“Diseño conceptual de la Infraestructura de ... · PDF fileAnálisis de sensibilidad con simulador de flujo multifásico Pipesim, para realizar el diseño hidráulico de los ductos

“Diseño conceptual de la Infraestructura de Explotación del Campo Costero”

Universidad de las Américas Puebla Escuela de Ingeniería

Departamento de Ingeniería Química y Alimentos

Tesis profesional presentada por Roberto Carreón Sierra

Francisco Roberto Urbalejo Ocampo

como requisito parcial para obtener el título en Maestría en Ingeniería de Procesos

Jurado Calificador

Presidente: Dr. Raúl Guillermo Fonseca Sandoval Secretario: Dr. Jorge Santos Welti Chanes

Vocal y Director: Mtro. Luis Gabriel Ríos Casas

Cholula, Puebla, México a 19 de mayo de 2002

Indice

Agradecimientos

Capítulo 1. Introducción

Capítulo 2. Objetivo General y Objetivos Particulares

Capítulo 3. Antecedentes

Capítulo 4. Marco Teórico

o 4.1 Análisis Nodal y del Sistema de Producción o 4.2 Recuperación de Líquidos a Partir del Gas Natural

Capítulo 5. Definición de la Infraestructura de Explotación

o 5.1 Discretización y Análisis de la Información Disponible o 5.2 Ubicación Geográfica o 5.3 Análisis de Consecuencia de Accidentes o 5.4 Análisis Nodal y del Sistema de Producción o 5.5 Definición del Proceso Interno en Batería Costero

Capítulo 6. Propuesta de Infraestructura Requerida

o 6.1 Batería de Separación Costero o 6.2 Ductos de Transporte o 6.3 Sistemas de Monitoreo y Control

Capítulo 7. Análisis Económico

Capítulo 8. Conclusiones y Recomendaciones

Capítulo 9. Glosario

Referencias

A G R A D E C I M I E N T O S

A Dios:

Por brindarme vida, salud y entereza para enfrentar y librar todos los obstáculos.

A mi esposa Albérica:

Por toda su comprensión, paciencia, apoyo, amor y sacrificios, ya que todo esto fue mi principal fuente de ánimo y fuerza para lograr mi objetivo.

A mis hijos Ángela y Jesús:

Por que con toda su frescura e inocencia se convirtieron en un ejemplo de cómo ver la vida y enfrentar los retos sin complicaciones.

A mi padre:

Por sus enseñanzas, ejemplo y carácter, ya fueron el ingrediente principal en la formación de la persona que soy ahora.

A Fernando Flores Rivera:

Por la confianza y fe que tuvo en mí al darme la oportunidad y facilidades para cursar esta maestría.

Y en general a todas las personas que de una u otra forma contribuyeron para hacer posible todo esto.

Francisco Roberto Urbalejo Ocampo

A G R A D E C I M I E N T O S

A Dios:

Por la vida, salud y fuerza, que me proporcionó para emprender los grandes retos.

A mi esposa Magnolia:

Por su amor, amistad y aliento que son parte importante del empuje necesario para emprender caminos difíciles y alcanzar grandes retos.

A nuestra hija Alondra:

Por el enorme placer de recibir la frase “hola papito” todos los días al regresar a casa, con lo que se revalora el esfuerzo empleado en el trabajo diario y con su alegría y amor incondicional ha sido el principal motor de la constante búsqueda de superación personal y profesional.

A nuestro hijo Por nacer:

Por recordarnos lo grandioso de la vida humana y la responsabilidad de criar y educar a un niño.

A mis padres Jesús Carreón (qepd) y Vicenta Sierra:

Por su amor y gran ejemplo de apego al trabajo.

A José P. Pérez y Rafael Corona Campos:

Por ver en mi a una persona capaz de cursar esta maestría y por las facilidades brindadas para ello.

A las autoridades de PEMEX Exploración y Producción que consientes de la necesidad de alta capacitación de personal en la empresa nos brindaron la oportunidad de cursar esta Maestría.

A los catedráticos de la Universidad de la Américas Puebla por su empeño y dedicación al impartir sus clases.

Al Maestro Luis Ríos por darme una nueva visión de la Termodinámica.

A todos Gracias

Roberto Carreón Sierra

C A P Í T U L O 1 I N T R O D U C C I Ó N

1

1. INTRODUCCION

Tradicionalmente, en PEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN se han

diseñado y construido instalaciones de explotación en las que no se ha

aprovechado la energía aportada por los yacimientos de alta presión, lo que ha

originado un uso excesivo de sistemas de control y equipos dinámicos para

disminuir la presión de los pozos con objeto de procesar los hidrocarburos

separados dentro de las instalaciones, y posteriormente, volver a incrementarla

para el transporte de los mismos hasta los puntos de venta. Aunado a lo anterior,

los procesos utilizados para el manejo del gas separado no han sido muy

eficientes, por lo que se tienen problemas de condensación de líquidos durante su

transporte, provocando reducción del área efectiva de flujo en los ductos y altos

costos de operación y mantenimiento por concepto de inhibidores de corrosión y

corridas de diablos instrumentados y de limpieza para el mantenimiento de los

mismos.

En el Activo de Producción Chilapilla Colomo se tiene un campo Nuevo en

estudio para su desarrollo y explotación llamado Costero, el cual se localiza en el

municipio de Centla, Tabasco, a una distancia de 17 Km. al noreste de la ciudad

de Frontera. Este campo fué descubierto con el pozo Costero No. 1 en el año

1992, el cual resultó productor de gas húmedo amargo y aceite ligero en el

intervalo 5745 – 5767 mbmr ( Cretácico Medio ). Con base al cálculo de la

reserva y a la información disponible, se tiene considerado realizar la reparación

mayor del Costero 1 y perforar pozos de desarrollo terrestres y marinos,

alcanzando una plataforma de producción máxima de 50 mmpcd de gas y 8000

Bpd de aceite ligero a partir del año 2004.

Dado que en el campo Costero se podrán operar pozos a presiones cercanas

a los 300 Kg/cm2 en superficie, se propone aprovechar la energía asociada a esta

presión mediante el empleo de equipo turbo expansor-compresor para la

recuperación de líquidos a partir del gas natural separado a alta presión, con lo

que se espera obtener las siguientes ventajas:


2

1. Administrar y ahorrar la presión de los yacimientos

2. Recuperar condensados de gas natural, que generarán ingresos

adicionales.

3. Disminuir grandemente el mantenimiento por concepto de corridas de

diablos de limpieza e inspección en ductos de transporte, lo cual

disminuye los costos de operación y mantenimiento.

Es por esta razón, que el presente trabajo de tesis se enfoca al diseño

conceptual de una Batería de Separación, líneas de descarga de los pozos de

desarrollo y ductos de transporte para la incorporación del aceite ligero y gas de

este campo hacia las instalaciones de producción del Activo de Producción Luna,

por ser éstas las mas cercanas al campo Costero.

Para lograr lo anterior, se empleó la siguiente metodología de trabajo:

1. Recopilación, discretización y análisis la información disponible.

2. Análisis nodal del pozo Costero 1 utilizando simulador de flujo

multifásico Pipesim, con objeto de reproducir el comportamiento del

mismo durante su prueba de presión-producción.

3. Análisis de sensibilidad con simulador de flujo multifásico Pipesim, para

realizar el diseño hidráulico del aparejo de producción, estrangulador

óptimo y diámetro de la línea de descarga del pozo Costero 1.

4. Simulación de proceso con Hysys Process 2.4.1, para la caracterización

del aceite ligero y descomposición de la fracción C7+ en seudo

componentes.

5. Simulaciones de proceso con Hysys Process 2.4.1, para analizar

diferentes métodos de recuperación de líquidos a partir del gas natural

(expansión Joule-Thompson, refrigeración mecánica o externa y

turbinas de expansión), y con esto definir el proceso mas adecuado.


3

6. Análisis de sensibilidad con simulador de flujo multifásico Pipesim, para

realizar el diseño hidráulico de los ductos de transporte, en base al

pronóstico de producción.

7. Análisis de consecuencias de accidentes con software RMPComp

para definir la mejor ubicación de la Batería Costero.

Con toda la información obtenida en los puntos anteriormente mencionados,

se contó con los elementos necesarios para fundamentar una propuesta y

proceder a realizar el diseño de la Infraestructura de explotación del campo, la

cual incluye los siguientes componentes:

A. Batería de Separación Costero:

1. Cabezales de Recolección y Medición

2. Sistemas de separación trifásica de alta eficiencia de grupo y medición

3. Sistema de Turbo expansión-Compresión para la recuperación de líquidos

a partir del gas natural separado en alta presión.

4. Sistema de inhibición de hidratos

5. Sistema Digital de Monitoreo y control de todo el proceso de recolección

de hidrocarburos desde los pozos productores, batería de separación y

ductos de transporte.

6. Sistemas de medición para transferencia de custodia de gas y aceite

ligero.

7. Sistema de tratamiento e inyección de aguas residuales a pozos letrina.

8. Sistema de seguridad y desfogue.

9. Sistema de protección contra incendio.

10. Servicios auxiliares.


4

B. Ductos de Transporte para el gas y aceite ligero hasta los puntos de entrega.

1. Gasoducto de 16” ? X 42.5 Km de Batería Costero a Batería Luna.

2. Oleoducto de 12 “? X 33.5 Km de Batería Costero a Cabezal Tizón.

3. Líneas de descarga de 4” ? de 7 pozos Costero a Batería Costero, 12 Km

en total.

C A P Í T U L O 2 OBJETIVOS GENERAL Y PARTICULARES

5

2. OBJETIVOS GENERAL Y PARTICULARES Objetivo General:

Plantear un esquema de explotación para un campo nuevo, fuera de lo que

tradicionalmente se ha realizado en Pemex Exploración y Producción, con objeto

de administrar y ahorrar la energía aportada por los yacimientos de gas y

condensado de alta presión, así como transportar los hidrocarburos separados de

manera eficiente con especificaciones de calidad internacional hasta los puntos de

venta.

Objetivos Particulares:

Desarrollar un esquema de explotación superficial que permita:

1. Administrar y ahorrar la energía aportada por los yacimientos de gas y

condensado de alta presión, con la finalidad de alargar la vida de los

mismos.

2. Eficientar los procesos de separación gas - aceite – agua para entregar

productos con la calidad requerida por los clientes.

3. Evitar la condensación de líquidos durante el transporte de gas natural

para optimizar el área de flujo en los ductos y disminuir costos de

operación y mantenimiento.

4. Maximizar la recuperación de líquidos ( aceite y/o condensado ) a partir

del gas natural separado con objeto de incrementar los ingresos por

concepto de su comercialización.

5. Construir la alternativa más adecuada técnica y económicamente de

infraestructura de explotación para el campo Costero.

C A P Í T U L O 3 A N T E C E D E N T E S

6

3. ANTECEDENTES

El campo Costero se localiza en el municipio de Centla, Tabasco, a una

distancia de 17 Km. al noreste de la ciudad de Frontera. Este campo fué

descubierto con el pozo Costero No. 1 en el año 1992, el cual resultó productor

de gas húmedo amargo y aceite ligero en el intervalo 5745 – 5767 mbmr

( Cretácico Medio ). Con base al cálculo de la reserva y a la información

disponible, se tiene considerado realizar la reparación mayor del Costero 1 y

perforar pozos de desarrollo terrestres y marinos, alcanzando una plataforma de

producción máxima de 50 mmpcd de gas y 8000 Bpd de aceite ligero a partir del

año 2004.

