo de gas, la capacidad de los equipos de compresión, el volumen de gas total a

manejar, calidad del gas amargo y gas residual, requerimiento de gas del sistema de

bombeo neumático y combustible, requerimiento de nitrógeno para inyección al

yacimiento y BN, acciones y directrices que se tomarán para su cumplimiento, así como

los riesgos y factores críticos.



Objetivo

Integrar un Plan que establezca la estrategia de manejo y distribución de gas en la

RMNE, que permita asegurar en el corto, mediano y largo plazo el máximo

aprovechamiento de gas, cumpliendo con las directrices de la alta Dirección de Pemex y

las disposiciones técnicas y lineamientos de la CNH en materia de impacto al medio

ambiente y rentabilidad de Proyectos.

Premisas

Esta propuesta se basa en un plan integral de administración de yacimientos a corto y

mediano plazo, considerando la administración del gas de la zona de transición con

sustitución de bocas y mantenimiento de presión, mediante la continuidad de la

inyección de N2 y gas amargo contaminado.

Reinyección del gas extraído de la zona de transición, como recuperación mejorada

para el mantenimiento de presión del yacimiento en el APC.

Los perfiles de producción de gas calculados en el APKMZ se obtuvieron a partir de

las siguientes premisas: campo Ku, los pozos manifiestan gas tres meses antes de ser

alcanzado su contacto gas aceite, y se mantienen operando 12 meses con un gasto de

gas de 20 MMpcd, en Maloob y Zaap al tener los intervalos productores profundos se

consideró la premisa de incremento gradual en la producción de gas de 10 a 50% en 5

años.

La información recibida de los Activos fue agrupada y proyectada en el tiempo a fin

de capturar experiencias y lecciones aprendidas basadas en el comportamiento real de

la región, con el fin de dimensionar y determinar la utilización de equipos.

Este análisis toma en cuenta el estado actual que guardan los equipos de compresión

en la RMNE, y una visión a mediano plazo (2012-2016), mediante estrategias y

construcción de infraestructura necesaria para su cumplimiento.

Los programas de construcción de infraestructura para el manejo del gas, consideran

los tiempos necesarios para la licitación, desarrollo de ingeniería, construcción,

instalación y puesta en operación de los equipos.

Para cumplir los techos establecidos por la Comisión Nacional de Hidrocarburos en

materia de Aprovechamiento de Gas, la SPRMNE consideró el 84.0% de utilización

de equipos de compresión de alta presión (módulos).



Alcance

El presente Plan será el instrumento que permitirá mostrar una visión clara del manejo,

transporte y distribución del gas de la RMNE en el horizonte 2012-2021, en el cual se

incluyen los pronósticos del gas total a manejar, los programas de inyección de gas

húmedo amargo y nitrógeno al yacimiento, la estrategia para el suministro de los insumos

para el bombeo neumático, las acciones y requerimientos de infraestructura y la

estrategia de distribución para el cumplimiento de la calidad del gas a vender, a fin de

alcanzar y mantener el índice de aprovechamiento de 97.5% en 2012 y del 98.0% a partir

del 2013.

El cumplimiento y apego a este Plan permitirá la mejora continua y el logro de las metas

Regionales, respecto al aprovechamiento integral del gas.

Antecedentes

El 2 de noviembre de 1981 con la entrada en operación del primer módulo de compresión

en Akal-C, se inició la estrategia de aprovechamiento del gas en la Sonda de Campeche;

a partir de julio del 2000, dentro de las obras de modernización del Proyecto Cantarell se

contempló la infraestructura para el aprovechamiento de gas, mediante la puesta en

operación de las plataformas de compresión Akal-C6 y Akal-GC, y en años posteriores

Akal-B, Akal-L y Akal-C7.

En el año 2005, la región alcanzó un índice de aprovechamiento del 95.4 %, el más alto

en la historia de la RMNE, iniciándose también la declinación de la producción de aceite,

debido entre otros aspectos, al avance natural de los contactos Gas-Aceite y Agua-Aceite

(reducción de las ventanas de aceite), casi simultáneo en los intervalos productores de los

pozos ubicados a profundidades similares, así como a la capacidad limitada de las

actividades para la reposición de estos pozos, a través de reparaciones y/o perforación de

pozos nuevos.

A partir de 2007 se incrementó la producción del gas de la zona de transición, y en el año

2008, se presentó el mayor volumen de gas hidrocarburo enviado a la atmósfera (737

MMpcd). Del 2009 y hasta la fecha, se ha logrado mantener una tendencia creciente en el

aprovechamiento de gas, alcanzando un valor promedio de 91.0% en diciembre de 2010,

y proyección de 93.8% al cierre del 2011.

En la Figura 1 se ilustra el comportamiento histórico de la producción, consumo de

bombeo neumático, gas de la zona de transición y gas quemado, así como el índice de

aprovechamiento.



Figura 1. Comportamiento histórico de la produccion de gas.

La propuesta de la SPRMNE se basa en un plan integral de administración de

yacimientos a largo plazo considerando las siguientes iniciativas:

Construcción de infraestructura productiva nueva y rehabilitación de la

infraestructura existente.

Optimización de los sistemas artificiales de producción, esto es, buscando una

reducción en el consumo de gas residual, aun siendo el Activo de Producción Ku-

Maloob-Zaap un Activo en crecimiento.

La administración de los yacimientos Ku Maloob y Zaap para lo cual se están

tomando acciones como reparación de pozos previa a su invasión, sustitución de

bocas a partir de la perforación de 35 pozos adicionales, establecimiento de una

RGA limite por campo, implementación de gastos críticos, estrangulamiento

preventivo en pozos cercanos al contacto gas/aceite, ubicación de pozos en

ventanas alternadas de producción, etc.

Con el propósito de incrementar la capacidad de manejo de gas, y disminuir su quema,

del año 2008 al 2010 se llevaron a cabo las siguientes obras:

4 Compresores de inyección al yacimiento: Akal-C (1), 2008; Akal-G (1), 2008;

Akal-B (2), 2009.

2 Módulos de alta presión: Akal-B (2), 2009.

3 Turbo compresores Booster: Ku-S (1), 2010 y Akal-J (2), 2009.

Puesta en operación de la planta de eliminación de nitrógeno en Cd. Pemex, 2008.

(MMpcd)

72%

81%85% 87%

94% 95% 93%

82%

74%79%

88%94%

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

0

500

1,000

1,500

2,000

2,500

3,000

3,500

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

Gas a la Atmósfera

Gas producido (form. + ZT)

Gas Residual BN N2 ZT

IAG

N2 BN



Interconexiones para la segregación de corrientes en plataformas en 2009 y en el

CPTG Atasta en 2010.

Instalación y puesta en operación de un sistema de acondicionamiento de gas

combustible para 170 MMpcd en el CPG Atasta en 2010.

En diciembre de 2010 se adelantó la puesta en operación de un módulo de alta

presión para manejar 70 MMpcd, en Akal-C6, programada inicialmente para

marzo de 2011.

Al iniciar funciones como Región Marina Noreste en 1997, se contaba con algunas

instalaciones para el manejo del gas (Akal-C4, Akal-J4, entre otras), sin embargo los

volúmenes de gas se incrementaron por lo que fue necesario instalar y poner en operación

infraestructura adicional para su manejo, Figura 2.

Figura 2. Comportamiento histórico de la produccion de gas con la entrada de equipos.

Aún con la puesta en operación de los nuevos equipos de compresión (TC’s Booster,

Módulos de alta presión y Módulos de Inyección al Yacimiento) no se cumplió con el

índice de aprovechamiento de gas planeado en el POT-II 2010 (95.4%), debido

principalmente a la mayor producción de gas de la zona de transición, y en menor

porcentaje por la menor continuidad operativa de los equipos de compresión (módulos y

booster).

En función de los volúmenes esperados de gas, de la optimización operativa de los

equipos de compresión en los diferentes centros de proceso y la puesta en operación de

las obras que se tienen programadas en el presente Plan, será factible manejar la totalidad

del Gas Húmedo Amargo (GHA), en el mediano y largo plazo.

66%58%

67% 72%

81%85%

87%94% 95% 93%

82%

74%79%

88%94%

97%

- 80%

-60%

-40%

- 20%

0%

20%

40%

60%

80%

100%

0

500

1,000

1,500

2,000

2,500

3,000

3,500

4,000

1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

Gas a manejar Gas a manejar Proy. Gas Hc s a la átmósfera

Capacidad de compresión de módulos Capacidad de inyección IAG RMNE %

Akal-C4 (420), Akal-J4 (420)

Akal-C6 (280)

Akal-GC (270)

Akal-B (270)Akal-C7 (240)

Akal-B (135)

Akal-B (140) Akal-C-7 (240)

Akal-C Perforación (350)

Akal-C Perf. , Akal-G (430)

MM

pc

d

Capacidad de

compresión 75%

Gas a manejar incluye

residual para BN

Explotación Zona

de Transición (ZT)

Akal-C6 (70)

Akal-B (460)

Akal-J2 (280)



Filosofía General de Operación

Parte del gas total a manejar (Formación, B.N. y Z.T.) como primera etapa de separación

en los Activos de Producción Cantarell y Ku-Maloob-Zaap, se envía desde los

separadores remotos instalados en las plataformas satélites a través de gasoductos de

recolección hacia los TC’s booster, los cuales trabajan con un rango de presión de 1.8 a

4.8 Kg/cm² en la succión del Compresor Centrífugo. El gas obtenido en la segunda etapa

de separación en un rango de presión entre 0.5 a 1.0 Kg/cm² se maneja mediante los

Turbocompresores Recuperadores de Vapor, los cuales lo descargan hacia la succión de

los equipos booster con la flexibilidad de succionar gas de baja o gas de alta, en la Figura

3 se muestra un diagrama integral del manejo y distribución del gas húmedo amargo

marino, en el cual se incluye desde la producción de pozos hasta los puntos de venta.

Figura 3. Diagrama general de manejo y distribución del Gas Húmedo Amargo Marino.

El gas descargado por los compresores booster fluye hacia los turbocompresores de alta

presión (módulos) de las plataformas Akal-J2-J4, Akal-B5, Akal-C4-C6-C7, Akal-GC y

en el mediano plazo se derivará hacia las nuevas instalaciones de compresión en Nh-A2,

Akal-G y Ku-A Compresión. La presión normal en la llegada a los turbocompresores de

Separador primera

etapa

Separador segunda

etapa

BoosterVapores

Módulos de

CompresiónMódulos de

Inyección

PEM EXPEM EX

Inyección al yacimiento

CPG Cd. Pemex

Endulzadoras

Akal-C8

P. Succ.0.5 Kg/cm2

P. Des.3-4 Kg/cm2

P. Succ.

6-8 Kg/cm2

P. Des.

70-80 Kg/cm2

P. Succ.65-78 Kg/cm2 P. Des.

95-110 Kg/cm2

P. Succ.

2-3.8 Kg/cm2

P. Salida.80-88 Kg/cm2

BombeoNeumático

CPTG Atasta

P. Llegada

45-55 Kg/cm2

RMSO

PEM EXPEM EX

CPG Nvo Pemex



alta presión se mantiene en un rango de 6.0 a 8.0 Kg/cm² y el gas comprimido se envía a

una presión de entre 70 a 80 Kg/cm² a tres puntos de entrega del gas húmedo amargo

(GHA) marino: Plantas de Proceso en tierra (PGPB) vía el CPTG Atasta y el Centro de

Distribución de Gas Marino Cd. Pemex (CDGM), Plantas de Proceso en plataforma

(Akal-C8) e Inyección de gas al Yacimiento.

Figura 4. Manejo de hidrocarburos en el CPTG Atasta y el CDGM Cd. Pemex

En el Centro de Proceso y Transporte de Gas Atasta se recibe la mezcla de GHA y

condensados de alta presión provenientes de las instalaciones marinas de la RMNE y

RMSO (Figura 4). En este centro de proceso se separa y recomprime el GHA, y se

estabilizan los condensados, ambos productos se envían al Centro de Distribución de Gas

Marino Cd. Pemex a través de los ductos L-2 (gas amargo) de 36” Ø, L-3 (gas amargo)

de 36” Ø y un gasolinoducto de 16” Ø (condensado amargo).

