plan rector 2012-2016 firmado feb-2012
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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 Cantarell
Activo de Producción Cantarell
Activo de Producción Ku Maloob Zaap
Activo de Producción Ku Maloob Zaap
Activo de Producción Ku Maloob Zaap
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 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
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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.
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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).
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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.
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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
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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)
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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
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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
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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 36ӯ 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)
36ӯ
24ӯ 24ӯ
36ӯ
24ӯ
20ӯ
36ӯ
KMZ-16 (L-268)
36ӯ
L-83
Ak-J4
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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.
24ӯ
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
36ӯ
36ӯ
36ӯ
36ӯ
36ӯ
36ӯ
36ӯ
30ӯ
36ӯ
36ӯ
24ӯ
24ӯ
36ӯ
24ӯ
Ku-A268
367
268
357
ATASTA RMSO
20ӯ20ӯ
Ak-C/Perf
Simbología
J4 J2
L Enl
83
Módulo de compresión de alta presión
Módulo de inyección al yacimiento
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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
Instalación Plataforma
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
Instalación Plataforma
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
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
Instalación Plataforma
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
Instalación Plataforma
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
6 1,230
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
Instalación Plataforma
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
Instalación Plataforma
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
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
Instalación Plataforma
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
Instalación Plataforma
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
6 1,230
150
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
Instalación Plataforma
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
Instalación Plataforma
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
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
Instalación Plataforma
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
Instalación Plataforma
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
6 1,230
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
Instalación Plataforma
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
Instalación Plataforma
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
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
Instalación Plataforma
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
Instalación Plataforma
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
6 1,230
22 192
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 15
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
16ӯ
24ӯ
30ӯ
36ӯ
36ӯ
36ӯ