Las pruebas de presión-producción efectuadas al pozo Costero 1 arrojaron

los siguientes resultados:

Tabla 3.1 Resultados de la prueba de Presión-Producción realizada al pozo Costero 1 en 1992 por personal de Pemex Exploración y Producción

FECHA ESTRANG.

64 AVOS

GAS

MMPCD

ACEITE

BPD

PWF

Kg/cm2

PTP

Kg/cm2

PSEP

Kg/cm2

12/10/92 12 4.12 673 567.50 401.97 56.0

11/10/92 16 6.71 1557 548.50 363.40 56.0

10/10/92 24 8.30 1759 466.13 298.96 56.0

Fuente: Expediente del Pozo Costero 1. Pemex Exploracion Produccion

C A P Í T U L O 3 A N T E C E D E N T E S

7

Para este campo se determinó una reserva original ( 2P ) de gas de 286

MMMPC y 38.88 MMB de aceite ligero, estimada volumétricamente basándose en

análisis e interpretación de sísmica 2D y 3D, y considerando entre otros

parámetros del yacimiento una porosidad de 3.5%, una saturación de agua de

15% y un factor de recuperación del 64.85%. Otros datos importantes del

yacimiento son:

a) Presión de fondo estático, pws = 666.11 Kg/Cm2

b) Temperatura de fondo ( cerrado ) = 182.47°C

c) Presión en la cabeza del pozo, Pwh ( cerrado ) = 416.5 Kg/Cm2,

d) Temperatura en la cabeza del pozo = 90°C

La caracterización de los fluidos indica que se trata de un yacimiento del tipo

de gas y condensado bajo saturado, y de acuerdo al análisis PVT se determinó

una presión de rocío de 350 Kg/Cm2 a la temperatura del yacimiento de 182 °C. El

aceite separado durante al prueba de presión – producción tiene una densidad de

44.42° API ( aceite superligero ).

C A P Í T U L O 4 M A R C O T E Ó R I C O

8

4. MARCO TEÓRICO

a) Análisis Nodal del Sistema

i. Fundamentos

El análisis nodal de un sistema de producción, realizado en forma

sistemática, permite determinar el comportamiento actual y futuro de un pozo

productor de hidrocarburos, y consiste en dividir este sistema de producción en

nodos de solución para calcular caídas de presión, así como gasto de los fluidos

producidos, y de esta manera, poder determinar las curvas de comportamiento de

afluencia y el potencial de producción de un yacimiento. Como resultado de este

análisis se obtiene generalmente un incremento en la producción y el

mejoramiento de la eficiencia de flujo cuando se trata de un pozo productor, pero

cuando se trata de un pozo nuevo, permite definir el diámetro óptimo de las

tuberías de producción, del estrangulador, y línea de descarga por el cual debe

fluir dicho pozo, así como predecir su comportamiento de flujo ( aporte de

hidrocarburos ) y presión para diferentes condiciones de operación.

El procedimiento del análisis nodal ha sido reconocido en la industria

petrolera como un medio adecuado para el diseño y evaluación, tanto en pozos

fluyentes como en pozos que cuentan con un sistema artificial de producción,

debido a las necesidades cada vez mayores de energéticos, y a los incentivos

derivados del precio de los hidrocarburos. En el análisis nodal se evalúa un

sistema de producción dividiéndole en tres componentes básicos:

1. Flujo a través de un medio poroso ( Yacimiento ), considerando el

daño ocasionado por lodos de perforación, cemento, etc.

2. Flujo a través de la tubería vertical ( Aparejo de producción ),

considerando cualquier posible restricción como empacamientos,

válvulas de seguridad, estranguladores de fondo, etc.

3. Flujo a través de la tubería horizontal ( Línea de descarga ),

considerando el manejo de estranguladores en superficie.


9

Para predecir el comportamiento del sistema, se calcula la caída de presión

en cada componente. Este procedimiento comprende la asignación de nodos en

varias de las posiciones claves dentro del sistema ( ver Figura 4.1 ). Entonces,

variando los gastos y empleando el método y correlación de flujo multifásico que

se considere adecuado dependiendo de las características de los fluidos, se

calcula la caída de presión entre dos nodos.

Pwh

Pest

Pwf Pws

Psep

Yacimiento

Pozo

Línea de Descarga

Gas

Aceite

? P1 = Pws - Pwf = Caída de Presión en el Yacimiento

? P2 = Pwf - Pwh = Caída de Presión en el Pozo

? P3 = Pwh - Pest = Caída de Presión en el Estrangulador

? P4 = Pest - Psep = Caída de Presión en la Línea de Descarga

??????????????????? Ptotal = ? P1 - ? P2 - ? P3 - ? P4

Figura 4.1 Esquema de caídas de presión evaluadas en un análisis nodal.

Después de seleccionar un nodo de solución, las caídas de presión son

adicionadas o sustraídas al punto de presión inicial o nodo de partida, el cual

generalmente es la presión estática del yacimiento, hasta que se alcanza la

convergencia en las iteraciones de cálculo para obtener el valor del nodo de

solución. Para utilizar el concepto nodal, al menos se deberá conocer la presión

en el punto de partida. En un sistema de producción se conocen siempre dos

presiones, las cuales se consideran constantes para fines de cálculo, siendo éstas

la presión estática del yacimiento ( Pws ) y la presión de separación en la

superficie ( Psep ). Por lo tanto, los cálculos pueden iniciar con cualquiera de ellas,

para después determinar la presión en los nodos de solución intermedios entre

estas posiciones de partida.


10

Los resultados del análisis del sistema no solamente permitirán la definición

de la capacidad de producción de un pozo para una determinada serie de

condiciones, si no que también muestran los cambios en cualquiera de los

parámetros que afectan su comportamiento. Por lo tanto, el resultado neto es la

identificación de los parámetros que controlan el flujo en el sistema de producción.

Las curvas de comportamiento de afluencia obtenidas, son función de los

siguientes puntos clave del sistema:

a) Características del yacimiento.

b) Características de la tubería de producción y línea de descarga.

c) Presión en el nodo inicial y final del sistema.

d) Porcentaje de agua producido

e) Relación gas-líquido

f) Longitud de las tuberías.

g) Temperatura

h) Características de los fluidos a manejar

i) Topografía del terreno en el caso de la línea de descarga.

j) Grado de desviación del pozo.

La selección del nodo o nodos iniciales depende grandemente del

componente del sistema que se desea evaluar, pero su posición deberá ser tal

que muestre, de la mejor manera posible, la respuesta del sistema a una serie de

condiciones, para que como resultado final se tenga una evaluación total del

problema, dando así una solución confiable. Un punto importante es que, además

de las razones técnicas, se tendrá que aportar también una justificación

económica, validando con ello de manera completa la solución encontrada.


11

ii. Curvas de Comportamiento de Afluencia ( IPR )

Históricamente el primer intento para construir una curva de comportamiento

de afluencia de un pozo o IPR ( Inflow Performance Relationship ), resultó de la

suposición de que la IPR era una línea recta. Por lo tanto, bajo esta suposición, el

flujo de líquido en un pozo será directamente proporcional a la caída de presión en

el fondo del mismo. La constante de proporcionalidad con la cual se mide la

productividad de un pozo se llama índice de productividad ( IP ) y la ecuación que

la define es:

PwfPws

qoIP

?? Ecuación 4.1

donde:

qo = Gasto de aceite ( BPD )

Pws = Presión promedio en el yacimiento = Presión de Fondo Estática

en el Pozo ( Psia )

Pwf = Presión de Fondo Fluyente en el Pozo ( Psia )

Sin embargo, posteriormente W. E. Gilbert (1954) realizó diversas

observaciones en campos productores de hidrocarburos y se dió cuenta que esto

sólo se cumplía cuando la Pwf se encontraba por encima del punto de burbuja o

presión de saturación, mientras que para la mayoría de los pozos, los cuales su

Pwf estaba por debajo del punto de burbuja, la IPR graficada formaba una curva

debido a que la fase gaseosa presente en el aceite tenía un efecto en la

producción ( ver Figura 4.2).

Este investigador encontró que el índice de productividad variaba con

respecto al tiempo. Esto se debe a que la presión en el yacimiento disminuye

conforme a la explotación del mismo, lo cual se traduce en un incremento en la

saturación de gas y en un incremento en la resistencia a fluir del aceite . Para una

caída constante de presión, el IP también dependerá del mecanismo de empuje

del yacimiento.


12

Pws

P burb

qmax

q 1 fase q 2fases

0

Pwf > PburbPwf < Pburb

Pre

sión

de

Fond

o Fl

uyen

do (

Pw

f )

Gasto de Producción ( q ) Figura 4.2 Representación esquemática de las Curvas de comportamiento de Presión-Producción.

Para un yacimiento con empuje asociado a un acuífero activo, el IP

permanecerá casi constante cuando produzca por encima del punto de burbuja,

debido a que no existe gas liberado en el yacimiento que pueda afectar las

permeabilidades relativas del aceite y del agua.

Todo lo anterior ilustró la necesidad de contar con correlaciones útiles para

construir curvas de IPR. M. V. Vogel (1968) desarrolló un estudio sobre IPR para

yacimientos con empuje por gas en solución derivando ecuaciones que describían

los perfiles de presión y saturación de gas desde el agujero del pozo hasta las

fronteras del yacimiento. Con estas ecuaciones consideró variaciones en las

caídas de presión y en las propiedades roca – fluido, hasta obtener una relación

adimensional para el índice de productividad.


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La correlación de Vogel para obtener una curva IPR adimensional es la

siguiente:

2

8.02.01max

???

?????

??

?????

PwsPwf

PwsPwf

qoqo

Ecuación 4.2

donde:

qo = gasto de aceite correspondiente a la Pwf

qomax = gasto máximo de producción cuando la Pwf es igual a cero

Pwf = Presión de Fondo estática.

M.J. Fetkovich (1973) demostró que los pozos de aceite y los pozos de gas

que producen por debajo de la presión de saturación o punto de burbuja, se

comportaban de manera similar en términos del índice de productividad, por lo que

desarrolló la siguiente correlación:

qo = C ( Pws2 – Pwf2 )n Ecuación 4.3

donde :

qo = gasto de aceite correspondiente a la Pwf

qomax = gasto máximo de producción cuando la Pwf es igual a cero

Pwf = Presión de Fondo estática.

C = coeficiente de la curva

n = exponente ( un valor entre 0.5 y 1.0 )

Para aplicar el método de Fetkovitch, es necesario determinar los valores de

C y de n. Estos coeficientes se obtienen a través de una prueba de presión –

producción de un pozo, donde se miden los gastos aportados por tres diferentes

diámetros de estrangulador con sus correspondientes presiones de fondo

fluyentes, así como la presión de fondo estática con el pozo cerrado. En escala

log – log se grafican los valores de presión contra gasto, obteniendo una línea

recta.


14

El valor de C es la ordenada al origen y el valor de n es la pendiente de dicha

recta. El potencial del pozo o gasto máximo teórico se obtiene intersectando el

valor de la Pws con la recta obtenida, para encontrar su correspondiente valor de

gasto ( Ver Figura 4.3).

Figura 4.3 Esquema de comportamiento Presión-Producción de acuerdo a

correlación de Fetkovich.

iii. Correlaciones de Flujo Multifásico en Tuberías

El flujo simultáneo de gas y líquido en una tubería es muy importante en las

operaciones modernas. Para muchas instalaciones el uso de tuberías que

manejan flujos multifásicos es la solución más económica, ya que disminuye el

costo 20 a 25% con respecto a utilizar dos tuberías para manejar fluidos en una

sola fase.