En el CDGM Cd. Pemex se cuenta con rectificadores verticales, en los que se recupera el

condensado amargo generado por el transporte del gas marino. El condensado separado y

el gas rectificado, son medidos previamente para su venta y transferencia de custodia a

PGPB y a la GTDH-Sur, respectivamente.

A PLANTA DE

TRATAMIENTO DE

AGUA

FA

-1

01

A/D

TANQUES DE BALANCE

FA - 103 A/B

GA-101 A/M

MF

SLUG-CATCHER 48" Ø x 20 KM

FA - 123 A/B

55 kg/cm2

41-43 kg/cm282-88.5 kg/cm2

35 kg/cm2

35 kg/cm2

45-52 kg/cm2

50-65 kg/cm2

L-2 GAS AMARGO

AL CPG CD.PMX

GL-1

GAS RESIDUAL DE

CD. PEMEX

GAS COMB A CNC

N2 DE CNC

53 kg/cm2

NITRODUCTO

A NH-A

MF

MF

COMPRESION DE ALTA

VAPORESGAS RESIDUAL

A NOHOCH-A

GAS Y

COND. DE

NOHOCH-A

GAS Y

COND. DE

POL-A

35 kg/cm2

Valv. aérea48-50kg/cm2

44kg/cm2

GAS RESIDUAL

1 2 3 4 65

2 3 4 5

BA

PATÍN DE

MEDICIÓN

MF

MF

MF

MF

L-2

L-3

L-3 GAS AMARGO

AL CPG NVO. PMX

CONDENSADO AL

CPG NVO. PEMEX

GL-2

F/OP’N

MF

MF

CDGM CD. PEMEX

CPTG ATASTA



Diagnóstico de la situación actual

En las instalaciones marinas de la RMNE se cuenta con equipo de compresión para

manejo de gas amargo en baja y alta presión, disponiendo para ello de 23 equipos para

compresión de vapores, 53 equipos de compresión booster, 29 turbocompresores

(módulos) de alta presión y 6 turbocompresores para inyección de gas al yacimiento,

estos equipos se encuentran instalados y operando en los diferentes Centros de Proceso.

Asimismo, en el APC se cuenta con suficiente capacidad de ductos marinos para la

recolección y transporte del gas, mientras que en el APKMZ se puso en operación un

nuevo gasoducto de 36”Ø para manejo de gas amargo en el mes de abril del 2011, con el

cual se incrementó su capacidad de transporte a 950 MMpcd dando flexibilidad de

manejo al gas de la Región. Figura 5 y Figura 6.

Figura 5. Infraestructura para manejar el gas del Activo de Producción Ku Maloob Zaap

Ku-H Ku-M

Zaap-CFPSO

Equipo de compresión Booster (baja presión)

GHA

Ku-S

Ku-A

Ak-C7

Ak-J2

Ak-C6

Módulo de compresión de alta presión

KMZ-59 (L-357)

36”Ø

24”Ø 24”Ø

36”Ø

24”Ø

20”Ø

36”Ø

KMZ-16 (L-268)

36”Ø

L-83

Ak-J4



Figura 6. Infraestructura para manejar el gas del Activo de Producción Cantarell

Aún con los movimientos operativos, que se realizan día a día para distribuir flujos y

optimizar la utilización de los equipos disponibles para el manejo del gas, es necesario

para el cumplimiento del índice programado de aprovechamiento de gas, la instalación y

puesta en operación de equipo de compresión adicional, teniendo que instalar equipos en

los complejos Akal-J, Akal-C, Akal-B, Nohoch-A, Akal-G, Ku-A, Ku-H, Ku-M y Zaap-

C de acuerdo a las Obras y Acciones a Mediano Plazo.

Además de los grandes esfuerzos realizados para incrementar la infraestructura que

permita en el corto y mediano plazo manejar la totalidad del GHA (Figura 7 a Figura 25),

e incrementar el aprovechamiento del gas, la RMNE también está enfocada a maximizar

el factor de recuperación de los hidrocarburos a largo plazo y considera las siguientes

líneas de acción:

Plan de administración del yacimiento.

Sustitución de bocas de pozos críticos para extracción de aceite en zonas no

drenadas.

Incrementar la inyección de gas al yacimiento para garantizar el mantenimiento de

presión.

24”Ø

Ak-L Ak-B4Ak-B5

Ak-J

Ak-C4 Ak-C6 Ak-C8Ak-C7

Ak-GCAk-G1

Nh-A

End.

Ak-N

Equipo de compresión Booster (baja presión)

GHA con 40-70% mol N2

GHA con 6-8% mol N2

36”Ø

36”Ø

36”Ø

36”Ø

36”Ø

36”Ø

36”Ø

30”Ø

36”Ø

36”Ø

24”Ø

24”Ø

36”Ø

24”Ø

Ku-A268

367

268

357

ATASTA RMSO

20”Ø20”Ø

Ak-C/Perf

Simbología

J4 J2

L Enl

83

Módulo de compresión de alta presión

Módulo de inyección al yacimiento



Optimización de infraestructura de transporte para reducir cuellos de botella.

Optimizar los consumos de gas para Bombeo Neumático.

Fortalecimiento de equipos multidisciplinarios para mejorar la calidad de

decisiones técnicas.

Mejorar las prácticas operativas con apego a la normatividad vigente del SSPA

Infraestructura actual para el manejo del gas

En la Tabla 1 se muestran los equipos de compresión al cierre del 2011, para el manejo

y distribución de gas húmedo amargo y de gas dulce/residual en la región.

Tabla 1. Infraestructura actual para el manejo de gas

Nota: Cabe aclarar que en el FPSO por las interconexiones actuales solo se puede operar un tren de compresión a la vez

Akal-C4 4 110 440 Akal-C perf. 1 55 55 Gas Amargo 3 600 1800

Akal-C6 5 70 350 Akal-C6 1 110 110Residual /

Amargo3 450 1350

Akal-C7 4 120 480 Akal-C7 4 50 200 Residual 2 160 320

Akal-J2 4 70 280 Akal-J Akal-J perf 5 60 300 Vapores 2 50 100

Akal-J4 4 110 440 Akal-B Akal-B4 5 75 375 10 3570

Akal-B5 N.P. 3 130 390 Akal-L1 6 75 450

Akal-B5 Solar 2 70 140 Akal-L enlace 3 50 150

Akal-G Akal-GC 3 90 270 Akal-N Akal-N 2 40 80

29 2790 Akal-G Akal-GC 3 90 270

Nohoch-A Nohoch-A 4 55 220

Ku-A Ku-A 5 60 300 Akal-C Akal-C8 2 35 70

Ku-H Ku-H 3 30 90

Ku-M Ku-M 3 43 129

Ku-S Ku-S 3 55 165

Akal-C Akal-C4 3 10 30 Zaap-C Zaap-C 4 70 280

Akal-J Akal-J4 3 10 30 FPSO FPSO 1 120 120

Akal-B Akal-B4 3 10 30 53 3294 Ku-M Ku-M 1 130 130

Akal-L Akal-L 3 8 24 Akal-L Akal-L Enl 2 80 160

Akal-N Akal-N 1 10 10 1-150

Nohoch-A Nh-A2 2 8 16 2-200

Ku-A Ku-A 2 8 16 Akal-C1 Akal-C8 1 600 600

Ku-S Ku-S 2 7 14 7 1440

Zaap-C Zaap-C 2 6 12 Akal-C Akal-Cperf 3 190 570 Nota 1: Puesta en operación del compresor en Abr-2012

FPSO FPSO 2 10 20 Akal-B Akal-B5 2 220 440

23 202 Akal-G Akal-G1 1 220 220

Nohoch-ANohoch-A

enlace1 180 180

7 1410

BOOSTER RMNE

Instalación Plataforma

MODULOS RMNE

Instalación PlataformaNo.

Equipos

Capacidad

por Equipo

MMpcd

No.

Equipos

Capacidad

por Equipo

MMpcd

Total

Total

Capacidad

Total

MMpcd

Total

Total

VAPORES RMNE


Akal-C

No.

Equipos

No.

Equipos

CPTG ATASTA-SDC-GTDH

Instalación

TerrestreServicio

CPTG Atasta

No.

Equipos

Capacidad

por Equipo

MMpcd

Capacidad

Total

MMpcd

Capacidad

Total

MMpcd

Capacidad

Total

MMpcd

RECOMPRESION GAS RESIDUAL


Ku-A E-Ku-A2

Total

CPG AKAL-C SDC-GTDH (Gas Ácido)

Instalación

Capacidad

por Equipo

MMpcd

Capacidad

Total

MMpcd

PlataformaInstalación

Capacidad

por Equipo

MMpcd

Capacidad

Total

MMpcd

3 550

No.

Equipos

Capacidad

por Equipo

MMpcd

MÓDULOS DE INYECCIÓN AL YACIMIENTO

Capacidad

Total

MMpcd Total

Akal-B

Akal-J

Akal-C

Akal-L

Capacidad

por Equipo

MMpcd

No.

Equipos

Plataforma



Amargo3 450 1350




Akal-B5 N.P. 3 130 390 Akal-L1 6 75 450



29 2790 Akal-G Akal-GC 3 90 270



Ku-H Ku-H 3 30 90

Ku-M Ku-M 3 43 129

Ku-S Ku-S 3 55 165





Akal-N Akal-N 1 10 10 1-150

Nohoch-A Nh-A2 2 8 16 2-200


Ku-S Ku-S 2 7 14 7 1440



23 202 Akal-G Akal-G1 1 220 220

Nohoch-ANohoch-A

enlace1 180 180

7 1410

BOOSTER RMNE


MODULOS RMNE


Equipos

Capacidad

por Equipo

MMpcd

No.

Equipos

Capacidad

por Equipo

MMpcd

Total

Total

Capacidad

Total

MMpcd

Total

Total

VAPORES RMNE


Akal-C

No.

Equipos

No.

Equipos


Instalación

TerrestreServicio

CPTG Atasta

No.

Equipos

Capacidad

por Equipo

MMpcd

Capacidad

Total

MMpcd

Capacidad

Total

MMpcd

Capacidad

Total

MMpcd



Ku-A E-Ku-A2

Total


Instalación

Capacidad

por Equipo

MMpcd

Capacidad

Total

MMpcd


Capacidad

por Equipo

MMpcd

Capacidad

Total

MMpcd

3 550

No.

Equipos

Capacidad

por Equipo

MMpcd


Capacidad

Total

MMpcd Total

Akal-B

Akal-J

Akal-C

Akal-L

Capacidad

por Equipo

MMpcd

No.

Equipos

Plataforma

6 1,230



Amargo3 450 1350




Akal-B5 N.P. 3 130 390 Akal-L1 6 75 450



29 2790 Akal-G Akal-GC 3 90 270



Ku-H Ku-H 3 30 90

Ku-M Ku-M 3 43 129

Ku-S Ku-S 3 55 165





Akal-N Akal-N 1 10 10 1-150

Nohoch-A Nh-A2 2 8 16 2-200


Ku-S Ku-S 2 7 14 7 1440



23 202 Akal-G Akal-G1 1 220 220

Nohoch-ANohoch-A

enlace1 180 180

7 1410

BOOSTER RMNE


MODULOS RMNE


Equipos

Capacidad

por Equipo

MMpcd

No.

Equipos

Capacidad

por Equipo

MMpcd

Total

Total

Capacidad

Total

MMpcd

Total

Total

VAPORES RMNE


Akal-C

No.

Equipos

No.

Equipos


Instalación

TerrestreServicio

CPTG Atasta

No.

Equipos

Capacidad

por Equipo

MMpcd

Capacidad

Total

MMpcd

Capacidad

Total

MMpcd

Capacidad

Total

MMpcd



Ku-A E-Ku-A2

Total


Instalación

Capacidad

por Equipo

MMpcd

Capacidad

Total

MMpcd


Capacidad

por Equipo

MMpcd

Capacidad

Total

MMpcd

3 550

No.

Equipos

Capacidad

por Equipo

MMpcd


Capacidad

Total

MMpcd Total

Akal-B

Akal-J

Akal-C

Akal-L

Capacidad

por Equipo

MMpcd

No.