Akal-KL/TKL
Akal-TM/TTM
Akal-TQ C.P. Akal-B
C.P. Akal-J
200
24ӯ
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-N9220ӯ
24ӯ
Akal-TJ/TTJ
Kutz-TA20ӯ
202
213
Kambesah
20ӯ
Oleoducto24ӯ
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
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 16
Figura 8. Centro de proceso Akal-B
Figura 9. Centro de proceso Akal-C
Akal-MB
24ӯAkal-BN
Gas amargo, descarga de Boosters
Gas amargo, succión de Boosters
XX No. Clave del ducto
236
24ӯAkal-M
C.P. Akal-C
205
24ӯ
204
230
30ӯ
AB-4 AB-5
C.P. Akal-B
24ӯ
Akal-DB
226
Oleogasoducto
Akal-D/TD
24ӯ
185
24ӯ
209
14ӯ
14
C.P. Nohoch-A
24ӯ
19
24ӯ
235
Equipo No.Capacidad
MMpcd
Cap. Total
MMpcd
Booster 5 75 375
Vapores 3 10 30
Fuera de
operación
172
30ӯ
Akal-H/TH
24ӯ
Akal-D/TD
Gas amargo, descarga de Boosters
Gas amargo, succión de Boosters
XX No. Clave del ducto
24ӯ
Akal-DB
C.P. Akal-G
24ӯ
209
231
185
20ӯ
Akal-CD
36ӯ
29614ӯ
16
14ӯ
14
Gasoducto, fuera de operación
Ligero:
Ixtoc / EkBalam
Módulos C4Booster
C.P. Akal-C
Oleogasoducto
24ӯ
45
Akal-I/TI
Futuro
C.P. Nohoch-A
24ӯ
118
24ӯ
19
Akal-E/TE
24ӯ135
24ӯ 199
24ӯ169
Gas amargo a inyección
24ӯ
283
Cerrada
Akal-CI
Futuro
Producción
Futura
C.P. Akal-B
24ӯ
226
Equipo No.Capacidad
MMpcd
Cap. Total
MMpcd
Booster
1 55 55
1 110 110
4 50 200
Vapores 3 10 30
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 17
Figura 10. Centro de proceso Akal-N
Figura 11. Centro de proceso Akal-J
C.P. Akal-B
20ӯ
Gas amargo, descarga de Boosters
Gas amargo, succión de Boosters
XX No. Clave del ducto
Akal-M
115
C.P. Akal-J
205
24ӯ
78
20ӯ
107
24ӯ
C.P. Akal-N
Akal-MB
23624ӯ
Akal-E
235
24ӯ
Oleogasoducto
132
24ӯ
C.P. Akal-L
9220ӯ
20
20ӯ163
24ӯ
15
24ӯ
19824ӯ
Oleoducto
Se requiere cambio de servicio entre el
gasoducto de 20ӯ (L-92) por el oleoducto de
24ӯ (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
24ӯ
Akal-O
36ӯ
Akal-FO
/TFOSihil-A
Gas amargo, descarga de Boosters
Gas amargo, succión de Boosters
XX No. Clave del ducto
24ӯ
295
Akal-TJ/TTJ
Kutz-TA20ӯ
202
24ӯ
213
Akal-F/TF
20ӯ190
Kambesah
20ӯ
Oleogasoducto
82
Ak-J Perf Ak-J4
C.P. Akal-C
C.P. Abk-A
36ӯ
36ӯ
69
36ӯ
C.P. Akal-L
176
C.P. Akal-J
Oleoducto
24ӯ
200
C.P. Akal-N
107
24ӯ
24ӯ
232
Equipo No.Capacidad
MMpcd
Cap. Total
MMpcd
Booster 5 60 300
Vapores 3 10 30
Futuro
Acueducto
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 18
Figura 12. Centro de proceso Akal-G
Figura 13. Centro de proceso Nohoch-A
C.P. Akal-C
217
24ӯ
Akal-GP
TGP/TGP2
Akal-P
Gas amargo, descarga de Boosters
Gas amargo, succión de Boosters
XX No. Clave del ducto
24ӯ
158
36ӯ
29616
14ӯ
C.P. Akal-G
18724ӯ
Akal-R/TR
Akal-GS
Futuro
20ӯ
30ӯ
171
C.P. Nohoch-A
DD-PB-1
Akal-DDPW1
Akal-DDPW3
Akal-DDPW2
Oleogasoducto
Futuro
20ӯ
Futuro
24ӯ
Futuro24ӯ
Futuro
Futuro
Futuro
Futuro
Futuro
Futuro
En operación
como oleoducto
Equipo No.Capacidad
MMpcd
Cap. Total
MMpcd
Booster 3 90 270
117
24ӯ
Nh-B
24ӯ
Nh-C
36ӯ
Akal-H
Gas amargo, descarga de Boosters
Gas amargo, succión de Boosters
XX No. Clave del ducto
Oleogasoducto
C.P. Akal-C
119
24ӯ
19
Akal-D
24ӯ
24ӯ
122
67
Akal-R
Akal-S
30ӯ
171
24ӯ
Chac-A
173
Takin-A
299
16ӯ
118
C.P. Nohoch-A
Akal-GP
187
24ӯ
24ӯ
89Akal-TH2
Futuro
30ӯ
172
24ӯ
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
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 19
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
Gas amargo, descarga de Boosters
XX No. Clave del ducto
Ak-C6
36ӯ
176
Ak-N
20ӯ
115
Nh-A Enl
36ӯ
67
30ӯ
230
36ӯ
228
Ak-L Prod Ak-B4
36ӯ
229
Ak-B5
Ak-C7
Ak-G1
Ak-C436ӯ
69
14ӯ
16
36ӯ
268
36ӯ
83
Gas del
AIKMZ
Gas del
AIKMZ
Ak-J Perf
Ak-GC
Ak-J4
Abkatún-A
36ӯ
Gasoducto Fuera de operación
36ӯ
357
Gas amargo, descarga de Boosters