Diversos investigadores ( ver tabla 4.1 ) han desarrollado diferentes

correlaciones de flujo multifásico en tuberías verticales y horizontales, basándose

en los principios termodinámicos y de flujo de fluidos, pero principalmente en

observaciones empíricas limitadas por caídas de presión por fricción, diámetros de

Pws

qmax 0

Log q

Est 1

q1 q2 q3

Est 2

Est 3

Pwf 1 Pwf 2

Pwf 3

C

nLog ( Pws2 – Pwf2 )


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tuberías, características de los fluidos utilizados, geometría y condiciones de flujo,

y relaciones gas – líquido.

Tabla 4.1 Correlaciones de flujo multifásico en tuberías.

Correlación Fecha Sustento Diámetro de

Tubería

Fluido

Flujo Vertical

Duns & Ross 1961 Datos de campo y

laboratorio

Amplio rango Aceite, gas y agua

Hagedorn & Brown 1965 Datos de campo y

laboratorio

1 a 4 pulgadas Aceite, gas y agua

Orkiszewski 1967 Revisión y modificación

de otros modelos


Aziz & Govier 1972 Datos de campo y

laboratorio


Beggs & Brill 1973 Datos de laboratorio 1 a 1.5 pg Gas y agua

Gray 1974 Datos de campo < 3.5 pg Gas y condensado

Flujo Horizontal

Lochart-Martinelli 1949 Datos de laboratorio 0.0586 a

1.1017 pg

Aceite, gas y agua

Eaton 1966 Datos de campo y

laboratorio

2 a 4 pg Aceite, gas y agua

Dukler 1969 Datos de laboratorio Amplio rango Aceite, gas y agua

Flujo Inclinado

Mukherjee-Brill 1983 Datos de laboratorio 1.5 pulgadas Keroseno, Aceite

lubricante y gas

No existe una correlación que sea la más adecuada para utilizarla en todas

las aplicaciones. Cuando se utiliza algún modelo, se debe examinar la clase de

sistemas en las cuales está basado, es decir, si el modelo y los datos que lo

soportan son compatibles físicamente con el sistema propuesto para su aplicación.

Por ejemplo, algunas correlaciones están basadas en datos para tuberías

horizontales de diámetro pequeño. Su aplicación es limitada para tuberías de


16

diámetro mayor con perfiles topográficos que presenten diferencias de nivel con

respecto a un plano de referencia.

La Tabla 4.1, presenta una referencia rápida de las correlaciones más

utilizadas así como su rango de aplicación:

iv. Flujo Multifásico a través de Estranguladores.

Los estranguladores son dispositivos mecánicos que se utilizan en los pozos

para provocar una restricción al flujo, con objeto de controlar el aporte de agua y

arena proveniente de los yacimientos.

La predicción del comportamiento del flujo de mezclas gas – líquido en

orificios no es un problema que pueda considerarse resuelto. Existen numerosos

estudios sobre este tema y se han desarrollado varias correlaciones que

relacionan el gasto a través del orificio, la presión y temperatura antes del orificio y

el área de estrangulamiento cuando el flujo es crítico. Algunas de las correlaciones

obtenidas están basadas en trabajos experimentales y se ajustan razonablemente

a los rangos probados, sin embargo, se desconoce su precisión fuera de esos

límites.

En el desarrollo de sus correlaciones los autores han supuesto diversas

relaciones de presión crítica. Establecer un valor fijo para dicha relación implica

una simplificación que indudablemente se reflejará en la exactitud de las

predicciones que se obtengan al aplicar las correlaciones citadas. Por lo tanto, es

recomendable que al desarrollar una correlación se investiguen las fronteras de

flujo crítico y además que las relaciones se cumplan para los casos extremos en

los que tiene flujo solo de gas o flujo solo de líquido.


17

Existen diversas correlaciones que predicen el comportamiento de flujo

multifásico a través de estranguladores, pero las más utilizadas son las de Gilbert,

Ros, Baxendell y Achong ( ver Tabla 4.2 ). A partir de datos de producción Gilbert

desarrolló una expresión tomando como base la relación de las presiones antes y

después de un orificio para flujo sónico de una fase, recomendando que dicha

relación fuera de 0.588 o menor. Ros, Baxendell y Achong, tomaron como base el

trabajo de Gilbert y cada uno estableció una correlación en la que sólo variaron los

coeficientes de flujo.

La forma general de las ecuaciones desarrolladas por estos investigadores

es la siguiente:

dRqC

c

B

LA

P ?1 Ecuación 4.4

donde:

P1 = Presión corriente arriba ( psi )

qL = Producción de líquido ( BPD )

R = Relación Gas libre – Líquido ( pies3 / Bl )

dc = Diámetro del estrangulador ( 64 avos de pulgada )

A,B,C = constantes que dependen de la correlación y que toman los

siguientes valores:

Tabla 4.2 Parámetros a emplear en ecuación 4.4

Correlación A B C Año

Gilbert 10.0 0.546 1.89 1954

Ros 17.40 0.500 2.00 1960

Baxendell 9.56 0.546 1.93 1963

Achong 3.82 0.650 1.88 1974


18

b) Recuperación de Líquidos a Partir del Gas Natural (NGL)

La recuperación de líquidos a partir del gas natural ( NGL ) es algo común en

el procesado de gas, y puede llegar a tener una gran importancia económica, sin

embargo, este aspecto puede pasar a segundo plano cuando la NGL se convierte

en algo necesario cuando se tiene que cumplir con especificaciones de calidad en

los puntos de venta del gas.

Un sistema de refrigeración disminuye la temperatura del fluido que es

enfriado por debajo de lo que es posible obtener mediante agua o aire a

condiciones ambientales. La temperatura producida depende de la meta a

cumplir.

Las razones principales para implementar un proceso de recuperación de

líquidos son:

1. Administrar la energía de yacimientos de alta presión y temperatura

2. Evitar al máximo la condensación de líquidos durante el transporte de gas

en ductos.

3. Alcanzar especificaciones del gas en los puntos de venta

4. Maximizar la recuperación de líquidos para su comercialización ( aceite y/o

condensados ).

5. Disminuir costos de operación y mantenimiento por concepto de corridas de

diablos instrumentados y de limpieza en ductos de transporte.

Los 3 procesos básicos de recuperación de líquidos son:

i. Expansión Joule – Thompson o separación a baja temperatura (LTS )

ii. Refrigeración externa o mecánica ( ciclos de expansión – compresión de

vapor )

iii. Turbinas de expansión o expansión criogénica.


19

i. Expansión Joule – Thompson

En la expansión Joule – Thompson el gas pasa primero por un

intercambiador de calor para recibir un pre-enfriamiento, y posteriormente a través

de una válvula de expansión o estrangulador. Esta expansión es un proceso

isoentálpico donde la caída de presión genera una disminución de temperatura, la

cual provoca una separación de los líquidos condensables. Generalmente en este

tipo de proceso, el gas debe comprimirse para alcanzar la presión requerida para

su transporte.

Figura 4.4 Esquema de proceso de enfriamiento de gas natural mediante

expansión con válvula ( efecto de Joule-Thompson ).

ii. Refrigeración Externa o Mecánica

La refrigeración es el proceso mas directo para la recuperación de líquidos,

en la cual la refrigeración externa o mecánica es proporcionada por un ciclo de

expansión – compresión de vapor, que generalmente utiliza al propano como

agente refrigerante.

Gas a Enfriar

Intercambiador de calor

Compresor

Válvula de expansión


20

Figura 4.5 Esquema de proceso de enfriamiento de gas natural mediante

refrigeración mecánica o externa ( ciclo de refrigeración de propano ).

A. El líquido refrigerante saturado se expande en la válvula

B. Debido a la expansión se vaporiza parcialmente y entra en el

Chiller a una temperatura menor a la de la corriente de gas.

C. Sale del Chiller totalmente vaporizado.

D. Este vapor se comprime y se envía a un condensador donde

se transforma en líquido al 100%, y posteriormente se

almacena en un acumulador para repetir el ciclo

Acumulador

Condensador

Compresor

Válvula de Expansión

Chiller

Gas a Enfriar

A

B

C

D


21

iii. Turbinas de expansión o Expansión Criogénica

En este proceso, el gas se hace pasar a través de una turbina de expansión.

Es esta misma expansión del gas la que genera potencia a través de una flecha,

reduciendo de esta manera la entalpía del gas. Esta disminución de entalpía

provoca una mayor caída de presión que en las válvulas de expansión, con lo que

se alcanzan menores temperaturas, y por lo tanto, una mayor recuperación de

líquidos. Este proceso se ha vuelto muy popular debido a su relativo bajo costo y

simplicidad. La temperatura final que se alcanza en la salida depende de la caída

de presión, de la cantidad de líquidos recuperados y de la potencia alcanzada en

la flecha. Esta potencia se puede utilizar para impulsar un compresor y/o

cogenerar energía eléctrica.

Figura 4.6 Esquema de proceso de enfriamiento de gas natural mediante turbinas

de expansión.

Gas a Enfriar

Intercambiador de calor

Compresor

Turbina de expansión

C A P Í T U L O 5 DEFINICIÓN DE INFRAESTRUCTURA DE EXPLOTACIÓN

22

5. DEFINICIÓN DE INFRAESTRUCTURA DE EXPLOTACIÓN

a) Discretización y análisis de la información disponible

El análisis cromatográfico en base seca de la muestra de la mezcla original

obtenida del pozo Costero 1 es el mostrado en la Tabla 5.1, el cual fue realizado

por personal de Pemex Exploración y Producción.

Tabla 5.1 Análisis cromatográfico del pozo Costero 1.

Componente C1 C2 C3 iC4 nC4 iC5 nC5 C6 C7+

% mol 78.931 4.365 1.915 0.421 1.630 0.594 0.828 1.125 8.161

Componente CO2 N2 H2S Total PM Presión Temp.

% mol 1.250 0.500 0.280 100.00 32.45 350 Kg./cm2

182°C


El análisis cromatográfico presentado se realizó en base seca, es decir sin

considerar agua, además que en el componente C7+ se agruparon todas las

fracciones pesadas de hidrocarburos. Por esta razón, se realizó una

caracterización del aceite utilizando el simulador de procesos Hysys versión 2.4

para descomponer la fracción C7+ en 20 pseudo componentes, con objeto de que

las simulaciones de flujo y de proceso contempladas a realizar en forma posterior,

reprodujeran con mayor precisión el comportamiento de la mezcla de fluidos de

acuerdo al análisis PVT realizado a la misma. En dicha caracterización se añadió

agua como componente hasta saturar la mezcla, con el fin de que en las

simulaciones se considerara la presencia de agua, ya que aunque en la prueba de

presión – producción no se manifestó agua libre, es común que los yacimientos

presenten un acuífero asociado.


23

Tabla 5.2 Composición de la mezcla caracterizada.

Comp. C1 C2 C3 iC4 nC4 iC5 nC5 C6 C7* C8* C9* C10* C11*

Frac.

mol

0.7851 0.0434 0.0190 0.0042 0.0162 0.0059 0.0082 0.0112 0.0047 0.0042 0.0053 0.0065 0.0069

Comp. C12* C13* C14* C15* C16* C17* C18* C19* C20* C21* C22* C23* C24*

Frac.

mol

0.0069 0.0067 0.0063 0.0058 0.0052 0.0045 0.0039 0.0033 0.0028 0.0023 0.0019 0.0015 0.0012

comp. C25* C26* CO2 N2 H2S H2O Total PM Presión Temp.

Frac.