Equipos

Plataforma



Amargo3 450 1350




Akal-B5 N.P. 3 130 390 Akal-L1 6 75 450



29 2790 Akal-G Akal-GC 3 90 270



Ku-H Ku-H 3 30 90

Ku-M Ku-M 3 43 129

Ku-S Ku-S 3 55 165





Akal-N Akal-N 1 10 10 1-150

Nohoch-A Nh-A2 2 8 16 2-200


Ku-S Ku-S 2 7 14 7 1440



23 202 Akal-G Akal-G1 1 220 220

Nohoch-ANohoch-A

enlace1 180 180

7 1410

BOOSTER RMNE


MODULOS RMNE


Equipos

Capacidad

por Equipo

MMpcd

No.

Equipos

Capacidad

por Equipo

MMpcd

Total

Total

Capacidad

Total

MMpcd

Total

Total

VAPORES RMNE


Akal-C

No.

Equipos

No.

Equipos


Instalación

TerrestreServicio

CPTG Atasta

No.

Equipos

Capacidad

por Equipo

MMpcd

Capacidad

Total

MMpcd

Capacidad

Total

MMpcd

Capacidad

Total

MMpcd



Ku-A E-Ku-A2

Total


Instalación

Capacidad

por Equipo

MMpcd

Capacidad

Total

MMpcd


Capacidad

por Equipo

MMpcd

Capacidad

Total

MMpcd

3 550

No.

Equipos

Capacidad

por Equipo

MMpcd


Capacidad

Total

MMpcd Total

Akal-B

Akal-J

Akal-C

Akal-L

Capacidad

por Equipo

MMpcd

No.

Equipos

Plataforma

6 1,230

150



Amargo3 450 1350




Akal-B5 N.P. 3 130 390 Akal-L1 6 75 450



29 2790 Akal-G Akal-GC 3 90 270



Ku-H Ku-H 3 30 90

Ku-M Ku-M 3 43 129

Ku-S Ku-S 3 55 165





Akal-N Akal-N 1 10 10 1-150

Nohoch-A Nh-A2 2 8 16 2-200


Ku-S Ku-S 2 7 14 7 1440



23 202 Akal-G Akal-G1 1 220 220

Nohoch-ANohoch-A

enlace1 180 180

7 1410

BOOSTER RMNE


MODULOS RMNE


Equipos

Capacidad

por Equipo

MMpcd

No.

Equipos

Capacidad

por Equipo

MMpcd

Total

Total

Capacidad

Total

MMpcd

Total

Total

VAPORES RMNE


Akal-C

No.

Equipos

No.

Equipos


Instalación

TerrestreServicio

CPTG Atasta

No.

Equipos

Capacidad

por Equipo

MMpcd

Capacidad

Total

MMpcd

Capacidad

Total

MMpcd

Capacidad

Total

MMpcd



Ku-A E-Ku-A2

Total


Instalación

Capacidad

por Equipo

MMpcd

Capacidad

Total

MMpcd


Capacidad

por Equipo

MMpcd

Capacidad

Total

MMpcd

3 550

No.

Equipos

Capacidad

por Equipo

MMpcd


Capacidad

Total

MMpcd Total

Akal-B

Akal-J

Akal-C

Akal-L

Capacidad

por Equipo

MMpcd

No.

Equipos

Plataforma



Amargo3 450 1350




Akal-B5 N.P. 3 130 390 Akal-L1 6 75 450



29 2790 Akal-G Akal-GC 3 90 270



Ku-H Ku-H 3 30 90

Ku-M Ku-M 3 43 129

Ku-S Ku-S 3 55 165





Akal-N Akal-N 1 10 10 1-150

Nohoch-A Nh-A2 2 8 16 2-200


Ku-S Ku-S 2 7 14 7 1440



23 202 Akal-G Akal-G1 1 220 220

Nohoch-ANohoch-A

enlace1 180 180

7 1410

BOOSTER RMNE


MODULOS RMNE


Equipos

Capacidad

por Equipo

MMpcd

No.

Equipos

Capacidad

por Equipo

MMpcd

Total

Total

Capacidad

Total

MMpcd

Total

Total

VAPORES RMNE


Akal-C

No.

Equipos

No.

Equipos


Instalación

TerrestreServicio

CPTG Atasta

No.

Equipos

Capacidad

por Equipo

MMpcd

Capacidad

Total

MMpcd

Capacidad

Total

MMpcd

Capacidad

Total

MMpcd



Ku-A E-Ku-A2

Total


Instalación

Capacidad

por Equipo

MMpcd

Capacidad

Total

MMpcd


Capacidad

por Equipo

MMpcd

Capacidad

Total

MMpcd

3 550

No.

Equipos

Capacidad

por Equipo

MMpcd


Capacidad

Total

MMpcd Total

Akal-B

Akal-J

Akal-C

Akal-L

Capacidad

por Equipo

MMpcd

No.

Equipos

Plataforma

6 1,230



Amargo3 450 1350




Akal-B5 N.P. 3 130 390 Akal-L1 6 75 450



29 2790 Akal-G Akal-GC 3 90 270



Ku-H Ku-H 3 30 90

Ku-M Ku-M 3 43 129

Ku-S Ku-S 3 55 165





Akal-N Akal-N 1 10 10 1-150

Nohoch-A Nh-A2 2 8 16 2-200


Ku-S Ku-S 2 7 14 7 1440



23 202 Akal-G Akal-G1 1 220 220

Nohoch-ANohoch-A

enlace1 180 180

7 1410

BOOSTER RMNE


MODULOS RMNE


Equipos

Capacidad

por Equipo

MMpcd

No.

Equipos

Capacidad

por Equipo

MMpcd

Total

Total

Capacidad

Total

MMpcd

Total

Total

VAPORES RMNE


Akal-C

No.

Equipos

No.

Equipos


Instalación

TerrestreServicio

CPTG Atasta

No.

Equipos

Capacidad

por Equipo

MMpcd

Capacidad

Total

MMpcd

Capacidad

Total

MMpcd

Capacidad

Total

MMpcd



Ku-A E-Ku-A2

Total


Instalación

Capacidad

por Equipo

MMpcd

Capacidad

Total

MMpcd


Capacidad

por Equipo

MMpcd

Capacidad

Total

MMpcd

3 550

No.

Equipos

Capacidad

por Equipo

MMpcd


Capacidad

Total

MMpcd Total

Akal-B

Akal-J

Akal-C

Akal-L

Capacidad

por Equipo

MMpcd

No.

Equipos

Plataforma



Amargo3 450 1350




Akal-B5 N.P. 3 130 390 Akal-L1 6 75 450



29 2790 Akal-G Akal-GC 3 90 270



Ku-H Ku-H 3 30 90

Ku-M Ku-M 3 43 129

Ku-S Ku-S 3 55 165





Akal-N Akal-N 1 10 10 1-150

Nohoch-A Nh-A2 2 8 16 2-200


Ku-S Ku-S 2 7 14 7 1440



23 202 Akal-G Akal-G1 1 220 220

Nohoch-ANohoch-A

enlace1 180 180

7 1410

BOOSTER RMNE


MODULOS RMNE


Equipos

Capacidad

por Equipo

MMpcd

No.

Equipos

Capacidad

por Equipo

MMpcd

Total

Total

Capacidad

Total

MMpcd

Total

Total

VAPORES RMNE


Akal-C

No.

Equipos

No.

Equipos


Instalación

TerrestreServicio

CPTG Atasta

No.

Equipos

Capacidad

por Equipo

MMpcd

Capacidad

Total

MMpcd

Capacidad

Total

MMpcd

Capacidad

Total

MMpcd



Ku-A E-Ku-A2

Total


Instalación

Capacidad

por Equipo

MMpcd

Capacidad

Total

MMpcd


Capacidad

por Equipo

MMpcd

Capacidad

Total

MMpcd

3 550

No.

Equipos

Capacidad

por Equipo

MMpcd


Capacidad

Total

MMpcd Total

Akal-B

Akal-J

Akal-C

Akal-L

Capacidad

por Equipo

MMpcd

No.

Equipos

Plataforma

6 1,230

22 192



Asimismo, para la recolección y transporte del gas húmedo amargo en la RMNE se

dispone de la siguiente infraestructura:

a) Ductos para recolección y descarga del gas con TC’s Booster en el APC

Figura 7. Centro de proceso Akal-L

289

203

206

228

229

176

16”Ø

24”Ø

30”Ø

36”Ø

36”Ø

36”Ø

Akal-KL/TKL

Akal-TM/TTM

Akal-TQ C.P. Akal-B

C.P. Akal-J

200

24”Ø

Gas amargo, descarga de Boosters

Gas amargo, succión de Boosters

XX No. Clave del ducto

Gasoducto Fuera de operación

C.P. Akal-L

Oleogasoducto

C.P. Akal-N9220”Ø

24”Ø

Akal-TJ/TTJ

Kutz-TA20”Ø

202

213

Kambesah

20”Ø

Oleoducto24”Ø

232

El gas de las corrientes provenientes

de Akal-TJ, ( gas de TJ, Kutz-TA y

Kambesah) se enviará hacia Akal-J a

través de los ductos 213 y 232 de 24”Ø

(2012-2013).

Equipo No.Capacidad

MMpcd

Cap. Total

MMpcd

Booster6 75 450

3 50 150

Vapores 3 8 24

Futuro

acueducto



Figura 8. Centro de proceso Akal-B

Figura 9. Centro de proceso Akal-C

Akal-MB

24”ØAkal-BN




236

24”ØAkal-M

C.P. Akal-C

205

24”Ø

204

230

30”Ø

AB-4 AB-5

C.P. Akal-B

24”Ø

Akal-DB

226

Oleogasoducto

Akal-D/TD

24”Ø

185

24”Ø

209

14”Ø

14

C.P. Nohoch-A

24”Ø

19

24”Ø

235

Equipo No.Capacidad

MMpcd

Cap. Total

MMpcd

Booster 5 75 375

Vapores 3 10 30

Fuera de

operación

172

30”Ø

Akal-H/TH

24”Ø

Akal-D/TD




24”Ø

Akal-DB

C.P. Akal-G

24”Ø

209

231

185

20”Ø

Akal-CD

36”Ø

29614”Ø

16

14”Ø

14

Gasoducto, fuera de operación

Ligero:

Ixtoc / EkBalam

Módulos C4Booster

C.P. Akal-C

Oleogasoducto

24”Ø

45

Akal-I/TI

Futuro

C.P. Nohoch-A

24”Ø

118

24”Ø

19

Akal-E/TE

24”Ø135

24”Ø 199

24”Ø169

Gas amargo a inyección

24”Ø

283

Cerrada

Akal-CI

Futuro

Producción

Futura

C.P. Akal-B

24”Ø

226

Equipo No.Capacidad

MMpcd

Cap. Total

MMpcd

Booster

1 55 55

1 110 110

4 50 200

Vapores 3 10 30



Figura 10. Centro de proceso Akal-N

Figura 11. Centro de proceso Akal-J

C.P. Akal-B

20”Ø




Akal-M

115

C.P. Akal-J

205

24”Ø

78

20”Ø

107

24”Ø

C.P. Akal-N

Akal-MB

23624”Ø

Akal-E

235

24”Ø

Oleogasoducto

132

24”Ø

C.P. Akal-L

9220”Ø

20

20”Ø163

24”Ø

15

24”Ø

19824”Ø

Oleoducto

Se requiere cambio de servicio entre el

gasoducto de 20”Ø (L-92) por el oleoducto de

24”Ø (L-198), para incrementar la capacidad de

transporte de gas de Akal-L hacia Akal-N.

El sistema de ductos entre Akal-N, Akal-B, Akal-E, Akal-L y

Akal-J pueden operar con gas a succión y/o descarga de

booster, de acuerdo con la disponibilidad de equipos entre

dichas instalaciones.