Gas amargo, succión de Boosters
XX No. Clave del ducto
Oleogasoducto
C.P. Ku-A
Ku-F
Ku-C
30ӯ250
30ӯ
251
Lum-A
S.P. Lum-1
Bacab-A C.P. Akal-C
C.P. Akal-J
10ӯ
KMZ-51
14ӯ
261
20ӯ
124
36ӯ268
36ӯ
83
36ӯ357
20ӯ
Ku-G
Ku-I
355
20ӯ
278C.P. Ku-S24ӯ
74
Ku-B
24ӯKMZ-64
Futuro
C.P. Ku-M
24ӯ
223
Zaap-E24ӯ
KMZ-68
Futuro
Equipo No.Capacidad
MMpcd
Cap. Total
MMpcd
Booster 5 60 300
Vapores 2 8 16
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 20
Figura 16. Centro de proceso Ku-H
Figura 17. Centro de proceso Ku-S
Gas amargo, descarga de Boosters
XX No. Clave del ducto
Oleogasoducto
24ӯ
344
24ӯ
222
C.P. Ku-H
Maloob-C
C.P. Ku-M
Maloob-A
24ӯ
KMZ-62 Multifuncional
Equipo No.Capacidad
MMpcd
Cap. Total
MMpcd
Booster 3 30 90
20ӯ
Gas amargo, descarga de Boosters
Gas amargo, succión de Boosters
XX No. Clave del ducto
Ku-G
Ku-I
355
C.P. Ku-A
20ӯ
278C.P. Ku-S
24ӯ
74
Oleogasoducto
Equipo No.Capacidad
MMpcd
Cap. Total
MMpcd
Booster 3 55 165
Vapores 2 7 14
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 21
Figura 18. Centro de proceso Zaap-C
Figura 19. Manejo de gas con equipo Booster FPSO
24ӯ
Gas amargo, descarga de Boosters
Gas amargo, succión de Boosters
XX No. Clave del ducto
Maloob-A
Zaap-A
30ӯ
304
30ӯ
290
Zaap-B
Maloob-D
24ӯ
KMZ-56
Oleogasoducto
298
C.P. Ku-A
36ӯ
165
C.P. Zaap-C
24ӯ
Maloob-B
24ӯ
24ӯ265
Zaap-D
24ӯ
266
24ӯ
Equipo No.Capacidad
MMpcd
Cap. Total
MMpcd
Booster 4 70 280
Vapores 2 6 12
FPSO
Maloob-A
30ӯ
Zaap-D
Gas amargo, descarga de Boosters
XX No. Clave del ducto
265
24ӯ
Maloob-B
270
30ӯ
273
1
Zaap-A
24ӯ
Oleogasoducto
266
C.P. Zaap-C
24ӯ274
24ӯ
24ӯ
Equipo No.Capacidad
MMpcd
Cap. Total
MMpcd
Booster 1 120 120
Vapores 2 10 20
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 22
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
Gas amargo, descarga de Boosters
XX No. Clave del ducto
C.P. Ku-A C.P. Akal-C
C.P. Akal-J
36ӯ268
36ӯ
83
36ӯ
1
C.P. Zaap-C
24ӯ274
36ӯ165
C.P. Ku-S
20ӯ
278
24ӯ
223
24ӯ
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
22836ӯ
C.P. Akal-N
20ӯ
Gas amargo, descarga de Alta Presión
Descarga de Booster a succión de Módulos
XX No. Clave del ducto
115
C.P. Akal-C230
30ӯ
AB-4 AB-5
227
36ӯ
Iny . Yac.
Gas amargo de alta presión, a Inyección de Yacimiento
22936ӯ
C.P. Akal-B
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 23
Figura 22. Centro de proceso Akal-C
Figura 23. Centro de proceso Akal-J
C.P. Akal-G
16
14ӯ
24ӯAkal-E
C.P. Nh-A
67
24ӯ
69
36ӯ
C.P. Akal-J
268
36ӯ
C.P. Ku-A
83
36ӯ
C.P. Akal-B
230
30ӯ
Módulos C4 Módulos C6 Módulos C7
C.P.G.
Ak-C824ӯ
48
Akal-KL 169
14ӯ
253
24ӯ
211
XX No. Clave del ducto
Gas amargo, descarga de Alta Presión
Descarga de Booster a succión de Módulos
Gas amargo de alta presión, a Inyección de Yacimiento
36ӯ
357
69
36ӯ
C.P. Akal-C
8336ӯ
C.P. Ku-A
36ӯ
C.P. Akal-L
176
C.P. Abk-A
36ӯ
70
XX No. Clave del ducto
Gas amargo, descarga de Alta Presión
Descarga de Booster a succión de Módulos
Gas amargo de alta presión, a Inyección de Yacimiento
C.P. Nh-A
3024ӯ
179
24ӯ
Módulos J4Booster
C.P. Akal-J
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 24
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
16ӯ
18016
14ӯ
Ak-G Módulos GC
Iny . Yac.
Gas amargo, descarga de Alta Presión
Descarga de Booster a succión de Módulos
Gas amargo de alta presión, a Inyección de Yacimiento
C.P. Nh-A
56
24ӯ
C.P. Akal-G
Servicio de
Compresión
Futuro
C.P. Akal-B
24ӯ
Akal-E
C.P. Akal-CGasolinoducto, fuera de operación
Gas amargo, alta presión
XX No. Clave del ducto
Gas amargo de alta presión, a Inyección de Yacimiento
C.P. Nh-A
C.P. Akal-G
36ӯ
227
24ӯ
24ӯ
C.P. Akal-J
16ӯ
24ӯ
180
24ӯ
24ӯ
211
179
36ӯ152
36ӯL-2
36ӯL-3
169
30
56
48
CPTG
Atasta36ӯ
L-2
CDGM
Cd. Pemex
C.P.G.