Mol

0.0010 0.0002 0.0124 0.0050 0.0028 0.0053 1.0000 32.45 350

Kg./cm2

182°C

*Pseudo componentes obtenidos por simulación a partir del C7+

Los resultados obtenidos después de aplicar el procedimiento aquí descrito

se muestran en la Tabla 5.2 y Tabla 5.3, mientras que la descripción detallada del

mismo se puede apreciar en este capitulo en el inciso e) Definición del proceso

interno en la Batería Costero, en el apartado i) Simulación de proceso para ajuste

de pruebas de presión-producción y análisis PVT de laboratorio.

Personal de las áreas de caracterización e ingeniería de yacimientos de

Pemex Exploración y Producción realizaron un estudio utilizando toda la

información disponible de registros geofísicos y sísmica 2D y 3D, con objeto de

definir la forma y tamaño de la estructura geológica productora, y el volumen de

reserva de hidrocarburos comercialmente explotable ( caracterización estática ),

los resultados de la caracterización estática se aprecian en la Figura 5.1 Marco

estructural del campo Costero, donde se muestra gráficamente la forma y tamaño

de la estructura del yacimiento, así como el sistema de fallas dentro del mismo.


24

Tabla 5.3 Propiedades de pseudocomponentes hipotéticos.

Nombre Peso Molecular Densidad Liquido

API

Temperatura Crítica ( °C )

Presión Crítica ( Kg./Cm2 )

C7 108.4 57.46 286.9 31.74

C8 115.3 55.41 300.1 30.50

C9 123.3 53.13 315.2 29.13

C10 131.3 51.04 329.5 27.89

C11 139.2 49.15 343.6 26.65

C12 147.7 47.25 357.7 25.50

C13 156.3 45.43 371.5 24.41

C14 165.2 43.68 385.3 23.38

C15 174.4 42.00 398.8 22.40

C16 183.8 40.37 412.3 21.47

C17 193.4 38.81 425.5 20.58

C18 203.2 37.30 438.7 19.74

C19 213.3 35.84 451.7 18.94

C20 223.6 34.43 464.6 18.17

C21 234.0 33.07 477.4 17.44

C22 244.8 31.75 490.1 16.75

C23 255.8 30.47 502.7 16.08

C24 266.7 29.26 515.0 15.46

C25 278.5 28.02 528.5 14.76

C26 290.8 26.79 540.6 14.24


25

Posteriormente, se realizó una caracterización dinámica consistente en una

simulación numérica del yacimiento con objeto de reproducir el comportamiento de

la presión, temperatura y flujo de los fluidos para definir el número óptimo de

pozos de desarrollo y la mejor ubicación de los mismos (ver Figura 5.2).

Figura 5.1 Marco estructural del campo Costero.

De esta caracterización dinámica se obtuvieron varios escenarios de

producción, de entre los cuales, se escogió el correspondiente a 10 pozos, de los

cuales seis se localizaran en el área de la costa del estado de Tabasco y son

objeto del presente trabajo de tesis, de acuerdo a pronósticos la explotación de

estos pozos forman una meseta o plataforma de producción con lo que la

alternativa presentó los mejores indicadores de rentabilidad económica, además

de ser el escenario ideal para el diseño de la infraestructura de explotación ya que

al tener una plataforma de producción constante por un periodo largo de tiempo,

se puede aprovechar mejor la capacidad de manejo y transporte de las

instalaciones y ductos.


26

Fig. 5.2 Malla de simulación 2D .

Figura 5.3 Despliegue en 3D


27

Los pronósticos de producción del escenario de explotación en estudio de

pueden apreciar en las Figuras 5.4 y 5.5.

Figura 5.4 Pronósticos de producción de gas del campo Costero.

Figura 5.5 Pronósticos de producción de aceite del campo Costero

0

10

20

30

40

50

60

70

2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018 2020 2022 2024

PPrroonnóóssttiiccoo ddee PPrroodduucccciióónn ddee GGaass

0

2

4

6

8

1 0

1 2

1 4

2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018 2020 2022 2024

GGaass (( mmmmppccdd ))

AAcceeiittee (( mmbbdd )) PPrroonnóóssttiiccoo ddee PPrroodduucccciióónn ddee AAcceeiittee


28

Como información adicional considerada en los análisis nodales del pozo Costero

1, en la Figura 5.6 se presenta en forma esquemática el estado que

mecánicamente guarda el pozo Costero 1, en relación a su aparejo de producción.

Figura 5.6 Estado mecánico del pozo Costero 1.


ESTADO MECÁNICO DEL POZO COSTERO No. 1

50.0 m.

JUNIO/2001. I'

999.67 m.

2561.40 m.

T.C. 30" J-55, 65 lb/p

T.R. 20" J-55, 65 lb/p

T.R. 13 3/8" J-55, 54.50 lb/p Tapón de cemento de 3227.60 a 3498.0 m.

5to. Pez a 5153.0 m Camisa CAMCO 3 1/2" a 5167.0 m. Emp. OTIS 7" a 5178.50 m. Ext. aparejo prod.. a 5197.90 m.

5275.0 m. Boca de liner 5192.0 m.

T.R. 9 7/8" P-110, 69.8 lb/p TAC-140, 62.8 lb/p TEC con T.F. de 5280 - 5482 m.

Int. 5475 - 5520 m. c/EJ 2 1/8 13 c/m. Tapón de cemento T.B.T. de 5711 - 5723 m. Int. 5745.0 - 5767.0 m. c/EJ 2 1/8" 13 c/m. Retenedor Mercury K-1 5" a 5774.0 m.

4to. Pez: 148.0 m. accesorios aparejo Emp. 5" 415-05 a 5922.0 m.

Int. 5949 - 5954.0 m. c/EJ 1 11/16" Int. 5949 - 5988.0 m. c/TCP 3 3/8"

5990.0 m. 3er. Pez: 5.5 m pistolas Tapón de cemento 6072.0 - 6234.0 m. Retenedor Mercury K-1 5" a 6235.0 m.

Int. 6267 - 6275 m. c/UJ 2 1/8" 18 c/m.

Retenedor Mercury K-1 6" a 6338.0 m.

T.R. 7" TRC-95, 35 lb/p TAC-110, 35 lb/p TAC-140, 35 lb/p

2do. Pescado Multi-V-LP 15.6 Emp. Baker 5" a 6350

Int. 6411-6440 (aislado) c/EJ 1 11/16", 13 c/m 1er. Pez 1562.0 m. accesorios de producción

Retenedor Mercury K-1 a 6450.0 m.

Cima de cemento a 6454.0 m.

6500.0 m. T.R. 5" TAC-140, 18 lb/p


29

b) Ubicación Geográfica

Figura 5.7 Plano de ubicación Geográfica del campo Costero.

Tal como se puede observar en el plano de ubicación geográfica del campo

Costero, mostrado en la Figura 5.7, las instalaciones de producción más cercanas

son:

1. Compresoras Atasta ( A 35 Km. de distancia )

2. Cabezal Tizón ( 33.5 Km. de distancia )

3. Batería Luna ( 43 Km. de distancia )

Con respecto a la Estación de Compresión Atasta, esta instalación puede

manejar la producción de gas del campo Costero, pero no cuenta con equipos ni

infraestructura para manejar el aceite ligero, por lo que esta opción se descartó.

CCOOSSTTEERROO GABANUDO 1

RIBEREÑO-1

LAGUNA DE POM ZEREQUE-1

LUNA

PIJIJE

ESTACION ATASTA

CPQ CACTUS

CPQ CD. PEMEX VILLAHERMOSA

OXIACAQUE

SAMARIA

CUNDUACAN IRIDE

LAGUNA DE TERMINOS

LAGUNA DE POM

TIZON

FRONTERA

SIMBOLOGIA

LOCALIZACION EXPLORATORIA

POZO PRODUCTOR

GOLFO DE MÉXICO MAY - 1

YUM- 2B

RASHA

BOLERO

CD. PEMEX


30

En lo que se refiere al cabezal Tizón y la Batería Luna, estas instalaciones

manejan actualmente hidrocarburos de características muy similares a los del

campo Costero, además de que cuentan con la capacidad de recibir el volumen de

gas y aceite ligero esperados, razón por lo cual el aceite se enviará al cabezal

Tizón, mientras que el gas se deberá mandar a la Batería Luna debido a que

están por instalar un sistema de refrigeración para el gas que separan ahí, por lo

que el gasoducto proveniente del campo Costero se deberá conectar a la

descarga de dicho sistema de enfriamiento.

c) Análisis de Consecuencia de Accidentes. Para definir la ubicación de la Batería Costero, se realizó un análisis de

consecuencia de accidentes con el software RMPComp de la Enviromental Protection Agency ( EPA ), tomando en cuenta dos escenarios posibles de

riesgo:

1. Liberación y propagación de nube tóxica 2. Explosión de nube de vapor

Para el caso de liberación y propagación de nube tóxica, se utilizó el peor

escenario de acuerdo con el software ( condiciones de calma ambiental, terreno

plano sin obstrucciones y 10 minutos de liberación de ácido sulfhídrico en forma

gaseosa ), obteniéndose un radio de riesgo de 1.1 Km. tomando como centro la

misma Batería.

En el caso de explosión de nube de vapor, se utilizó también el peor

escenario (tomando en cuenta al metano, etano y propano como los componentes

gaseosos mas importantes de la mezcla flamable), obteniendo un radio de riesgo de 0.6 Km.


31

De lo anterior se observa que el radio de riesgo por toxicidad es mayor, por lo

que esta distancia es la que se debe tomar en cuenta para definir la ubicación

donde se construirá la Batería Costero, es decir, que dicha Batería debe

construirse en un área en la que, por lo menos en 1.1 Km. a la redonda, no existan

asentamientos humanos, instalaciones ni vías de comunicación. Bajo esta

suposición se manejaron 3 opciones (ver Figura 5.8):

Figura 5.8 Resultados del análisis de consecuencias

1) A 50 mts. del pozo Costero 1.- Esta opción se descartó debido a que

dentro del radio de riesgo, cruza una carretera federal que normalmente cuenta

con bastante tráfico vehicular.

2) En la localización del pozo Costero 12.- Se pensó en esta opción por su

cercanía con la playa, pero se descartó posteriormente debido a que dentro del

radio de riesgo existen asentamientos humanos.


32

3) En la localización del pozo Bolero 1.- Se escogió esta opción debido a

que dentro del radio de riesgo no existen asentamientos humanos, la carretera

federal queda fuera, además de que este pozo está programado para perforarse

en el 2002 (movimiento de equipos de perforación 2002-Pemex Exploración y

Producción), por lo que su producción se podrá incorporar a la Batería Costero.

d) Análisis Nodal y del Sistema de Producción

i) Ajuste de la prueba de Presión Producción.

Con el fin de reproducir los resultados de la prueba de presión-producción

reportados en la Tabla 3.1, se llevaron a cabo mediante simulación en PIPESIM

los análisis nodales del pozo Costero 1, tomando como nodo solución la caída de

presión en el Yacimiento, que en la Figura 5.9 se muestra gráficamente.

Figura 5.9 Resultados de ajuste de prueba de presión-producción

Ajuste Prueba Presión-Producción Costero 1

PIPESIM Plot Oct 10 2001

PIPESIM for Windows © Baker Jardine & Associates, London

0 2.0 4.0 6.0 8.0 10.06500

7000

7500

8000

8500

9000

9500

10000

Gasto de Gas @ c.tanque (MMpcd )

Pres

ión

( psi

a )

Pws = 9488.8 psiaPwh = 4165 psia, Estrang. 3/16"Pwh = 5050 psia, Estrang. 1/4"Pwh = 5565 psia, Estrang. 3/8"


33

Tal como se puede observar en la gráfica anterior, las condiciones de la

prueba de presión producción se pudieron reproducir satisfactoriamente, ya que la

diferencia entre los gastos de gas y las presiones de fondo fluyendo calculadas y

medidas, fue de tan solo 2.9% en promedio para cada estrangulador.