Equipo No.Capacidad

MMpcd

Cap. Total

MMpcd

Booster 2 40 80

26

24”Ø

Akal-O

36”Ø

Akal-FO

/TFOSihil-A




24”Ø

295

Akal-TJ/TTJ

Kutz-TA20”Ø

202

24”Ø

213

Akal-F/TF

20”Ø190

Kambesah

20”Ø

Oleogasoducto

82

Ak-J Perf Ak-J4

C.P. Akal-C

C.P. Abk-A

36”Ø

36”Ø

69

36”Ø

C.P. Akal-L

176

C.P. Akal-J

Oleoducto

24”Ø

200

C.P. Akal-N

107

24”Ø

24”Ø

232

Equipo No.Capacidad

MMpcd

Cap. Total

MMpcd

Booster 5 60 300

Vapores 3 10 30

Futuro

Acueducto



Figura 12. Centro de proceso Akal-G

Figura 13. Centro de proceso Nohoch-A

C.P. Akal-C

217

24”Ø

Akal-GP

TGP/TGP2

Akal-P




24”Ø

158

36”Ø

29616

14”Ø

C.P. Akal-G

18724”Ø

Akal-R/TR

Akal-GS

Futuro

20”Ø

30”Ø

171

C.P. Nohoch-A

DD-PB-1

Akal-DDPW1

Akal-DDPW3

Akal-DDPW2

Oleogasoducto

Futuro

20”Ø

Futuro

24”Ø

Futuro24”Ø

Futuro

Futuro

Futuro

Futuro

Futuro

Futuro

En operación

como oleoducto

Equipo No.Capacidad

MMpcd

Cap. Total

MMpcd

Booster 3 90 270

117

24”Ø

Nh-B

24”Ø

Nh-C

36”Ø

Akal-H




Oleogasoducto

C.P. Akal-C

119

24”Ø

19

Akal-D

24”Ø

24”Ø

122

67

Akal-R

Akal-S

30”Ø

171

24”Ø

Chac-A

173

Takin-A

299

16”Ø

118

C.P. Nohoch-A

Akal-GP

187

24”Ø

24”Ø

89Akal-TH2

Futuro

30”Ø

172

24”Ø

209

Para dar flexibilidad en el manejo del gas de Akal-D y Akal-H hacia los

C.P. Akal-C y/o Nh-A, se requiere rehabilitar e instalar separadores

remotos en las plataformas satélite indicadas, respectivamente.

Equipo No.Capacidad

MMpcd

Cap. Total

MMpcd

Booster 4 55 220

Vapores 2 8 16



b) Diagrama general de descarga de gas con equipo Booster del APC

Figura 14. Descarga de gas con equipo Booster del APC

c) Ductos para recolección y descarga del gas con TC’s Booster en el APKMZ

Figura 15. Centro de proceso Ku-A



Ak-C6

36”Ø

176

Ak-N

20”Ø

115

Nh-A Enl

36”Ø

67

30”Ø

230

36”Ø

228

Ak-L Prod Ak-B4

36”Ø

229

Ak-B5

Ak-C7

Ak-G1

Ak-C436”Ø

69

14”Ø

16

36”Ø

268

36”Ø

83

Gas del

AIKMZ

Gas del

AIKMZ

Ak-J Perf

Ak-GC

Ak-J4

Abkatún-A

36”Ø

Gasoducto Fuera de operación

36”Ø

357




Oleogasoducto

C.P. Ku-A

Ku-F

Ku-C

30”Ø250

30”Ø

251

Lum-A

S.P. Lum-1

Bacab-A C.P. Akal-C

C.P. Akal-J

10”Ø

KMZ-51

14”Ø

261

20”Ø

124

36”Ø268

36”Ø

83

36”Ø357

20”Ø

Ku-G

Ku-I

355

20”Ø

278C.P. Ku-S24”Ø

74

Ku-B

24”ØKMZ-64

Futuro

C.P. Ku-M

24”Ø

223

Zaap-E24”Ø

KMZ-68

Futuro

Equipo No.Capacidad

MMpcd

Cap. Total

MMpcd

Booster 5 60 300

Vapores 2 8 16



Figura 16. Centro de proceso Ku-H

Figura 17. Centro de proceso Ku-S



Oleogasoducto

24”Ø

344

24”Ø

222

C.P. Ku-H

Maloob-C

C.P. Ku-M

Maloob-A

24”Ø

KMZ-62 Multifuncional

Equipo No.Capacidad

MMpcd

Cap. Total

MMpcd

Booster 3 30 90

20”Ø




Ku-G

Ku-I

355

C.P. Ku-A

20”Ø

278C.P. Ku-S

24”Ø

74

Oleogasoducto

Equipo No.Capacidad

MMpcd

Cap. Total

MMpcd

Booster 3 55 165

Vapores 2 7 14



Figura 18. Centro de proceso Zaap-C

Figura 19. Manejo de gas con equipo Booster FPSO

24”Ø




Maloob-A

Zaap-A

30”Ø

304

30”Ø

290

Zaap-B

Maloob-D

24”Ø

KMZ-56

Oleogasoducto

298

C.P. Ku-A

36”Ø

165

C.P. Zaap-C

24”Ø

Maloob-B

24”Ø

24”Ø265

Zaap-D

24”Ø

266

24”Ø

Equipo No.Capacidad

MMpcd

Cap. Total

MMpcd

Booster 4 70 280

Vapores 2 6 12

FPSO

Maloob-A

30”Ø

Zaap-D



265

24”Ø

Maloob-B

270

30”Ø

273

1

Zaap-A

24”Ø

Oleogasoducto

266

C.P. Zaap-C

24”Ø274

24”Ø

24”Ø

Equipo No.Capacidad

MMpcd

Cap. Total

MMpcd

Booster 1 120 120

Vapores 2 10 20



d) Manejo de gas con equipo Booster FPSO

Figura 20. Descarga de gas con equipo Booster del APKMZ

e) Ductos de recolección y transporte de gas en baja y alta presión de la RMNE

Figura 21. Centro de proceso Akal-B



C.P. Ku-A C.P. Akal-C

C.P. Akal-J

36”Ø268

36”Ø

83

36”Ø

1

C.P. Zaap-C

24”Ø274

36”Ø165

C.P. Ku-S

20”Ø

278

24”Ø

223

24”Ø

222

C.P. Ku-H

C.P. Ku-M

FPSO

Gas amargo a

módulos de Ak-C7/C6

Gas amargo a

módulos de Ak-J4

357

C.P. Akal-L

22836”Ø

C.P. Akal-N

20”Ø

Gas amargo, descarga de Alta Presión

Descarga de Booster a succión de Módulos


115

C.P. Akal-C230

30”Ø

AB-4 AB-5

227

36”Ø

Iny . Yac.

Gas amargo de alta presión, a Inyección de Yacimiento

22936”Ø

C.P. Akal-B



Figura 22. Centro de proceso Akal-C

Figura 23. Centro de proceso Akal-J

C.P. Akal-G

16

14”Ø

24”ØAkal-E

C.P. Nh-A

67

24”Ø

69

36”Ø

C.P. Akal-J

268

36”Ø

C.P. Ku-A

83

36”Ø

C.P. Akal-B

230

30”Ø

Módulos C4 Módulos C6 Módulos C7

C.P.G.

Ak-C824”Ø

48

Akal-KL 169

14”Ø

253

24”Ø

211





36”Ø

357

69

36”Ø

C.P. Akal-C

8336”Ø

C.P. Ku-A

36”Ø

C.P. Akal-L

176

C.P. Abk-A

36”Ø

70





C.P. Nh-A

3024”Ø

179

24”Ø

Módulos J4Booster

C.P. Akal-J



Figura 24. Centro de proceso Akal-G

f) Ductos de transporte y distribución de gas en alta presión de la RMNE

Figura 25. Ductos de transporte y distribución de gas

C.P. Akal-C

16”Ø

18016

14”Ø

Ak-G Módulos GC

Iny . Yac.




C.P. Nh-A

56

24”Ø

C.P. Akal-G

Servicio de

Compresión

Futuro

C.P. Akal-B

24”Ø

Akal-E

C.P. Akal-CGasolinoducto, fuera de operación

Gas amargo, alta presión



C.P. Nh-A

C.P. Akal-G

36”Ø

227

24”Ø

24”Ø

C.P. Akal-J

16”Ø

24”Ø

180

24”Ø

24”Ø

211

179

36”Ø152

36”ØL-2

36”ØL-3

169

30

56

48

CPTG

Atasta36”Ø

L-2

CDGM

Cd. Pemex

C.P.G.

Cd. Pemex

C.P.G.

Nvo. Pemex

16”ØGL-1

16”ØGL-2

24”ØGL

C.P.G.

Akal-C8

36”ØL-3

Pol-A

36”Ø

77

Akal-KL

14”Ø253

Gasolinoducto

36”Ø

36”Ø

C.P. Ku-A

357

83

36”Ø268

Gas amargo, succión de módulos

Akal-N

24”Ø

F

Akal-CI

C.P. Akal-L

24”Ø

F

B Perf

L Perf

24”Ø

FGas amargo de alta presión, a Inyección de Yac. FUTURO

Nh-A

Perf



Programa Operativo 2011.

En el año 2011 la región estableció el compromiso ante la Dirección General de Pemex y

la CNH de disminuir el gas quemado, teniendo como meta alcanzar un índice de

aprovechamiento promedio de 93.8% al cierre del 2011. Para lograrlo se requirió una

eficiente administración de pozos cíclicos, sustitución de bocas e incrementar la

confiabilidad operativa de los equipos de compresión de gas.

Para lograr los resultados del aprovechamiento de gas, en el 2011 se llevaron a cabo las

siguientes acciones y obras, las cuales ya se tenían consideradas en el Plan Maestro para

el Aprovechamiento del gas 2010-2014, a fin de cumplir el compromiso adquirido:

A principios de año se llevaron a cabo las interconexiones en Akal-C8 para desviar

el gas ácido hacia inyección al Yacimiento con los TC’s de Akal-C perf.

Interconexiones en Akal-L y Akal-J para incrementar el manejo de gas de Akal-L

hacia los TC’s de alta presión.

En Abril entró en operación el gasoducto de 36”Ø X 24 Km. de E-Ku-A2 hacia

Akal-C6, con lo cual se incrementó la capacidad a 950 MMpcd de transporte de

gas húmedo amargo del APKMZ.

En Junio de 2011, entro en operación un equipo de compresión de gas para baja

presión (booster de 70 MMpcd) en la plataforma Zaap-C.

Durante el mes de octubre entraron a operación, tres equipos de compresión de gas

para baja presión (booster de 50 MMpcd c/u) en Akal-L enlace.

Reconfiguración de los tres compresores centrífugos (booster) de Ku-M para

incremento de manejo de GHA en baja presión.

Ku-M, un equipo para recompresión de gas residual para bombeo neumático de

130 MMpcd.

En diciembre, un sistema de compresión en Akal-J2 (4 módulos de alta presión de

70 MMpcd c/u) para incremento de manejo de GHA en alta presión.

En diciembre, se terminó la modernización del turbocompresor de alta presión

(módulo) No. 3 de Akal-C7.

Con la conclusión de las obras y acciones antes descritas y con la administración de

pozos cíclicos, se logrará cumplir el programa operativo de manejo y aprovechamiento

de gas comprometido para el año 2011.



Pronósticos y distribución de gas 2012 – 2021

En la Figura 26, se muestra el perfil histórico para el periodo (1997-2011), de la

capacidad para el manejo de gas en la región en MMpcd, la ubicación e índice de

aprovechamiento correspondiente, también se observa el pronostico a partir del año 2012

hasta el 2021, donde se alcanzará una capacidad de compresión de 2,844 MMpcd en el

año 2015, mientras que en el año 2012 se tendrá un incremento en el IAG, hasta alcanzar

97%, y a partir del año 2013 un valor de 98% .

Figura 26. Capacidad de manejo en alta presión e inyección 2012 – 2021

Con base en los pronósticos de gas a manejar a partir del año 2012, se tendrá un

incremento gradual en el volumen de gas de la zona de transición, hasta alcanzar 1,200

MMpcd en el año 2020, el promedio del gas de formación será de 523 MMpcd en el

periodo, a fin de cumplir las metas de producción de aceite crudo. Figura 27 y Figura 28.