Cd. Pemex
C.P.G.
Nvo. Pemex
16ӯGL-1
16ӯGL-2
24ӯGL
C.P.G.
Akal-C8
36ӯL-3
Pol-A
36ӯ
77
Akal-KL
14ӯ253
Gasolinoducto
36ӯ
36ӯ
C.P. Ku-A
357
83
36ӯ268
Gas amargo, succión de módulos
Akal-N
24ӯ
F
Akal-CI
C.P. Akal-L
24ӯ
F
B Perf
L Perf
24ӯ
FGas amargo de alta presión, a Inyección de Yac. FUTURO
Nh-A
Perf
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 25
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.
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Plan Rector para el Manejo Integral del Gas de la RMNE 2012-2016 6 de Enero de 2012 26
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
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Plan Rector para el Manejo Integral del Gas de la RMNE 2012-2016 6 de Enero de 2012 27
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
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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.
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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
Escenario máximo esperado
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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
Escenario máximo esperado
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Tabla 2. Programa de Mantenimiento a Módulos
Tabla 3. Programa de Mantenimiento a equipos de Inyección
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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.
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Tabla 5. Programa de Mantenimiento a equipos de compresión
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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
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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
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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
Instalación y puesta en operación de un
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
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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
Instalación y puesta en operación de un
turbocompresor de baja presión (booster), de 70
MMpcd.
Mar -2013
1 Ku-A
Instalación y puesta en operación de un
turbocompresor de baja presión (booster), de 60
MMpcd.
Nov-2013
1 Akal- B
Instalación y puesta en operación de un
turbocompresor para inyección de gas húmedo
amargo al yacimiento, de 200 MMpcd.
May -2013
1 Nohoch-A2
Instalación y puesta en operación de un
turbocompresor de baja presión (booster), de 60
MMpcd.
Julio- 2013
1 Akal-J
Instalación y puesta en operación de un
turbocompresor de baja presión (booster), de 60
MMpcd.
Julio- 2013
1 Akal-C
Instalación y puesta en operación de un
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
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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 24ӯ; 1 Ak-E/Ak
N,; 1 Ak-N/Ak-B de 24ӯ; y 1 Ak-N/Ak-L de
24ӯ) 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
Instalación y puesta en operación de un
turbocompresor de baja presión (booster), de 70
MMpcd.
Nov -2014
1 Ku-M
Instalación y puesta en operación de un
turbocompresor de baja presión (booster), de 70
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 36ӯ 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.
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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
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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
30ӯGas acido a
Ak-J4
Hacia
Ak-G
De Ak-GR
De Ak-J
De Ku-A
24ӯ
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Plan Rector para el Manejo Integral del Gas de la RMNE 2012-2016 6 de Enero de 2012 41
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
24ӯ
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 24ӯ
“Vcone”L3 24”Ø
24ӯ
24ӯ
36ӯ
36ӯ
36ӯ
36ӯ
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
36ӯ
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
12ӯ
Línea de pateoa cubetas
Enlace Succión BN
Enlace LRC
Enlace V-64
24ӯ
16ӯ
69
36ӯ
8ӯ
Año 2010
24ӯ
ESDV-
ESDV-
ESDV-
PI
GATO24ӯ
24ӯ
24ӯ
PI
PI
PI
36ӯ
36ӯ36ӯ
36ӯ
L
BY-PASSL2 y L3
24ӯ
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
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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.
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 43
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.
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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.
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Plan Rector para el Manejo Integral del Gas de la RMNE 2012-2016 6 de Enero de 2012 45
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
distribuir el gas en
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
distribuir el gas en
los complejos, Akal-
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
distribuir el gas en
los complejos, Akal-
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
los complejos, Akal-
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 /
PEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN REGIÓN MARINA NORESTE
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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
equipo de inyección
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
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 47
Falla de
Compresor
de
Inyección
en Akal-B.
Poner en operación
equipo de inyección
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:
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 48
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:
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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
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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
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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
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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.
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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