Para lograr dicho ajuste se utilizó un análisis composicional y la ecuación de

estado de Peng Robinson, así como la correlación de Beggs y Brill para flujo

multifásico en tuberías verticales y la ecuación 4.4, con los parámetros de la

correlación de Gilbert, para flujo a través de estranguladores.

El procedimiento anteriormente descrito permite establecer como confiables

los datos y parámetros base para análisis de sensibilidad, curvas IPR futuras y

simulación de los procesos.

ii) Análisis Nodal Integral.

Una vez establecido el modelo de análisis nodal de acuerdo al punto anterior

se procedió a realizar el análisis nodal integral del pozo Costero 1, mediante la

simulación con PIPESIM y con lo cual se determina la caída de presión en el

aparejo de producción y es posible estimar la presión en la cabeza del pozo que

se constituye como el principal parámetro para los análisis de sensibilidad e

hidráulicos de las líneas de descarga de los pozos de desarrollo del campo

Costero, de acuerdo a los resultados obtenidos y mostrados en forma de gráfica

en la Figura 5.10, la presión en la cabeza del pozo es cercana a 4000 psia

(aproximadamente 280 Kg/cm2 man), para un estrangulador de 3/8” y con tubería

de producción de 3 ½” .

En esta gráfica se observa el ajuste logrado a través de un análisis nodal

integral donde tenemos las curvas de comportamiento de afluencia, tanto como

para la cabeza del pozo como para el fondo del mismo, así como las curvas de


34

capacidad de transporte para un aparejo de producción de 3 ½” de diámetro y un

estrangulador de 24/64” ( 3/8”).

Figura 5.10 Análisis Nodal integral

iii) Análisis de sensibilidad al estrangulador y al aparejo de producción.

Continuando con los análisis desarrollados en PIPESIM, se llevó a cabo la

simulación de producción de un pozo de desarrollo del campo Costero, en la cual

se tomaron como variables el diámetro de la tubería de producción y el del

estrangulador con el fin de evaluar el diámetro óptimo de la tubería de producción

a instalar en los pozos de desarrollo del campo. Los resultados son referidos

gráficamente en la Figura 5.11.

Análisis Nodal Integral Costero 1



0 2.0 4.0 6.0 8.0 10.00

2000

4000

6000

8000

10000

Gasto de Gas @ c.t. ( MMpcd )

Pres

ión

( psi

a )

Curva de Afluencia del YacimientoCurva Cap.Transp. TP DE 3 1/2"Curva de Comportamiento en la CabezaCurva del Estrangulador de 3/8"


35

Figura 5.11 Análisis de sensibilidad al estrangulador y al aparejo de producción.

En la simulación anterior se realizó el análisis de sensibilidad al estrangulador

y al aparejo de producción, es decir, se calcularon las curvas de capacidad de

transporte para diferentes diámetros de aparejos de producción contra diferentes

diámetros de estrangulador, manteniendo fijo el diámetro de la línea de descarga y

la presión de separación. Como se puede observar, a partir de un diámetro de

estrangulador de 0.6”, ya no se obtienen incrementos fuertes en el gas al

incrementar la apertura del mismo, lo cual sugiere que no es conveniente operar el

pozo con un estrangulador mayor a 0.6”, ya que lo único que se logrará será

acelerar el depresionamiento del yacimiento y la canalización de agua hacia el

pozo, con un mínimo beneficio en incremento de producción. De igual forma, se

observa una gran diferencia en producción entre los aparejos de producción de 2

3/8” y 2 7/8” con respecto al de 3 ½” , mientras que la diferencia entre éste y el de

4 ½” no es muy significativa, lo cual indica que el diámetro de 3 ½” es el indicado

Análisis de Sensibilidad al Estrangulador y al Aparejo de Producción

0 0.2 0.4 0.6 0.8 1.00.0

1.7

3.4

5.2

6.9

8.6

10.3

12.0

13.7

Diámetro de Estrangulador ( pg´s. )

Gas

to d

e G

as (

MM

pcd

)

Aparejo de Producción 2 3/8"Aparejo de Producción 2 7/8"Aparejo de Producción 3 1/2", 12.7 lbs/pie Aparejo de Producción 3 1/2", 9.3 lbs/pie Aparejo de Producción 4 1/2"

Línea de Descarga de 4"

Pozo Costero 1

Pseparador = 1864 psia


36

ya que se obtiene la mayor producción económicamente rentable, pues no se

justificaría el costo de un aparejo de 4 ½” .

iv) Análisis de sensibilidad al la línea de descarga y al aparejo de producción.

En forma similar al procedimiento descrito en el punto anterior, pero con la

finalidad de evaluar el diámetro óptimo de las líneas de descarga de los pozos, se

efectuó el análisis de sensibilidad mediante simulación con PIPESIM,

obteniéndose los resultados que se pueden observar en la Figura 5.12

Figura 5.12 Análisis de sensibilidad a la línea de descarga y al aparejo de producción.

Análisis de Sensibilidad a la Línea de Descarga y al Aparejo de Producción

0 2.0 4.0 6.0 8.0 10.05.5

6.9

8.3

9.6

11.0

12.4

13.7

Línea de Descarga ( pg´s.)

Gas

to d

e G

as (M

Mpc

d)

Pozo Costero 1

Aparejo de Producción 2 3/8"

Aparejo de Producción 2 7/8"

Aparejo de Producción 3 1/2", 12.7 lbs/pie Aparejo de Producción 3 1/2", 9.3 lbs/pie Aparejo de Producción 4 1/2"

Pseparador = 1864 psia

Estrangulador de 1”


37

En esta simulación se calcularon las diferentes curvas de capacidad de

transporte para diferentes diámetros de aparejos de producción y líneas de

descarga, manteniendo fijos el diámetro de estrangulador de 32/64” y la presión de

separación. Se puede observar, que independientemente del diámetro del aparejo

de producción, no se obtienen incrementos de producción a partir de un diámetro

de línea de descarga de 2”, por lo que se recomienda utilizar líneas de descarga

de 4” de diámetro, ya que con esto se abaten costos debido a que no se

justificaría en forma económica construir líneas de mayor diámetro.

v) Curvas IPR Futuras. Debido a que la presión estática del yacimiento (Pws) no se mantiene

conforme la explotación del campo transcurre, se tiene como herramienta de

estimación de capacidad de flujo de los pozos el evaluar la capacidad de

producción de estos mediante la relación de gasto fluyente por estrangulador

determinado, en función del comportamiento de la presión de fondo del

yacimiento, lo anterior se efectuó mediante simulación por medio de PIPESIM a un

estrangulador de ½” y considerando que la presión de fondo estática del

yacimiento se comporta en forma similar a la estimada inicialmente para el pozo

Costero 1.

En la Figura 5.13, se reportan los resultados obtenidos después del

desarrollo del procedimiento descrito en el párrafo anterior.


38

Figura 5.13 Curvas IPR futuras.

En la Figura 5.13 se observan los resultados correspondientes a la

simulación de IPR’s futuras, es decir, se obtuvieron las diferentes curvas de

capacidad de transporte para diferentes presiones de fondo estática, o lo que es lo

mismo, se observa la predicción del comportamiento del pozo con respecto a

gastos y presiones de fondo fluyentes conforme la presión del yacimiento

disminuya con el tiempo.

También se aprecia que cuando el yacimiento tenga una presión estática de

3500 psia, dejará de fluir en forma natural, por lo que estamos en condiciones de

programar la utilización de sistemas ratifícales de producción con tiempo

suficiente, y de esta manera maximizar la explotación del campo.

IPR futuras Costero 1



0 2.5 5.0 7.5 10.0 12.52000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

9000

10000

Gasto de Gas @ c.t. ( MMpcd )

Pres

ión

( psi

a )

Pws = 4000 psiaPws = 4500 psiaPws = 5000 psiaPws = 5500 psiaPws = 6000 psiaPws = 6500 psiaPws = 7000 psiaPws = 7500 psiaPws = 8000 psiaPws = 8500 psiaPws = 9000 psiaPws = 9488.8 psia (Octubre / 92)Diámetro Estrangulador de 1/2"

Pws = 3500


39

e) Definición del Proceso Interno en Batería Costero

i) Simulación de proceso para ajuste de la prueba de presión- producción y análisis PVT de laboratorio.

Como primer paso para la definición del proceso en la Batería Costero se

llevó a cabo la caracterización de la mezcla de hidrocarburos del pozo Costero 1,

reproduciendo las condiciones de la prueba de presión-producción y los datos

composicionales reportados en el análisis PVT tal como se aprecia en la Figura

5.14.

Figura 5.14 Topología de la simulación de proceso para el ajuste de prueba de presión –producción, análisis PVT y caracterización del aceite.


40

En esta simulación para fines de caracterización del aceite se realizó un serie

de 20 cortes sobre los compuestos pesados de la mezcla de hidrocarburos y que

fueron reportados en los análisis PVT como “C7+”, heptanos y más pesados, para

desarrollar lo anterior se contó con el modulo de caracterización de aceites del

simulador HYSYS process, los resultados de la caracterización de este aceite se

reportan en la Figura 5.15, así como en la Tabla 5.4.

Una vez caracterizada la composición de los compuestos pesados de la

mezcla de hidrocarburos, se llevo a cabo la normalización de la corriente de

hidrocarburos producida por el pozo Costero 1, con los resultados reportados en la

Tabla 5.3, siendo esta composición la base para la simulación de separaciones

flash que reproducen los análisis PVT de laboratorio, en la Figura 5.16, se

reproducen los resultados reportados en los análisis PVT, mediante la línea

sólida, y los obtenidos por simulación mediante las cruces del gráfico.

Figura 5.15 Curvas de destilación de componentes pesados.


41

Figura 5.16 Curva de separación a temperatura constante .

Tal como se puede observar, en estas simulaciones de proceso se obtuvo un

excelente ajuste en la reproducción de las condiciones de gasto, presión y

temperatura obtenidas durante la prueba de presión-producción, así como del

análisis PVT de laboratorio para diferentes presiones de separación.

Al aplicar el procedimiento descrito anteriormente se determina que a presiones de separación menores de 160 Kg/cm2 man conforme disminuye la

presión de separación, la cantidad de líquidos recuperados es también menor.

Como parte importante de los objetivos del presente trabajo de tesis se

encuentra el maximizar la recuperación de licuables del gas natural (LGN), para lo

cual, partiendo de la corriente totalmente caracterizada, se determinaron las

envolventes de fases de la mezcla de hidrocarburos para diferentes condiciones

de presión y temperatura, como función de la fracción de líquidos en la corriente,

se reportan los resultados en la Figura 5.17, en la cual puede apreciarse que para

incrementar la cantidad de líquidos recuperados es necesario disminuir la

temperatura de los hidrocarburos, lo anterior puede lograrse por tres métodos.


42

a) Expansión isoentálpica (efecto Joule-Thompson).

b) Refrigeración externa (ciclo de propano)

c) Expansión con turbina.

Figura 5.17 Curvas de envolventes de fases.

Con base en lo anterior se desarrollo la simulación de procesos que

incluyen los mecanismos de enfriamiento antes mencionados, y se detallan en

los apartados siguientes.

ii) Simulación de proceso Efecto Joule-Thompson.