Cabe mencionar que debido a las características actuales del yacimiento en el campo

Akal del APC y por la explotación de pozos productores en el contacto gas-aceite, los



simuladores disponibles no predicen de manera contundente los volúmenes de gas

producido, por lo cual en el presente Plan se consideran los escenarios máximo esperado

y probable del gas total a manejar.

a) Gas total a manejar en la RMNE

Figura 27. Gas de la RMNE a manejar

2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021

Z.T. Máx. 775 860 970 1104 1111 1128 1180 1184 1200 1200

B.N. Máx. 1115 1145 1165 1191 1172 1160 1054 955 915 893

Form. Máx. 550 570 576 563 538 532 515 480 460 445

Z.T. Prob. 775 860 970 1058 968 938 890 808 780 750

B.N. Prob. 1115 1145 1165 1157 1120 1075 1017 935 875 850

Form. Prob. 550 570 576 552 515 500 491 465 422 403

Cap. Comp. 2386 2532 2666 2844 2787 2787 2787 2587 2587 2587

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

MM

pc

d

Escenario máximo esperado

Escenario probable

97.5 98.0 98.0 98.0 99.0 99.0 99.0 99.0 99.0 99.0

84 84 84

75 75 75 75 75 75 75

70.075.080.085.090.095.0

100.0

2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021

% IAG Máx.

% Uso

Capacidad de compresión



b) Distribución de gas en la RMNE

Figura 28. Distribución de gas de la RMNE

c) Gas a manejar en el APC

Durante el periodo 2012-2021, el APC considerará manejar los volúmenes de gas

representados en la Figura 29, con el propósito de maximizar la producción de aceite

crudo comprometido por la SPRMNE, así como para dar cumplimiento a la resolución

que la Comisión Nacional de Hidrocarburos emitió respecto al aprovechamiento del gas.

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021

GHA c/N2 a Iny APC

GHA Iny APKMZ

GHA a PGPB Máx

GHA a C8

Quemado

TOTAL RMNE

GHA a PGPB Esp

GHA c/N2 Iny APC Máx. 1252 1381 1504 1537 1525 1509 1543 1423 1361 1345

GHA Iny APKMZ 450 450 450 450 450 450 450

GHA a PGPB Máx 575 503 514 174 178 193 199 190 208 188

GHA a C8 550 640 640 640 640 640 530 530 530 530

Gas quemado 63 51 53 57 28 28 27 26 26 25

GHA c/N2 Iny APC Prob. 1252 1381 1504 1463 1327 1247 1238 1089 984 948

GHA a PGPB Prob. 575 503 514 157 158 148 153 113 87 50

GHA c/N2 iny. al yac. en el APC

Escenario Probable

GHA a C8

GHA a PGPB

Máximo esperado

GHA enviado a PGPB

Escenario Probable

MM

pc

d

GHA c/N2 iny. al yac. en el APC

Máximo esperado

GHA iny. al yac. en el APKMZ

Gas quemado

Datos: GTDH_1 y 2.



Figura 29. Escenario de gas a manejar en el APC

d) Gas a manejar en el APKMZ

En el APKMZ se pronosticó que se manejará para el periodo 2012-2021, los volúmenes

de gas mostrados en la Figura 30.

2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021

ZT (Máx) 775 860 970 990 993 990 1030 1004 1002 1000

BN (Máx) 620 635 640 661 640 630 545 465 425 415

Form (Máx) 220 237 247 243 220 217 195 180 160 155

Esc. Prob. 1615 1732 1857 1820 1655 1575 1465 1315 1210 1173

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1800

2000M

Mp

cd

Gas de formación

Gas de la zona de transición

Gas de B.N.

Escenario Probable




Figura 30. Escenario de gas a manejar en el APKMZ

Programas de mantenimiento 2012

Con la finalidad de poder cumplir con el índice de aprovechamiento de gas del 97.5%

para el 2012, se debe aplicar el programa de mantenimiento a los equipos de compresión

de ambos Activos de Producción:

a) Para los equipos de compresión en el APC.

De la Tabla 2 a la Tabla 4 se muestran los mantenimientos a los módulos de alta presión,

inyección y equipo booster para el manejo de gas señalando el periodo anual, semestral,

ubicación y capacidad para cada uno de ellos.

2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021

Gas form max esp 0 0 0 114 118 138 150 180 198 200

BN (Máx) 495 510 525 530 532 530 509 490 490 478

Form (Máx) 330 333 329 320 318 315 320 300 300 290

Esc. Prob. 825 843 854 947 948 938 933 893 867 830

0

200

400

600

800

1000

1200M

Mp

cd

Gas de formación

Gas formación máximo esperado

Gas de B.N.

Escenario Probable




Tabla 2. Programa de Mantenimiento a Módulos

Tabla 3. Programa de Mantenimiento a equipos de Inyección



Tabla 4. Programa de Mantenimiento a equipos Boosters

b) Para los equipos de compresión en el APKMZ.

En la Tabla 5, se muestran los mantenimientos a los equipos booster para el manejo de

gas señalando el periodo anual, semestral, ubicación y capacidad para cada uno de ellos.



Tabla 5. Programa de Mantenimiento a equipos de compresión



Inyección de N2 y Gas Hidrocarburo al Yacimiento

En el año 2000 se inició el suministro e inyección de 1,200 MMpcd de Nitrógeno al

Yacimiento del campo Akal, por la Compañía de Nitrógeno de Cantarell S.A de C.V.

(CNC) mediante un contrato con vigencia hasta el 12 de Abril del 2016 y en el año 2005

se contrató un módulo adicional con vigencia hasta el año 2027 con la finalidad de

proporcionarle 300 MMpcd de N2 al APKMZ (Quinto módulo), sin embargo para

mantener la plataforma de producción de 850 mbpd de aceite del APKMZ es necesario

inyectar 650 MMpcd de nitrógeno a los yacimientos, por lo que los 350 MMpcd faltante

se complementaran con el Nitrógeno que dejara disponible el APC .

De acuerdo al comportamiento actual del yacimiento Akal, se identificó la necesidad de

continuar la inyección de nitrógeno con la finalidad de conservar la energía del

yacimiento, lo cual permitirá que el crudo pueda fluir hacia los pozos con la energía

suficiente para posteriormente ser llevado hasta la superficie mediante el sistema de

bombeo neumático, adicionalmente, con el mantenimiento de presión por la inyección de

nitrógeno se podrá controlar el contacto agua-aceite, favoreciendo el drene gravitacional.

Para el caso del campo Akal se requiere continuar con el suministro de 1,200 MMpcd de

nitrógeno hasta Mayo del 2021.

Se han realizado una serie de acciones para maximizar el valor económico de los

yacimientos e incrementar el factor de recuperación de hidrocarburos, entre las cuales se

encuentran: la administración de pozos críticos, perforación de pozos en las zonas no

drenadas, actividad intensiva de reparaciones mayores y menores y obras para el

mantenimiento de presión al yacimiento. Los beneficios económicos por la inyección del

gas nitrógeno, no son factibles de cuantificar en forma aislada sino que forman parte de

las acciones antes mencionadas en manera conjunta.

En agosto del 2004 se inició la inyección de gas hidrocarburo contaminado con N2 al

yacimiento en pozos de Akal-E con dos TC’s instalados en Akal-C perforación, debido al

incremento de gas producido en la zona de transición se tuvo la necesidad de incrementar

la infraestructura para la inyección de gas, por esta razón en el año 2008 y 2009 iniciaron

operaciones: 1 TC adicional en Akal-C perforación, 2 TC’s en Akal-B y 1 TC en Akal-

G1; actualmente con estos 6 equipos se inyecta un total de 1,150 MMpcd de gas

hidrocarburo contaminado con N2 en el campo Akal.

Para lograr la meta de inyección de gas amargo al yacimiento, se están llevando a cabo la

conversión del turbocompresor C-50 de BN a inyector en Nh-A Enlace (180 MMpcd) y

la adquisición, instalación y puesta en operación de dos turbocompresores con capacidad



de 200 MMpcd cada uno en Akal-G para el 2012 y uno más en Akal-B para mayo-2013,

con lo cual se tendrá una capacidad instalada de inyección de 2,010 MMpcd en el APC.

Asimismo se identificó la necesidad del mantenimiento de presión en el Jurásico Superior

Kimmerigdiano del yacimiento Sihil por lo que se requieren inyectar del orden de 400

MMpcd.

Por otra parte, el APKMZ ha elaborado estudios para incrementar el factor de

recuperación de aceite crudo en los campos Maloob y Zaap, determinando que mediante

la inyección de 450 MMpcd de gas amargo al yacimiento en dichos campos se logrará

recuperar hasta un 3% adicional de crudo pesado (13° API). Con base en lo anterior y a

fin de disponer de la infraestructura requerida, tanto para cumplir con las metas

regionales del aprovechamiento integral de gas como para inyectar 450 MMpcd de gas

amargo en Maloob y Zaap, se requiere instalar en Ku-A una plataforma con equipos de

compresión que cumplan con el propósito antes citado.

En la Figura 31 se visualiza de forma integral y clara los programas de inyección de

nitrógeno y gas amargo al yacimiento en los Activos:

Figura 31. Programa integral de inyección de N2 y gas amargo al yacimiento

En la Tabla 6 se indican los volúmenes totales de inyección de nitrógeno y gas húmedo

amargo en cada uno de los Activos de Producción Cantarell y Ku Maloob Zaap, así como

el total de la RMNE.

0

500

1000

1500

2000

2500

2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021

GHA c/N2 Iny Cret. Max

GHA Iny APKMZ

GHA c/N2 Iny JSK Max

N2 Iny APC

N2 iny APKMZ

N2 para BN

GHA c/N2 Iny APC Prob

GHA c/N2 APC-Cret. 1252 981 1104 1137 1125 1109 1143 1023 961 945

GHA Iny APKMZ 450 450 450 450 450 450 450

GHA c/N2 APC-JSK 400 400 400 400 400 400 400 400 400

N2 Iny. Yac. APC 645 645 645 995 995 995 995 995 995 995

N2 Iny. Yac. APKMZ 650 650 650 300 300 300 300 300 300 300

N2 para BN 205 205 205 205 205 205 205 205 205 205

GHA c/N2 APC Prob. 1252 981 1104 1063 927 847 838 689 584 548

MM

pc

d

GHA c/N2 Iny. al cretácico en el APC

Escenario Probable

GHA c/N2 Iny. al cretácico en el APC

Máximo esperado

Suministro de 1500 MMpcd de N2 por CNC

GHA c/N2 Iny. al JSK-APC

A partir del 2013

GHA Iny. al Yac-APKMZ

A partir del 2015



Tabla 6. Volúmenes totales de inyección de N2, GHA por activo y total RMNE

Obras y acciones a corto y mediano plazo

Con base en los volúmenes esperados del gas a manejar y en los requerimientos de

inyección de gas al yacimiento (Nitrógeno + GHA) y con el propósito de garantizar el

aprovechamiento de gas comprometido, así como el mantenimiento de presión en los

yacimientos de la RMNE, se determina que además de la infraestructura actualmente

instalada y operando se deben de concluir las obras que están en proceso de ejecución y

llevar a cabo las obras nuevas y acciones siguientes (Tabla 7), las cuales se estima

concluirlas en el periodo 2012 - 2014:

Tabla 7. Obras y Acciones a Mediano Plazo

Cantidad Instalación Descripción de la obra Entrada en

operación

1 Nohoch-A

Enlace

Instalación y puesta en operación de un

turbocompresor para inyección, de 180 MMpcd. Enero-2012

1 Akal-C8


turbocompresor para inyección de gas dulce

semiseco a la red de BN, de 600 MMpcd.

Abr- 2012

2 Akal-G1

Instalación y puesta en operación de dos

turbocompresores para inyección de gas

húmedo amargo al yacimiento, de 200 MMpcd

c/u.

May-2012

2 Nohoch-A

Enlace

Instalación y puesta en operación de dos

turbocompresores de baja presión (booster), de

60 MMpcd c/u.

Nov-2012

2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021

Total inyectado APC 1,897 2,026 2,149 2,532 2,520 2,504 2,538 2,418 2,356 2,340 N

2 645 645 645 995 995 995 995 995 995 995

GHA 1,252 1,381 1,504 1,537 1,525 1,509 1,543 1,423 1,361 1,345 Total inyectado APKMZ 650 650 650 750 750 750 750 750 750 750

N2 650 650 650 300 300 300 300 300 300 300

GHA 0 0 0 450 450 450 450 450 450 450 Total inyectado RMNE 2,547 2,676 2,799 3,282 3,270 3,254 3,288 3,168 3,106 3,090

N2 1,295 1,295 1,295 1,295 1,295 1,295 1,295 1,295 1,295 1,295

GHA 1,252 1,381 1,504 1,987 1,975 1,959 1,993 1,873 1,811 1,795



3 Nohoch-A2

Instalación y puesta en operación de tres

turbocompresores de alta presión (módulos), de

70 MMpcd c/u.

Dic -2012

1 CPTG Atasta

Reparación y adecuación de cabezal de descarga

general de gas amargo para asegurar la calidad

en la entrega de GHA(segregación de

corrientes)

Nov-2012

1 Akal-C7 Modernización del turbocompresor de alta

presión (módulo) No. 4. Dic- 2012

1 Akal-C8

Instalación y puesta en operación del segundo

turbocompresor para inyección de gas dulce

semiseco a la red de BN, de 600 MMpcd.