Para la determinación de la infraestructura necesaria para procesar los

hidrocarburos del campo Costero empleando un sistema de expansión

isoentálpica con válvulas que proporcionen el efecto de Joule-Thompson, se

desarrolló la simulación en HYSYS, de acuerdo a la topología descrita en la Figura

5.18, de acuerdo al criterio de operación de mínima presión de separación para

integrar la corriente de gas en el proceso de petroquímica en el Complejo


43

Procesador de Gas de Cactus (CPGC), el cual recibe las corrientes gaseosas a una presión de 70 Kg/cm2 man, con lo que, en la Batería Costero se requiere una

presión de separación en primera etapa de 90 Kg/cm2 man, lo que constituyó el

primer parámetro para la definición del proceso en la Batería Costero.

Figura 5.18 Topología de simulación para expansión con válvula.


44

La segunda etapa de separación se define por la presión de recibo del aceite en el cabezal Tizón, que corresponde a 55 Kg/cm2 man, por lo tanto la presión de

separación de segunda etapa será de 63 Kg/cm2 man, con lo anterior se

determina que es necesaria una etapa de compresión para incrementar la presión

del gas producto de la segunda etapa de separación de 63 Kg/cm2 man a 90

Kg/cm2 man necesaria para integrar al gasoducto de transporte a Batería Luna y

posteriormente a Cactus.

De los resultados de la simulación de proceso para el efecto Joule-

Thompson, se determina, que aún al provocar una caída de presión de 27 Kg/cm2 en la válvula de expansión, el gas se recibe en la Batería Luna con una vaporización de 0.998, lo cual indica que se van a condensar líquidos

durante el transporte del mismo a través del gasoducto de 16” x 43 Km. Así

mismo, también vemos que para alcanzar nuevamente las condiciones de presión

necesarias para enviar el gas a la Batería Luna, se requiere utilizar 6294 HP de potencia en 2 etapas de compresión.

Otros datos adicionales son:

• 50.48 mmpcd de gas en la llegada a la Batería Luna

• 9568 bpd de aceite ligero a la llegada a la Batería Luna

• 23.09 bpd de agua residual para tratamiento e inyección

• Presión de operación en 1ª. Etapa de Separación de 90 Kg/cm2

Una vez realizada la simulación y determinados los principales parámetros de

proceso se define la infraestructura necesaria para implementar este esquema de

proceso, tal como se aprecia en la Figura 5.19.


45

Figura 5.19 Esquema de proceso en Batería Costero empleando válvula de expansión isoentálpica.

iii) Simulación de proceso de Refrigeración Mecánica En forma similar a lo desarrollado en el apartado anterior ya definidas las

condiciones de presión de recibo en Cactus y Tizón, y por ende definidas las

condiciones de separación de primera y segunda etapa de 90 y 63 Kg/cm2 man

respectivamente, y considerando la necesidad de compresión de gas de

condiciones de segunda etapa a la presión de la primera, se define la topología de

proceso mostrada en la Figura 5.20, en la cual se considera que el enfriamiento

del gas se debe a un ciclo de refrigeración externa o mecánica.

B a t e r í a C o s t e r o B a t e r í a C o s t e r o PLANTA

1a EtapaSeparación90 Kg/Cm2

90 Kg/Cm2

63 Kg/Cm

2M

edición

TEG

DESHIDRATADORA

MEDICIÓNTRANSFERENCIA

DE CUSTODIADE GAS

VALVULA DE EXPANSIÓN

89 A 20 Kg/Cm252 A 19°C

MEDICIÓNTRANSFERENCIADE CUSTODIA DE

ACEITE

PLANTA DETRATAMIENTO

DE AGUASRESIDUALES


ÁREA DE TRAMPAS

AGUA RESIDUALA POZO

INYECTOR

Gas

Agua

Aceite

GASODUCTO 16"Ø

OLEODUCTO 12"ØSEPARADORDE MEDICIÓN

COMPRESIÓN19 A 93 Kg/CM2

VAPORES63 A 90 Kg/CM2

Válvula de Expansión Válvula de Expansión B a t e r í a C o s t e r o B a t e r í a C o s t e r o

PLANTA


90 Kg/Cm2

63 Kg/Cm

2M

edición

TEG

DESHIDRATADORA


DE CUSTODIADE GAS


89 A 20 Kg/Cm252 A 19°C


ACEITE


DE AGUASRESIDUALES


ÁREA DE TRAMPAS

AGUA RESIDUALA POZO

INYECTOR

Gas

Agua

Aceite

GASODUCTO 16"Ø





90 Kg/Cm2

63 Kg/Cm

2M

edición

TEG

DESHIDRATADORA


DE CUSTODIADE GAS


89 A 20 Kg/Cm252 A 19°C


ACEITE


DE AGUASRESIDUALES



DE AGUASRESIDUALES


ÁREA DE TRAMPAS

AGUA RESIDUALA POZO

INYECTOR

Gas

Agua

Aceite

GASODUCTO 16"Ø




Válvula de Expansión Válvula de Expansión


46

Figura 5.20 Topología de simulación para refrigeración con ciclo de propano.

En esta simulación se utilizó un ciclo de refrigeración de propano, con el cual

se mejoró la eficiencia de enfriado del gas con respecto al proceso anterior, ya que

en esta ocasión se recuperaron 138.51 bpd de líquido adicionales y la


47

fracción de vaporización del gas en la llegada a la Batería Luna es de 1.0, lo

cual garantiza que no se van a condensar líquidos durante el transporte.

Así mismo, se requirieron solo 500 HP para recuperar las condiciones de presión del gas necesarias a la salida de la Batería, a través de una etapa de compresión. Los valores de gastos obtenidos son los siguientes:





Al igual que en el escenario anterior, después de desarrollar la simulación se

establece la infraestructura necesaria para la implementación de este esquema de

procesamiento de hidrocarburos, (ver Figura 5.21).

B a t e r í a C o s t e r o B a t e r í a C o s t e r o


90 Kg/C

m2

63 Kg/C

m2

Medición

TEG

PLANTADESHIDRATADORA


DE CUSTODIADE GAS

PLANTA DEWPOINTCICLO DE PROPANO

83 Kg/Cm246 a 16°C


ACEITE


DE AGUASRESIDUALES


ÁREA DE TRAMPAS

AGUA RESIDUALA POZO

INYECTOR

Gas

Agua

Aceite

GASODUCTO 16"Ø




Refrigeración Mecánica Refrigeración Mecánica B a t e r í a C o s t e r o B a t e r í a C o s t e r o


90 Kg/C

m2

63 Kg/C

m2

Medición

TEG



DE CUSTODIADE GAS


83 Kg/Cm246 a 16°C


ACEITE


DE AGUASRESIDUALES


ÁREA DE TRAMPAS

AGUA RESIDUALA POZO

INYECTOR

Gas

Agua

Aceite

GASODUCTO 16"Ø





90 Kg/C

m2

63 Kg/C

m2

Medición

TEG



DE CUSTODIADE GAS


83 Kg/Cm246 a 16°C


ACEITE


DE AGUASRESIDUALES



DE AGUASRESIDUALES


ÁREA DE TRAMPAS

AGUA RESIDUALA POZO

INYECTOR

Gas

Agua

Aceite

GASODUCTO 16"Ø




Refrigeración Mecánica Refrigeración Mecánica


48

Figura 5.21 Esquema de proceso en Batería Costero empleando un ciclo de refrigeración de propano. iv) Simulación de proceso de Turboexpansión

Como tercer esquema de procesamiento se desarrollo, con base en

simulación de proceso, el que emplea como medio de enfriamiento de las

corrientes de hidrocarburos un sistema de turboexpansión-compresión, en el cual

la primera etapa de separación se estableció a 130 Kg/cm2 man como función de

los análisis nodales, con separación de segunda etapa de 63 Kg/cm2 man, para

este caso se estableció que la potencia generada por la turboexpansión del gas de 130 Kg/cm2 man a 63 Kg/cm2 man, se empleará para elevar la presión del mismo

gas hasta los 90 Kg/cm2 man necesarios para el transporte en el gasoducto a

Batería Luna , mediante un sistema de compresión alineado a la misma flecha que

el sistema de expansión (ver Figura 5.22).


49

Figura 5.22 Topología de simulación de Batería Costero empleando Turboexpansión.

En este caso se mejoró aún mas la eficiencia de enfriado del gas, ya que se recuperaron 256.44 bpd de líquido adicionales con respecto al ciclo de refrigeración y 394.95 bpd de líquido con respecto a la válvula de expansión. De igual forma, el turboexpansor genera 882.4 HP, mientras que el compresor utilizado para alcanzar la presión necesaria de salida solo requiere 726.4 HP, con lo que los 156 HP adicionales se podrían utilizar para cogenerar energía eléctrica para alumbrado y/o instrumentación. Así mismo, la fracción de vaporización a la llegada de la Batería Luna se mantiene en 1.0, garantizando también que no se van a condensar líquidos durante el transporte en le gasoducto. Los valores de gastos obtenidos son los siguientes:


50





5.23 Esquema de proceso en Batería Costero empleando un sistema de Turboexpansión-Compresión En la Figura 5.23, se muestra el equipo necesario para la implementación de

esta alternativa de proceso.

v) Análisis de Resultados Tabla 5.4 Comparación de los resultados de la Simulación de Alternativas de Proceso.

Gasto Gas

Gasto Condensado

Gasto Agua

( MMpcd ) ( bpd ) ( bpd )

Expansión Joule - Thompson 50.48 0.998 9568 1.000 23.09

TIPO DE PROCESO

Simulación de Alternativas de Proceso

V L

B a t e r í a C o s t e r o B a t e r í a C o s t e r o

1a EtapaS eparación130 Kg /Cm 2

130 Kg/C

m2

63 Kg/C

m2

Medición

T EG

P LANT ADESHIDRAT ADO R A

M ED ICIÓ NT RAN SFERE NCIA

DE CUS TO DIAD E G AS

SIST EM AS DET URBO EX PAN SIÓ N

CO M PRES IÓ N129 A 63 Kg/Cm 2

51 A 17.5 °C

M E DICIÓ NT RANS FEREN CIAD E CU ST O D IA DE

AC EIT E

PLANT A DET RAT AM IENT O

DE AG U ASR ESID UALE S

2a EtapaS eparación63 K g/Cm 2

ÁREA DE T RAM P AS

AG U A RES IDU ALA PO ZO

INY ECT O R

G as

Agua

Aceite

G ASO DUCT O 16"Ø

O LEO DUCT O 12"ØSEP AR ADO RD E M EDICIÓ N

VAPO RES63 A 130 Kg/CM 2

T u r b o e x p a n s i ó n T u r b o e x p a n s i ó n B a t e r í a C o s t e r o B a t e r í a C o s t e r o


130 Kg/C

m2

63 Kg/C

m2

Medición

T EG






51 A 17.5 °C


AC EIT E




ÁREA DE T RAM P AS


INY ECT O R

G as

Agua

Aceite

G ASO DUCT O 16"Ø




130 Kg/C

m2

63 Kg/C

m2

Medición

T EG






51 A 17.5 °C


AC EIT E







ÁREA DE T RAM P AS


INY ECT O R

G as

Agua

Aceite

G ASO DUCT O 16"Ø


ÁREA DE T RAM P AS


INY ECT O R

G as

Agua

Aceite

G ASO DUCT O 16"Ø



T u r b o e x p a n s i ó n T u r b o e x p a n s i ó n


51

V = fracción de vaporización L = fracción de licuefacción

Tal como podemos observar en la Tabla 5.4, el procesamiento con

implementación de turboexpansión resulta ser el más eficiente de los tres

analizados, debido a que se recupera una mayor cantidad de líquidos, además de

que se obtiene mayor volumen de gas.

Los estudios desarrollados mediante análisis nodal del yacimiento por

personal del proyecto estratégico de gas (PEG), reportan los resultados de

comportamiento de presión de fondo estática del yacimiento, respecto al tiempo de

explotación apreciables en el gráfico de la Figura 5.24.

Figura 5.24 Perfil de Presiones para diferentes condiciones de Separación

Perfil de Presiones Campo Costero

500

1500

2500

3500

4500

5500

6500

7500

8500

9500

10500

1 6 11 16 21

Año

Pres

ion

de F

ondo

Est

átic

a

Psep 130 Kg/cm2Psep 90 Kg/cm2


52

De la citada figura, podemos concluir que al operar la Batería a 130 Kg/cm2

se alarga la vida del yacimiento 6 años mas con respecto a operarla a 90 Kg/cm2,

es decir, tarda 6 años mas para alcanzar la presión de 3500 psia a la cual el

yacimiento deja de fluir por sí mismo. Esto es perfectamente lógico, debido a que

al tener una menor contrapresión, el yacimiento se depresiona mas rápido

alcanzando antes la presión límite de fluencia de 3500 psia.

Con la información anterior se obtienen los siguientes pronósticos de

producción de gas reportados en las Figuras 5.25 y 5.26.

Figura 5.25 Pronósticos de producción de gas implementando separación de primera etapa a 130 kg/cm2 man y turboexpansión.

Figura 5.26 Pronósticos de producción de gas implementando separación de primera etapa a 90 kg/cm2 man y expansión isoentálpica o refrigeración mecánica.


0

1 0

2 0

3 0

4 0

5 0

6 0

7 0

2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018 2020 2022 2024

0

10

20

30

40

50

60

70

2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018 2020 2022 2024



53

Con fundamento en lo expuesto en el presente capitulo, queda definido que

el proceso de turboexpansión es el más adecuado y conveniente a utilizar, y se

propone como parte integral del diseño de la Batería Costero.

C A P Í T U L O 6 PROPUESTA DE INFRAESTRUCTURA REQUERIDA

52

6. PROPUESTA DE INFRAESTRUCTURA REQUERIDA

En las figuras 6.1 y 6.2 se muestra en forma esquemática la infraestructura

de explotación propuesta para el campo Costero, comenzando con el diagrama de

distribución de equipos de proceso y tuberías a utilizar en la Batería Costero, y

posteriormente con los ductos de transporte y Batería mostrando su ubicación en

un plano geográfico.

Fig. 6.1 Batería Costero

1a Etapa Separación 130 Kg/Cm2

130

Kg/Cm2

63 Kg/Cm2

Medición

TEG

PLANTA DESHIDRATADORA

MEDICIÓN TRANSFERENCIA

DE CUSTODIA DE GAS

SISTEMAS DE TURBOEXPANSIÓN

COMPRESIÓN 129 A 63 Kg/Cm2

51 A 17.5 °C

MEDICIÓN TRANSFERENCIA DE CUSTODIA DE

ACEITE

PLANTA DE TRATAMIENTO

DE AGUAS RESIDUALES

2a Etapa Separación 63 Kg/Cm2

ÁREA DE TRAMPAS

AGUA RESIDUAL A POZO

INYECTOR

Gas

Agua

Aceite

GASODUCTO 16"Ø OLEODUCTO 12"Ø

SEPARADOR DE MEDICIÓN

VAPORES 63 A 130 Kg/CM2


53

Fig. 6.2 Infraestructura de Explotación

BBAATTEERRÍÍAA CCOOSSTTEERROO

LAGUNA DE POM

LUNA

PIJIJE

ESTACION ATASTA

CPQ CACTUS

CPQ CD. PEMEX VILLAHERMOSA

OXIACAQUE

SAMARIA

CUNDUACAN IRIDE

LAGUNA DE TERMINOS

LAGUNA DE POM

TIZON FRONTERA

SIMBOLOGIA

LOCALIZACION EXPLORATORIA

POZO PRODUCTOR

GOLFO DE MÉXICO

BOLERO

CD. PEMEX

Oleoducto de 12”Ø x 35 Km

Gasoducto de 16”Ø x 43 Km

POR CONSTRUIR

RIBEREÑO

RASHA

COSTERO 1


54

A. BATERÍA DE SEPARACIÓN COSTERO

1. Cabezales Colectores y de Medición de Hidrocarburos

I. Efectuar levantamientos en campo y cálculos necesarios para el

diseño, fabricación, construcción, obra civil, caminos de acceso,

suministro, interconexiones, prueba y puesta en operación en la

construcción de los cabezales colectores y de medición de

hidrocarburos.

II. La ubicación de los cabezales que se construirán contarán con un

espacio suficiente e independiente, cuya orientación estará

definida por la ubicación de los pozos de desarrollo, conservando

en toda medida la simetría de las líneas de descarga a la llegada

de dichos cabezales, evitando cruzamientos entre ellas.

III. Deberá considerarse piso de concreto y cobertizo en el área

destinada a los cabezales, contemplando que todos los

cabezales deberán estar protegidos contra posibles descargas

atmosféricas.

IV. Debe de considerarse espacio suficiente para ubicar dentro de

las áreas asignadas a los cabezales, posibles ampliaciones a los

mismos para un crecimiento modular en grupos de 5 peines de

llegadas de pozos, instalación futura de equipos de proceso que

se requiera, etc., así como su distribución uniforme.

V. Los cabezales contarán con tres colectores, uno de grupo de

súper alta presión ( 130 Kg/Cm2 ) en 16” Ø, otro de grupo en alta

presión ( 63 Kg/Cm2 ) en 16”Ø y uno de 8” Ø de medición; en

ambos extremos deberán contar con válvulas de seccionamiento

macho ó bola para posibles ampliaciones futuras. Cada colector

deberá contar con tomas de presión y de temperatura de manera


55

independiente. La altura de los colectores con referencia al piso

terminado deberá ser de 50 cm, y deberán de apoyarse por

medio de mochetas y sujetarse con abrazaderas. Los tres

colectores deberán tener la preparación necesaria para poder

recibir al mismo tiempo todas las aportaciones de 15 peines de

llegada de pozos, es decir, a cada colector de grupo se le

interconectarán por medio de “T” con reducción de 16 a 8” Ø y en

el de medición con una “T” recta de 8” Ø respectivamente, los

peines de llegada de las líneas de descarga de los pozos que

serán también en 8” Ø. La distancia entre peines deberá ser tal

que permita una óptima funcionalidad y operabilidad sin llegar a

obstruirse por la masa de las válvulas (como mínimo debe ser de

1.0 m.). Deberá de contemplarse válvulas de seccionamiento tipo

macho ó bola con actuadores neumáticos en cada entrada. La

altura media de éstas válvulas deberá ser de 1.5 m, con respecto

al nivel de piso terminado. ( La selección de éstos actuadores

deberá tomar en cuenta el tipo de fluidos que se maneje, las

condiciones de presión y temperatura de alimentación de cada

línea. A cada peine deberá de instalarse una válvula check

corriente arriba de las 2 válvulas machos ó de bola con sus

actuadores. Los estudios de control planimétrico y altimétrico a

realizarse en las áreas destinadas a los cabezales, definirán las

elevaciones del piso terminado en las nuevas áreas.

2. Sistema de Separación de Grupo y de Medición

Efectuar levantamientos en campo y cálculos necesarios para el

diseño, fabricación, construcción, obra civil, suministro,

interconexiones, prueba y puesta en operación de un sistema de

separación trifásica de grupo y de medición. En el caso de los

sistemas de separación de grupo, se requieren dos separadores de


56

súper alta presión (130 Kg/Cm2) y dos de alta presión ( 63 kg/cm2 ).

En cada sistema de separación de grupo, aunque ambos

separadores operarán en paralelo, cada uno deberá tener la

capacidad de manejar los volúmenes máximos, normales y mínimos

a 130 Kg/Cm2 y 63 Kg/Cm2 respectivamente para cada sistema de

presión de separación. El sistema de separación de medición deberá

operar en forma óptima en ambos sistemas de presión, teniendo la

capacidad de manejar los volúmenes máximos, normales y mínimos

a 130 Kg/Cm2 y 62 Kg/Cm2 respectivamente para cada sistema de

presión de separación.

Los internos de los separadores de grupo y de medición deberán

tener la capacidad de manejar gastos máximos, normales y mínimos

para cada una de las fases ( aceite ligero, gas y agua ).La eficiencia

de los sistemas de separación mínima requerida para las 3 fases

deberá ser del orden del 99.99%

Los equipos de separación y sus internos no dispondrán de consumo

de energía eléctrica para su operación. Así mismo, dichos internos

deberán ser estables, seguros, confiables y su arquitectura no

deberá estar integrada por partes móviles que puedan desprenderse,

afectando la eficiencia, operación y seguridad de los equipos.

Todos los separadores de grupo y medición deberán contar con

entrada – hombre para poder efectuar revisiones, limpiezas o

reparaciones programadas a los equipos. También deberán incluir un

sistema de dren para evitar la obstrucción de líneas por la

depositación de sólidos dentro de los equipos.

Debe contemplarse la eliminación de la formación de espuma

durante el proceso de separación

Todos los sistemas de separación de grupo y de medición deberán

estar protegidos contra posibles descargas atmosféricas


57

3. Sistema de Turboexpansión - Compresión

Realizar el diseño, suministro, instalación, pruebas y puesta en

operación de un sistema de turboexpansión, para la recuperación de

líquidos a partir del gas natural. Este sistema deberá contar con las

siguientes características:

a) Tener acoplado un sistema de compresión en la misma flecha

del turboexpansor, con el fin de aprovechar la potencia

generada por éste.

b) La capacidad del sistema turboexpansor - compresor y sus

condiciones de operación ( potencia, velocidad, relación de

presión, temperatura, etc. ) se describen en tabla de

especificaciones y diagramas esquemáticos anexos.

c) Contar con sellos libres de polvo.

d) Sellos cónicos para la flecha

e) Sistema de balance automático de potencia

f) Rodamientos magnéticos activos

g) Rotores que puedan manejar líquidos

h) Contar con equipo de relevo del sistema turboexpansión –

compresión, con el fin de no suspender operaciones en

caso de falla o mantenimiento del mismo.

Realizar el diseño y construcción de los preparativos necesarios para

la instalación a futuro de un sistema de compresión, el cual se

requerirá conforme la presión de los yacimientos tienda a bajar, y por


58

ende, la presión de operación de la batería quede por debajo de 130

Kg/cm2, de acuerdo a la siguiente tabla:

Tabla 6.1 Requerimientos de potencia

Presión de

Separación

( Kg/Cm2 )

Potencia

Requerida

( HP )

Tiempo Requerida

a partir del Inicio de

Operación en 2005*

100 1770 2013 ( 8 años )

40 9030 2019 ( 14 años )

10 22610 2023 ( 18 años )

*De acuerdo a información de simulación de Yacimientos

Este sistema deberá contar con las siguientes características:

a) Se deberán calcular las etapas de compresión necesarias en

cada caso para elevar la presión del gas separado y alimentar

al sistema de turboexpansión a 130 Kg/cm2.

b) Contar con el área suficiente para instalar el equipo de

compresión necesario para comprimir el volumen de gas

separado en la batería, así como el equipo de relevo del

mismo; válvulas, rectificadores, instrumentación y sistema de

automatización y control requeridos para su correcta

operación.