Abr- 2013

1 Zaap-C


turbocompresor de baja presión (booster), de 70

MMpcd.

Mar -2013

1 Ku-A



MMpcd.

Nov-2013

1 Akal- B


turbocompresor para inyección de gas húmedo

amargo al yacimiento, de 200 MMpcd.

May -2013

1 Nohoch-A2



MMpcd.

Julio- 2013

1 Akal-J



MMpcd.

Julio- 2013

1 Akal-C


turbocompresor de baja presión (booster), de

110 MMpcd.

Julio - 2013

2 CPTG Atasta

Adquisición y puesta en operación de dos

motocompresores para manejo de vapores, de

12 MMpcd c/u.

junio -2013

1 CPTG Atasta

Rehabilitación, modernización y puesta en

operación de un turbocompresor de BN de 160

MMpcd.

Oct -2013

1 GTDH-MNE

Contratar servicio para el suministro de 1,200

MMpcd de Nitrógeno por 5 años a partir de

Abril-2016 para el campo Akal del APC.

Nov -2013



1 Akal-G1 Servicio de compresión en baja y alta presión

para manejar 200 MMpcd de gas amargo. Ene- 2014

4 Akal -B,N,L, E

Construcción y puesta en operación de cuatro

gasoductos (1 Ak-CI/Ak-E de 24”Ø; 1 Ak-E/Ak

N,; 1 Ak-N/Ak-B de 24”Ø; y 1 Ak-N/Ak-L de

24”Ø) para transporte de 400 MMpcd de gas

húmedo amargo ó N2 desde Ak-B y Ak-C para

inyectarlo al yacimiento (JSK) en pozos de Ak-

N y AK-L.

Ene- 2014

1 Ku-A

Instalación y puesta en operación de una

plataforma de compresión para manejo de 450

MMpcd de gas amargo en alta presión

(módulos) e inyección al Yacimiento.

Sep- 2014

1 Ku-H



MMpcd.

Nov -2014

1 Ku-M



MMpcd.

Nov -2014

Con la conclusión y puesta en operación de estas obras, se garantizará el cumplimiento

del aprovechamiento de gas y se contará con el equipo de relevo suficiente para efectuar

los mantenimientos preventivos a los turbocompresores, sin afectar el manejo integral del

gas.

Calidad del gas húmedo amargo marino y gas residual

El gas a manejar en el Activo de Producción Cantarell (APC), tiene una concentración de

nitrógeno variada, dependiendo de la zona de explotación del campo y de la ubicación de

la zona productora de los pozos, a diferencia del gas a manejar en el APKMZ, el cual

presenta una baja concentración de nitrógeno, y depende en gran medida de la calidad del

gas dulce/residual usado para bombeo neumático.

a) Contenido de N2 en las corrientes de gas.

Las corrientes de gas de los dos activos de la Subdirección de Producción Región Marina

Noreste (SPRMNE) se combinan durante su manejo y transporte, estas corrientes de gas

y condensado amargo, fluyen por el gasoducto NH-A/Atasta de 36”Ø hacia el CPTG

Atasta, asegurándose que en dicha corriente la concentración de nitrógeno se mantenga

entre 14 y 16% mol, con un volumen aproximado de 550 a 600 MMpcd.



En la planta de Atasta, el gas proveniente de la RMNE se mezcla con la corriente de gas

de la Región Marina Suroeste (RMSO), diluyéndose la concentración de nitrógeno a un

valor menor o igual al 12% mol.

Posteriormente el volumen de gas de ambas regiones es enviado a Ciudad Pemex donde

se separa en dos corrientes, la primera se envía al Centro de Proceso de Gas en Ciudad

Pemex para su endulzamiento, secado y posterior eliminación de nitrógeno mediante la

planta eliminadora de nitrógeno (NRU), a la salida de esta planta se unen las corrientes

provenientes de las plantas criogénicas y el gas dulce seco del Activo de Producción

Muspac- Macuspana, logrando así contar con el volumen requerido y en especificaciones

para su consumo en las instalaciones de la RMNE como gas combustible y gas para el

sistema de bombeo neumático. La segunda corriente se mezcla con otras corrientes

provenientes de la Región Sur para disminuir la concentración de nitrógeno y cumplir

con las especificaciones, entregándose con un valor menor o igual al 5.9% mol a Pemex

Gas y Petroquímica Básica, en las plantas de Cactus y Nuevo Pemex.

Figura 32. Diagrama esquemático de la configuración de la NRU.

La NRU cuenta con tres TC’s que manejan 210 MMpcd c/u y con dos trenes de proceso

de 315 MMpcd c/u ver Figura 32; el volumen normal de entrada a la NRU es de 420

MMpcd de gas dulce seco (residual) y los productos de salida son: gas residual con 2.0%

mol para su envío a consumo (combustible y B.N.) y el nitrógeno que se envía a la

atmósfera con un contenido máximo de 1.08% mol de hidrocarburos. Esta planta opera

bajo un proceso criogénico en el cual alcanzan temperaturas de -183°C ver Figura 33.

MezcladoDe

acondicionamiento

Gas a ventas

Bypass de Criogénica 1

Bypass de Criogénica 2

COMP 1

COMP 2

COMP 3

NRU 1

NRU 2

Complejo Procesador de Gas Cd. Pemex

N R U Separación y Compresión



Figura 33. Diagrama esquemático del proceso de remoción de nitrógeno.

Sin embargo, la puesta en operación de la planta NRU no fue suficiente para controlar

totalmente la calidad del gas natural a clientes externos e internos, por lo cual se llevaron

a cabo interconexiones en plataformas marinas (Figura 34 y Figura 35) con el propósito

de segregar las corrientes de gas con alto contenido de N2 para su inyección al

Yacimiento y el gas hidrocarburo más limpio para su envío a Akal-C8 y al CPTG Atasta

para su entrega a plantas de PGPB.

Figura 34. Diagrama de cabezales de succion APC.

GAS RESIDUAL GASODUCTO Y/O B.N.

GAS RESIDUAL GASODUCTO Y/O B.N.

62.7 kg/cm2

420 mmpcd

37.7 °C

29 kg/cm2

65.2 mmpcd

42 °C

NRU 1

MED

FG-101A/B

TV-101

MED

TL-302

TL-301

TL-304

MV-301 BB-301

CH-302

TL-303

CH-303

CH-301

CH-304 A/B

MED

MED

GAS

ALIM.

CRIO 2

GAS REGEN. CRIO 1 Y 2

AP MP BP AP/CAL

SUM GAS COMB. A PEMEX

GAS DE

REGENERACIÒN A

CRIO. 1 Y 2

NRU 2

1-PV-0022-PV-002

GAS

ALIM.

CRIO 1

AP MP BP AP/CAL

33 kg/cm2 65 mmpcd

24.9 °C

68 kg/cm2

397.8 mmpcd

40.2 °C

Booster

Módulos

Cabezal de descarga de módulos

Cabezal de succión de Booster

Cabezal de succión de módulos

Cabezal de succión de compresores de

inyección

Interconexiones para segregación de

corrientes

A Nh-A

De Ak-H

42” Ø

36” Ø

30”

C-3 C-4 C-6

De Nh-A36”

24x16”

16” Ø20” Ø

De/A

Ak-G

30” Ø30x36” 36x42”

De Ak-B4

16”

16”

36” Ø

20” 20”

18”

30” Ø Línea F/Op’n.

36”

20”20” Ø

16”

De Ak-B5

C-7

Gas dulce al

B.N.

C-8

36” Ø

30”ØGas acido a

Ak-J4

Hacia

Ak-G

De Ak-GR

De Ak-J

De Ku-A

24”Ø



Figura 35. Esquema del gas con alto contenido de N2 y segregacion de corrientes en Ak-L.

Adicionalmente a las interconexiones realizadas en plataformas marinas, también fue

necesario que en el CPTG-Atasta se realizara la construcción de nuevos cabezales e

interconexiones para mezclar de manera controlada gas de la RMNE con gas de la

RMSO (Figura 36), a fin de entregar el GHA marino con máximo 12%mol de N2 a las

plantas procesadoras de Cd. Pemex y con 5.9%mol de N2 a las plantas de Nuevo Pemex.

Figura 36. Diagrama esquemático de interconexiones en plataformas marinas.

Gas de Booster

de Ak-L

Gas de Booster

de AB-4

Gas de Booster

de Ak-N

Mars-100

Módulos

Taurus-60

AB5

36”

36”

36”

36”

30”Gas de Booster

de Ak-L

24” 24”

36”

36”

36”

36”

36”

30”

24” 24”

36”

36”

30”

24”

Gas de alta

a Ak-C7

PV

Gas a

Inyección

18” 18”

24”

36x24”

24”

24”x16”

18”18”

10” 10”

24”

AB4Gas con bajo contenido de N2 (Gas de Ak-L)

Gas con alto contenido de N2 (Gas de Booster de Ak-B4)

24”

30”

16”

10”10”

16” - 600#24” 600

#

10” - 900#10” - 900#

16” 600#

30”

Gas de Booster de

Ak-L a Ak-C4

30”

30”

24”

AB-4

FA-4211B FA-4211A

Interconexiones para segregación de corrientes

NO

HO

CH

PO

L

FA-101 FA-101

I

J

K

A

B

C

D

PATINMEDICION

L-3

L-2

1

2

3

4

5

6

NV

O. P

EM

EX

CD

. PE

ME

X

PCV-603

PCV-604

PCV-601

PCV-602

66-B

85

67-A

24”Ø

887

M-A/B

SDV-20566

650 MMPCD

500 MMPCD

500 MMPCD

500 MMPCD

66-A

PT

PT-437C

PI

PI

PT

PT

C

Aérea65B

C

C

C

C

C

C

SDV-9204

SDV-9201

ES

DV

-920

1AE

SD

V-9

064B

HR-125 65A

ES

DV

-920

5A

ES

DV

-911

3A

ES

DV

-910

2A

SD

V-9

107

SD

V-9

102

HR-1100 HR-107

HR-111

SD

V-1

23

SD

V-9

113

C

SDV-500

SDV-501

SDV-401

11-M6

842

14-M6

16-M6

SIN TAG

ESDV-1209A

ESDV-1106I

1173

650 MMPCD

650 MMPCD

BY-PASS

COMPRESION

VconeL2 24”Ø

“Vcone”L3 24”Ø

24”Ø

24”Ø

36”Ø

36”Ø

36”Ø

36”Ø

Líne

a nu

eva

de d

esca

rga

a L

-2

Líne

a nu

eva

de d

esca

rga

a L

-3

CBy-passCompresiónEstación

ESDV-

ESDV-1208A

ESDV-1106J

ESDV-1106K

ESDV-1106L

36”Ø

ESDV-1208B

ESDV-1208C

ESDV-1208D

ESDV-1209B

ESDV-1209C

ESDV-1209D

PSV-101A

740 psig

52 kg/cm2

PSV-101I

785 psig

55 kg/cm2

13

12”Ø

Línea de pateoa cubetas

Enlace Succión BN

Enlace LRC

Enlace V-64

24”Ø

16”Ø

69

36”Ø

8”Ø

Año 2010

24”Ø

ESDV-

ESDV-

ESDV-

PI

GATO24”Ø

24”Ø

24”Ø

PI

PI

PI

36”Ø

36”Ø36”Ø

36”Ø

L

BY-PASSL2 y L3

24”Ø

RegulaciónPol-A

RegulaciónNohoch

A

A

A A

A

A A

C

A A

A A

A

AA A

A

C A A

A

A

A

A

A

%A

A

A

A

A

C

C

C

A

C

A

A

C

C

A

C

A

A

C

A

A

C

A

A

C

C

C

C

C

C

A

A

A

A

A

A

C

@ 82 Kg/cm2@ 86 Kg/cm2

Válvula para

controlar

la presión de

descarga

en ambas líneas.

Válvula para controlar el

contenido de N2 mezclando

gas de Pol-A a la corriente

de Nohoch según se

requiera.

A

C

C

C

C

Ante el disparo de cualquiera de los módulos M-1, 2 o 3

se controla la carga moviendo las válvulas ESDV-1209C

y la denominada “GATO” mientras se restablece la

operación del (los) módulo(s) o entra en operación otro

(operan 2 y 1 disponible).

En caso de falla del M-6 se cambia de servicio el 4 ó 5 y

se cargan los BN 2 y 3, ajustando la carga.

En ambos casos mientras se restablecen lascondiciones de carga y presión se pierde el control de la

calidad del gas (N2).

%A

850-920 mmpcd480-600 mmpcd

C

C

CC

C

C

A

86 Kg/cm2



Con la puesta en operación de la NRU y las obras de segregación de corrientes en

plataformas marinas y el CPTG-Atasta, se tiene asegurada la calidad en la entrega del

GHA marino a la subsidiaria PGPB, y por consiguiente también se garantiza el

suministro el gas residual con bajo porcentaje mol de nitrógeno hacia la RMNE, así como

a clientes externos dando cumplimiento a la norma NOM-001-SECRE-2010 emitida por

la Comisión Reguladora de Energía.

Suministro de Gas dulce y residual para B.N. y combustible

La subsidiaria PGPB y el Activo de Producción Muspac-Macuspana (APMM) de la

Región Sur (RS) suministran el gas residual con la calidad adecuada para su uso como

bombeo neumático y gas combustible requeridos para la producción de los hidrocarburos

y su manejo. Asimismo, en la Región se cuenta con plantas de procesamiento (Akal-C8)

y un sistema de ductos (marinos y terrestres) para complementar el suministro, transporte

y distribución de gas dulce/residual.

Las fuentes y gasto estimado de suministro del gas residual son: Centro Procesador de

Gas en Cd. Pemex de PGPB que debe enviar en promedio 750 MMpcd y los campos

Narváez y San Román con 50 MMpcd del APMM de la Región Sur; por otra parte la

GTDH-MNE cuenta con las Plataformas Akal-C7 y C8 para la compresión,

procesamiento y suministro de 450 MMpcd de gas dulce semiseco a la red de bombeo

neumático y con la modernización de los módulos de compresión más la puesta en

operación del TC de BN de Akal-C8 en abril-2012 se espera alcanzar un volumen de 600

MMpcd.

Asimismo, con el propósito de optimizar el consumo de gas dulce/residual requerido

como bombeo neumático para la operación de los pozos productores y disminuir la

quema de gas hidrocarburo, así como para incrementar el estado de resultados en el

APC, se implantó la estrategia de utilizar nitrógeno para complemento del bombeo

neumático mediante la segregación de algunos tramos de la red submarina de gas

dulce/residual Figura 37.



Figura 37. Diagrama esquemático del anillo de BN.

Riesgos y factores críticos para el cumplimiento del Aprovechamiento de gas.

Los riesgos y factores críticos que podrían afectar al cumplimiento de las metas en el

aprovechamiento de gas pueden ser:

Manejo de pozos cíclicos y control de agua y gas.

Cumplir en tiempo y forma los programas de instalación de infraestructura y

equipos para el manejo del gas.

Minimizar riesgos y retrasos asociados a condiciones meteorológicas adversas.

Cumplir con el nivel de utilización de los equipos de compresión en alta presión:

84% hasta Diciembre del 2014 y 75% para contar con mayor flexibilidad a partir de

enero de 2015.



Disponer del refaccionamiento requerido para cumplir con el programa de

mantenimiento preventivo y predictivo.

Operación confiable de los equipos de compresión de gas residual de BN en Akal-L

y del Activo de producción Ku-Maloob-Zaap.

Contar con una operación confiable de los equipos de compresión de gas residual de

BN y gas amargo en el CPTG-Atasta.

Maximizar la continuidad operativa de todos los TC’s (vapores, booster, módulos e

inyección) instalados en plataformas marinas de la RMNE, así como de los equipos

de compresión y de las endulzadoras y plantas de tratamiento de Akal-C7 y C8.

Maximizar la continuidad operativa de los módulos de compresión de nitrógeno

para inyección al yacimiento.

Operación confiable de las plantas procesadoras de gas de Cd. Pemex y Nuevo

Pemex de la subsidiaria PGPB y de la planta de eliminación de N2 del CPG Cd.

Pemex.

Disponer del volumen y presión de gas residual y nitrógeno que se requiere para la

correcta operación del sistema artificial de BN.

Cumplimiento estricto del programa de implantación del sistema de confiabilidad

operacional (SCO)

Cumplir el programa de instalación de equipos BEC en el Activo de Producción Ku-

Maloob-Zaap

Protocolos de Comunicación

Con el propósito de incrementar el aprovechamiento del gas en la RMNE, se han

desarrollado los siguientes protocolos de comunicación entre las Regiones Marinas y la

Coordinación de la GTDH-SDC, a fin de atender eventualidades de forma oportuna.



Evento Acciones Tiempo

Respuesta Responsable Teléfono

Falla de

equipo de

compresión

de alta en

Akal-J.

Poner en operación

módulo(s)

disponible(s) y/o

distribuir el gas en

los complejos Akal-

C4, Akal-C6 y Akal-

C7.

Inmediata

SCADA,

Ingeniero de

Operación,

Técnico y Jefe

"B" de la

plataforma Akal-

J.

AK-J4: 3-41-15 /

24.

SCADA: 5-37-29 /

5-37-34 AK-

C4: 3-31-15 / 24.

AK-C6: 3-32-57 /

3-33-16. AK-C7:

3-33-87.

Falla de

equipo de

compresión

de alta en

Akal-C4.

Poner en operación

módulo(s)

disponible(s) y/o


los complejos, Akal-

C6, Akal-C7 y Akal-

J4.

Inmediata

SCADA,

Ingeniero de

Operación y Jefe

"B" de la

plataforma Akal-

C4.

AK-C4: 3-31-15 /

24.

SCADA: 5-37-29 /

5-37-34

AK-C6: 3-32-57 /

3-33-16. AK-C7:

3-33-87.

AK-J4: 3-41-15 /

24.

Falla de

equipo de

compresión

de alta en

Akal-C6.

Poner en operación

módulo(s)

disponible(s) y/o



C4, Akal-C7 y Akal-

J4.

Inmediata

SCADA,

Ingeniero de

Operación y Jefe

"B" de la

plataforma Akal-

C6.

AK-C6: 3-32-57 /

3-33-16.

SCADA: 5-37-29 /

5-37-34

AK-C4: 3-31-15 /

24. AK-C7: 3-

33-87.

AK-J4:3-41-15/24.

Falla de

equipo de

compresión

de alta en

Akal-C7.

Poner en operación

módulo(s)

disponible(s) y/o



C4, Akal-C6 y Akal-

J4.

Inmediata

SCADA,

Ingeniero de

Operación,

Técnico y

Encargado de

proceso de la

plataforma Ak-C7

AK-C7: 3-33-87.

SCADA: 5-37-29 /

5-37-34

AK-C4: 3-31-15 /

24. AK-C6: 3-

32-57 / 3-33-16.

AK-J4:3-41-15/24.

Falla de

equipo de

compresión

de alta en

Akal-B.

Poner en operación

módulo(s)

disponible(s) y/o

privilegiar el manejo

del gas de Akal-L en


Inmediata

SCADA,

Ingeniero de

Operación,

Técnico y

Encargado de

proceso de la

AK-B: 3-48-15 /

3-48-27.

SCADA: 5-37-29 /

5-37-34

AK-C7: 3-33-87.

AK-C4: 3-31-15 /



C4, Akal-C6, Akal-

C7 (enviando a la

atmósfera el gas con

más alto contenido

de Nitrógeno).

plataforma Akal-

B.

24. AK-C6: 3-

32-57 / 3-33-16.

Falla de

equipo de

compresión

de alta en

Akal-GC.

Poner en operación

módulo(s) disponible

(s) y/o enviar el gas

a succión de Booster

en Akal-C6 y Akal-

C7 para

direccionarlo hacia

succión de módulos

en Akal-C4 y

posteriormente

enviarlo a Inyección

al Yacimiento (de lo

contrario enviar el

gas a la atmósfera en

la misma Akal-G).

Inmediata

SCADA,

Ingeniero de

Operación, Jefe B

de la plataforma

Akal-GC.

AK-GC: 3-30-46 /

3-30-45

SCADA: 5-37-29 /

5-37-34

AK-C7: 3-33-87.

AK-C4: 3-31-15 /

24. AK-C6: 3-

32-57 / 3-33-16.

Falla de

Compresor

de

Inyección

en Akal-C.

Poner en operación

equipo de inyección

disponible y/o en su

defecto enviar el gas

proveniente de Akal-

C6 a plantas y el gas

de Akal-C4 enviarlo

a la atmósfera por

alto contenido de

Nitrógeno.

Inmediata

SCADA,

Ingeniero de

Operación, Jefe B

de la plataforma

Akal-C.

AK-C4: 3-31-15 /

3-31-24.

SCADA: 5-37-29 /

5-37-34

AK-C6: 3-32-57 /

3-33-16.

Falla de

Compresor

de

Inyección

en Akal-

G1.

Poner en operación


disponible en Akal-

C y/o enviar el gas a

la atmósfera por alto

contenido de

Nitrógeno en la

misma Akal-G.

Inmediata

SCADA,

Ingeniero de

Operación, Jefe B

de la plataforma

Akal-G.

AK-C4: 3-31-15 /

3-31-24.

AK-GC: 3-30-46 /

3-30-45

SCADA: 5-37-29 /

5-37-34



Falla de

Compresor

de

Inyección

en Akal-B.

Poner en operación


disponible y/o

enviar el gas con alto

contenido de

Nitrógeno a la

atmósfera en la

misma Akal-B.

Inmediata

SCADA,

Ingeniero de

Operación,

Técnico y

Encargado de

proceso de la

plataforma Akal-

B.

AK-B: 3-48-15 /

3-48-27.

SCADA: 5-37-29 /

5-37-34

Falla de

equipo

Booster en

el APKMZ

Privilegiar el envío

de gas del APKMZ

hacia módulos de

Akal-C6 y Akal-C7,

ajustando el envío de

gas a tierra,

monitoreando y

controlando el

contenido de

nitrógeno.

Inmediata

SCADA,

Ingeniero de

Operación,

Técnico y

Encargado de

proceso de la

plataforma donde

ocurra el evento.

SCADA: 5-37-29 /

5-37-34

APKMZ: 2-31-38

/ 2-31-36

AK-C6: 3-32-57 /

3-33-16

AK-C7: 3-33-87

En caso de ocurrir cualquiera de los eventos mencionados anteriormente, el Ingeniero de

Operación o Jefe “B” de la instalación donde ocurra la falla, inmediatamente deberán

informar a los ingenieros de SCADA a los teléfonos 5-37-29 y 5-37-34.

Protocolo de comunicación para atender eventualidades en la Red de B.N. de la RMNE,

cuando ocurra cualquiera de las siguientes fallas en plantas de Cd. Pemex y en los TC’S

del CPTG Atasta.

Descripción de actividades Responsable Teléfono

1.- Incrementar al máximo el volumen de gas

endulzado en Akal-C8, para mantener la

presión en la red de Bombeo Neumático.

2.- Dependiendo de la duración y el impacto en el

sistema de Bombeo Neumático se debe

SCADA y Enc.

de Plantas en

Akal-C8

CTDGC-

GTDH, GCO,

SCADA: 5-37-29

AK-C8: 3-33-31

CTDGC: 5-24-70, 5-

24-85.

Falla de plantas endulzadoras en el CPG Cd. Pemex.

Falla de plantas criogénicas en el CPG Cd. Pemex.

Falla de turbocompresores de gas residual en el CPTG Atasta.

INSTRUCCIONES: Al ocurrir cualquiera de los eventos anteriores se debe proceder como se indica a continuación:



analizar y definir la utilización de Nitrógeno

para B.N. en plataformas satélites que sea

factible.

3.- De no llegar el volumen de gas amargo

necesario para operar las endulzadoras a su

máxima capacidad, el personal de SCADA y

el jefe “B” de Akal-J4 deben coordinar con el

Jefe “B” de Akal-C4 y Akal-B comp. el envío

del flujo de gas requerido para cargar al 100%

los módulos que estén disponibles en Akal-

C7, Akal-B y Akal-C6, ya que estas

plataformas proporcionan el gas a las plantas

endulzadoras.

4.- Para cumplir con el punto anterior, se debe

derivar el gas boostereado de Akal-J, aunque

los módulos de Akal-J4 recirculen y se

disminuya la inyección de gas amargo al

yacimiento.

COPIE-S.S. y

S.N. del APC

SCADA,

Encargados de

Plantas en

Akal-C7/C8,

Jefe “B” de

Akal-C4, Akal-

C6, Akal-J4 y

Akal-B

SCADA, Akal-

C4, Akal-J4.

COPIE S.S: 5-51-52

COPIE S.N: 5-51-12

SCADA: 5-37-29

AK-B: 3-48-18

AK-J4: 3-41-24

AK-C4: 3-31-24

AK-C8: 3-33-31

AK-C6: 3-33-16

AK-C7: 3-33-87

SCADA: 5-37-29

AK-J4: 3-41-24

AK-C4: 3-31-24

Protocolo de comunicación para atender eventualidades en la Red de B.N. de la RMNE,

cuando ocurra falla en módulos y/o plantas de proceso de Akal-C8:

Descripción de actividades Responsable Teléfono

1. Si la falla ocurre en una planta o en alguno de

los módulos y solamente disminuyen volumen

de gas endulzado, SCADA solicita a los

encargados de plantas de C8 que incrementen

al máximo el gas endulzado con la planta que

continúa operando, para mantener la presión

en la red de Bombeo Neumático, e informa al

Suptte. de Prog. y Distrib. de Gas y Cond’s,

GTDH.

2. Si no se logra mantener la presión en el

SCADA y

Encargados de

Plantas en Akal –

C8 y SPDGC-

GTDH.

SPDGC-GTDH,

SCADA: 5-37-29

AK-C8: 3-33-31

SPDGC: 5-24-85

y 5-24-85

SPDGC: 5-24-85

INSTRUCCIONES: Cuando ocurra disminución en el suministro de gas dulce de Akal-C8 hacia la red de Bombeo

Neumático, se debe proceder como se indica a continuación:



sistema de gas de B.N. con la ejecución de las

acciones del punto anterior, entonces la

Suptcia. de Prog. y Distrib. de Gas y Cond’s

solicita a PGPB que incrementen al máximo

posible el envío de gas residual hacia la

RMNE.

3. De ser factible se incrementará el envío de gas

amargo a plantas de PGPB (se evaluará la

posibilidad de reducir o dejar de inyectar gas

al yacimiento), para que PGPB nos envíe

hacia la RMNE el máximo volumen de gas

residual.

4. Si las plantas endulzadoras de Akal-C8 salen

de operación total, de igual forma se debe

proceder como se indica en los puntos 2 y 3.

5. Dependiendo de la duración y el impacto en el

sistema de Bombeo Neumático se debe

analizar y definir la utilización de Nitrógeno

para B.N. en plataformas satélites que sea

factible.

CPTG Atasta y

PGPB.

SCADA,

SPDGC-GTDH,

GCO, PGPB, Ak-

C4, Ak-J4 y

CPTG Atasta.

SCADA,

SPDGC-GTDH

GCO, PGPB y

CPTG-Atasta.

SCADA,

CTDGC-GTDH,

GCO, COPIE-

S.S. y S.N. del

APC, APKMZ

(COPIE-A y

COPIE-B.

PGPB: 881-

30166

CPTG: 2-91-06

SPDGC: 5-24-85

PGPB: 88130166

CPTG: 2-91-06

AK-C4: 3-31-24

AK-J4: 3-41-24

SCADA: 5-37-29

SPDGC: 5-24-85

PGPB: 881-

30166

CPTG: 2-91-06

CTDGC: 5-24-

70, 5-24-85.

COPIE S.S: 5-51-

52

COPIE S.N: 5-

51-12

Sistemas de Seguridad

Una de las premisas principales en la misión de la Región Marina Noreste y en

congruencia con la Política de Seguridad establecida por la alta Dirección, es la de

garantizar la Seguridad, Salud y Protección Ambiental en beneficio del personal, de la

preservación del entorno ecológico y de la integridad de las instalaciones, así también las

operaciones y los procesos industriales que se realizan en la región, que por su propia

naturaleza implican un riesgo asociado el cual debe ser minimizado a través de una

adecuada Administración de la Seguridad.

En este orden de ideas y considerando lo anterior, hoy día los sistemas instrumentados de

seguridad de proceso y sistemas de detección de gas, fuego y supresión de incendio, han

adquirido una importancia relevante por lo cual es necesario considerar estos sistemas



durante el diseño de las nuevas instalaciones y procurar actualizar las existentes

aplicando la siguiente normatividad:

IEC 61508

Functional Safety: Safety Related Systems.

IEC-61511

Functional safety: Safety instrumented systems for the process industry sector

ISO-10418

Petroleum and natural gas industries – offshore production platforms – Analysis, design,

installation and testing of basic surface safety systems.

NRF-045-PEMEX-2002

Determinación del nivel de integridad de seguridad de los sistemas instrumentados de

seguridad.

NRF-011-PEMEX-2001 Sistemas automáticos de alarma por detección de fuego y/o por atmósferas riesgosas.

“SAAFAR”.

NRF-019-PEMEX-2001 Protección contraincendio en cuartos de control que contienen equipo electrónico.

Además se han determinado para la región criterios de diseño particulares conforme a la

funcionalidad y operación de las instalaciones desarrollándose los “Criterios

homologados de los sistemas de seguridad: Paro por Emergencia, Gas y Fuego” que

deben ser aplicados a los sistemas de seguridad de las instalaciones de esta región.

La aplicación de lo anterior coadyuvará a incrementar la seguridad del personal,

instalaciones y la protección del medio ambiente.

Medición en las instalaciones de compresión

Con el fin de asegurar la confiabilidad de los sistemas de medición de gas y condensados,

en especial los de transferencia de custodia entre Activos/GTDH MNE, entre GTDH´s y

en los de venta, es necesario asegurar operativamente el punto de medición (mantener el

fluido en una sola fase, libre de agua y sólidos, homogéneo y sin variación de los

parámetros críticos tal como presión y temperatura), aplicar adecuadamente las

tecnologías basadas en estándares de medición, asegurar que dichos sistemas cumplan

con los requerimientos metrológicos, administrarlos adecuadamente evidenciando el

control de su desempeño para mantener su confiabilidad en el tiempo, así como capacitar

al personal responsable de estos a nivel de campo, aprovechando las ventajas

tecnológicas actuales y la innovación continua en el desarrollo de la ingeniería

electrónica para visualizar en tiempo real, en forma local y remota los parámetros de



medición y su estadística, con objeto de tomar decisiones oportunas basadas en

información confiable y optimizar el aprovechamiento del gas en la RMNE.

Integrar los conceptos enunciados en el párrafo anterior bajo la implementación de un

sistema de administración de la medición, permitirá homologar las buenas prácticas en la

medición y asegurará su confiabilidad. El sistema de administración deberá estar acorde a

los adelantos tecnológicos que surjan dentro del mercado y a las necesidades de

comunicación y de transferencia de información requerida por la organización.

A continuación se indican de forma enunciativa pero no limitativa, algunos de los

estándares aplicados en la industria mundial:

A.G.A. (American Gas Association).

AGA Report No. 3, Part 1-1990 Natural Gas and Related Fluid Measurement using

Orifice Meter General Equations and Uncertainty Guidelines

AGA Report No. 3, Part 3-1992 Natural Gas and Related Fluid Measurement using

Orifice Meter Natural Gas Applications.

AGA Report No. 3, Orifice Metering of Natural Gas Part 2: Specification and Installation

Requirements (2000)

AGA Report No.7 - 1996 Measurement of Gas by Turbine Meters

AGA Report No.8 - 1992 Compressibility Factor of Natural Gas and Other Hydrocarbon

Gases.

AGA Report No.9 - 1998 Measurement of Gas by Multipath Ultrasonic Meters

AGA Report No. 11, Measurement of Natural Gas by Coriolis Meter

ANSI (American National Standard Institute).

ANSI B190.3-2000 Rotary Type Gas Displacement Meters.

API (American Petroleum Institute).

Manual of Petroleum Measurement Standards (MPMS)

Chapter 14 Section 1 - 2000, "Natural Gas Fluids Measurement"; "Collecting and

Handling of Natural Gas

Samples for Custody Transfer",

Chapter 21 Section 1 - 1993, "Flow Measurement Using Electronic Metering Systems",

“Electronic Gas Measurement”.

El personal encargado de los sistemas de medición deberá capacitarse para contar con los

conocimientos mínimos, tales como:

Vocabulario metrológico

Fundamentos de metrología, densidad, temperatura, presión y flujo



Dominio de la norma NOM-008-SCFI-2002 - Sistema General de Unidades de

Medida

Dominio de la norma NMX-CC-IMNC-10012-2004 (ISO 10012:2002).

Dominio de la norma MNX-EC-17025-IMNC-2006 (en especial puntos de venta).

Dominio de la norma NRF-111-PEMEX-2006 – Equipos de medición y servicios

de metrología.

Comprensión del Título Segundo - Metrología y del Título Cuarto – De la

acreditación y de la determinación del cumplimiento, de la Ley Federal sobre

Metrología y Normalización.

Estimación de incertidumbres.

Operación y mantenimiento de sistemas de medición.

Estadística aplicada a los sistemas de medición.

Administración de sistemas de medición.

Conclusión.

La Subdirección de Producción de la Región Marina Noreste tiene el firme propósito de

producir los volúmenes de producción de aceite comprometidos y de cumplir con las

metas de aprovechamiento de gas, destinando las inversiones requeridas y acciones para

incrementar la capacidad de manejo de gas con la finalidad de alcanzar el 97.5% en el

año 2012 y el 98% de aprovechamiento de gas a partir del año 2013, generando valor

económico para el país mediante la explotación racional y eficiente de sus campos y

cumpliendo con su responsabilidad ambiental y social.



Glosario

APC: Activo de Producción Cantarell.

APKMZ: Activo de Producción Ku-Maloob-Zaap.

APMM: Activo de Producción Muspac Macuspana.

B.N.: Bombeo Neumático

BTPKS: Brecha Terciario Paleoceno Cretácico Superior.

BOOSTER : Equipo de Compresión de Baja presión.

CAA: Contacto Agua-Aceite

CDGM: Centro de Distribución de Gas Marino (Cd. Pemex)

CNC: Planta de Nitrógeno.

CP: Centro de Proceso.

CPG: Centro de Proceso de Gas.

CPTG: Centro de Proceso y Transporte de Gas.

CRE: Comisión Reguladora de Energía.

CNH: Comisión Nacional de Hidrocarburos

GHA: Gas Húmedo Amargo.

GTDH: Gerencia de Transporte de Hidrocarburos.

GCO: Gerencia de Coordinación Operativa.

Kg/cm²: (unidad de medida de presión).

MMpcd: Millones de pies cúbicos por día. (Gas)

N2: Nitrógeno

NRU: Planta de Separación de Nitrógeno (Nitrogen Remove Unit).

Ø: Diámetro

Pemex: Petróleos Mexicanos

PGPB: Pemex Gas y Petroquímica Básica

PEP: Pemex Exploración y Producción.

POA: Programa Operativo Anual.

POM: Programa Operativo Mensual.

POT: Programa Operativo Trimestral.

RGA: Relación Gas-Aceite (m³/m³).

RMNE: Región Marina Noreste.

RMSO: Región Marina Suroeste

SPRMNE: Subdirección de Producción Región Marina Noreste.

SPRMSO: Subdirección de Producción Región Marina Suroeste.

SENER: Secretaría de Energía.

SIASPA: Sistema Integral de Administración de la Seguridad y Protección Ambiental.

TC: Turbo Compresor

Z.T.: Zona de Transición.

Archivo: Plan 2012-2016v_GPE REV4_24Ene2012

Plan Rector 2012-2016 Firmado Feb-2012

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