4. Sistema de Inhibición de Hidratos


59

Se deberá incluir un sistema que garantice la inhibición química de

formación de hidratos en las corrientes de gas separado y gas enfriado

a la descarga de los turbo expansores. Este sistema podrá ser a través

del uso de inyección continua de un inhibidor como metanol, glicol u

otra amina; o mediante la utilización de deshidratación de la corriente

de gas. En caso de seleccionar la deshidratación, se deberá utilizar un

producto químico que absorba agua de la corriente de gas con las

siguientes características:

a) Ser un fluido altamente higroscópico

b) No deberá solidificar en soluciones con altas

concentraciones del mismo.

c) No deberá ser corrosivo

d) No formará precipitados al interactuar con los

componentes del gas.

e) Deberá ser fácilmente regenerado a altas

concentraciones.

f) Podrá ser separado fácilmente

g) Deberá ser esencialmente no soluble en hidrocarburos

líquidos

h) Deberá ser relativamente estable en presencia de

compuestos sulfurosos y bióxido de carbono bajo

condiciones normales de operación.


60

5. Sistemas de Medición

I. Equipos de Medición para los sistemas de Separación

Trifásica de Medición.

Estarán conformados por tres puntos de medición: uno tendrá

como propósito cuantificar el flujo de gas de los cabezales de

súper alta (130kg/cm2) y alta presión (63 kg/cm2) y estará

ubicado en la descarga de gas del separador de medición, uno

mas para cuantificar el flujo de aceite ligero localizado a la

descarga de aceite del separador; y uno para la medición de flujo

de agua residual a tratamiento e inyección, que se ubicará en la

descarga de agua del separador de medición.

Para la medición de gas de súper alta (130kg/cm2) y alta

presión (63 kg/cm2); se requiere que el principio de medición

tenga como elemento primario de medición placa de orificio

concéntrica montada en fitting con cuerpo bipartido de acero al

carbón ASTM A216 con doble cámara, que permita el cambio de

la placa sin detener la operación de la línea y facilite el

mantenimiento o reparación de cada una de sus partes sin

quitarlo de la línea de proceso, la cámara superior deberá

especificarse para mantenerse depresurizada durante la

operación normal. El rango de la Beta deberá mantenerse entre

0.5 y 0.6, garantizando una exactitud de ±0.5%. Deberán contar

con guías externas e internas para garantizar la concentricidad de

la placa con respecto a la línea de proceso, la unidad de sello de

la placa será de nitrilo sin protuberancias y acorde al AGA 3/API

14.3; con válvula deslizante para aislamiento su asiento suave,

fácilmente reemplazable en campo sin quitar el fitting y que

proporcione un sello hermético sin la necesidad de grasa o

lubricante para su operación; las placas serán de acero


61

inoxidable 316 con orificio concéntrico. Se debe incluir manuales

de instalación, operación y mantenimiento, un maneral, así como

un juego completo de placas de orificio de diferentes diámetros

del mismo. Esta medición y sus reportes correspondientes

deberán estar presentes en el Sistema Digital de Monitoreo y

Control ( SMDC ) de la Batería, por medio de comunicación

digital inteligente Digital Foundation Fieldbus y RS-232, con su

respectivo computador de flujo compensado por presión y

temperatura. Los medidores de flujo deberán ser diseñados y

construidos de acuerdo a las normas AGA 3/API 14.3, últimas

revisiones.

Para la medición del aceite ligero de súper alta (130kg/cm2) y

alta presión (63 kg/cm2); requiere que el principio de medición

tenga como elemento primario de medición placa de orificio

concéntrica montada en fitting con cuerpo bipartido de acero al

carbón ASTM A216 con doble cámara, que permita el cambio de

la placa sin detener la operación de la línea y facilite el




operación normal. El rango de la Beta deberá mantenerse entre

0.5 y 0.6, garantizando una exactitud de ±0.5%. Deberán contar

con guías externas e internas para garantizar la concentricidad de

la placa con respecto a la línea de proceso, la unidad de sello de

la placa será de nitrilo sin protuberancias; con válvula deslizante

para aislamiento su asiento suave, fácilmente reemplazable en

campo sin quitar el fitting y que proporcione un sello hermético sin

la necesidad de grasa o lubricante para su operación; las placas

serán de acero inoxidable 316 con orificio concéntrico. Se debe

incluir manuales de instalación, operación y mantenimiento, un


62

maneral, así como un juego completo de placas de orificio de

diferentes diámetros del mismo. Esta medición y sus reportes

correspondientes deberán estar presentes en el Sistema Digital

de Monitoreo y Control ( SMDC ) de la Batería, por medio de

comunicación digital inteligente Digital Foundation Fieldbus y RS-

232, con su respectivo computador de flujo compensado por

presión y temperatura.

Así mismo, para la medición de Flujo de Agua Residual a

tratamiento e inyección, se requiere que el principio de

medición sea del tipo VORTEX, que permita medir el flujo de

agua residual en línea, y la temperatura para brindar un control

continuo de calidad y una exacta medición de la fase líquida,

debe de ser una medición altamente confiable. Esta medición y

sus reportes correspondientes deberán estar presentes en el

SDMC, por medio de comunicación Digital inteligente Foundation

Fieldbus.

II. Sistema de Medición de Gas para Transferencia de Custodia

a la Batería Luna.

Este sistema constará de patín de medición, que cuantificará la

corriente de gas seco que se enviará a la batería Luna, después

de haber pasado por el sistema de turboexpansión - compresión.

Este patín deberá contener el número suficiente de tubos de

medición para cubrir satisfactoriamente el flujo de transferencia

de custodia de 50 MMPCD, en un gasoducto a lo largo de 43 Km

hasta las trampas de la batería Luna. Esta medición y sus

reportes correspondientes deberán estar presentes en el SDMC.

El Sistema deberá utilizar por cada tubo de medición el principio

de elemento placa de orificio concéntrica montada en fitting con


63

cuerpo bipartido de acero al carbón ASTM A216 con doble

cámara, que permita el cambio de la placa sin detener la

operación de la línea y facilite el mantenimiento o reparación de

cada una de sus partes sin quitarlo de la línea de proceso, la

cámara superior deberá especificarse para mantenerse

depresurizada durante la operación normal. El rango de la Beta

deberá mantenerse entre 0.5 y 0.6, garantizando una exactitud de

±0.5%. Deberán contar con guías externas e internas para

garantizar la concentricidad de la placa con respecto a la línea de

proceso, la unidad de sello de la placa será de nitrilo sin

protuberancias y acorde al AGA 3/API 14.3; con válvula

deslizante para aislamiento su asiento suave, fácilmente

reemplazable en campo sin quitar el fitting y que proporcione un

sello hermético sin la necesidad de grasa o lubricante para su

operación; las placas serán de acero inoxidable 316 con orificio

concéntrico. Se debe incluir manuales de instalación, operación y

mantenimiento, un maneral, así como un juego completo de de

placas de orificio de diferentes diámetros del mismo. Esta

medición y sus reportes correspondientes deberán estar

presentes en el Sistema Digital de Monitoreo y Control ( SMDC )

de la Batería, por medio de comunicación digital inteligente Digital

Foundation Fieldbus y RS-232, con su respectivo computador de

flujo compensado por presión y temperatura. Los medidores de

flujo deberán ser diseñados y construidos de acuerdo a las

normas AGA 3/API 14.3, últimas revisiones. Además este sistema

deberá contar con un sistema de análisis de la corriente de gas

tipo cromatógrafo en línea, con el cual se determine la calidad de

esta corriente y su poder calorífico.


64

Para garantizar la obtención de información confiable se deberá

suministrar todo el equipo e instrumentos requeridos para

compensar por presión, temperatura y gravedad específica.

III. Sistema de medición de transferencia de custodia de

Aceite

Este sistema constará un patín de medición, este cuantificará el

flujo de aceite que se enviará al punto de entrega, el cual puede

ser Batería Luna o Cabezal Tizón. Este patín para la medición de

aceite, deberá contener el numero suficiente de tubos de

medición para cubrir satisfactoriamente el flujo de transferencia

de custodia de 7500 Bpd, en un oleoducto correspondiente.

El sistema de medición de flujo deberá garantizar la exactitud por

cada tubo de medición bajo el principio de medición de placa de

orificio concéntrica montada en fitting con cuerpo bipartido de

acero al carbón ASTM A216 con doble cámara, que permita el

cambio de la placa sin detener la operación de la línea y facilite el




operación normal. Deberán contar con guías externas e internas

para garantizar la concentricidad de la placa con respecto a la

línea de proceso, la unidad de sello de la placa será de nitrilo sin

protuberancias; con válvula deslizante para aislamiento su

asiento suave, fácilmente reemplazable en campo sin quitar el

fitting y que proporcione un sello hermético sin la necesidad de

grasa o lubricante para su operación; las placas serán de acero

inoxidable 316 con orificio concéntrico. Estos sistemas de

medición deberán incluir computadores de flujo interconectados


65

al SDMC. Esta medición y sus reportes correspondientes deberán

estar presentes en el SDMC, por medio de comunicación

inteligente Foundation Fieldbus.

Para garantizar la obtención de información confiable se deberá

suministrar todo el equipo e instrumentos requeridos para

compensar por presión, temperatura y gravedad específica.

IV. Sistema de medición de Agua Residual a tratamiento e

Inyección.

Este sistema constará de un patín con medidores de tipo

VORTEX, que se ubicará en un cabezal de alimentación al

sistema de Tratamiento e Inyección de aguas residuales, donde

se integrarán y cuantificarán los flujos de agua de todas las

corrientes separadas durante los diferentes procesos de la

Batería. El sistema de medición deberá garantizar la exactitud y

confiabilidad de la medición, y sus reportes correspondientes

deberán estar presentes en el SDMC, por medio de comunicación

inteligente Foundation Fieldbus.

6. Sistema de Tratamiento e Inyección de Aguas residuales

I. Realizar el diseño, suministro, instalación, pruebas y puesta en

operación de un sistema de tratamiento de aguas residuales para

su inyección a pozos letrina.

II. Se deberá realizar un análisis físico-químico y bacteriológico

de las aguas residuales, con el fin de determinar el sistema de

tratamiento mas adecuado que considere los límites máximos

permitidos contemplados en la Norma oficial Mexicana NOM-

001-Ecol-1996 y los Criterios Ecológicos CE-CCA-001/89 para


66

el manejo y descarga de aguas residuales en superficie, ya que

por el momento no existe normatividad que contemple calidad de

agua residual para inyección a pozos letrinas. Pemex

Exploración Produccion proporcionará las muestras de agua

necesarias para dichos análisis, en cuanto estén disponibles.

III. El sistema de tratamiento deberá incluir todos los equipos,

instrumentación y accesorios necesarios que garanticen a la

salida del mismo, agua de inyección que cumpla con la

normatividad mencionada en el punto anterior y con las

siguientes especificaciones de calidad:

a) Remoción del 98% de los metales pesados, sólidos

suspendidos y sólidos disueltos

b) Mantener un equilibrio químico en la solución del agua

de salida con el fin de inhibir la precipitación de sales

durante la inyección a pozos.

c) Cumplir con los siguientes límites máximos:

Tabla 6.2 Parámetros máximos permisibles

Elemento / Parámetro Industria petroquímica

básica

pH 6 – 8

Temperatura 35°C

Conductividad < 4,000 mS

TDS < 5,000 mg/l

DBO 40 mg/l

TQO 750 mg/l

Grasas y Aceites 40 mg/l

Fenoles 5 mg/l

Cr 0.1 mg/l


67

7. Sistemas de Protección Contraincendio

I. Efectuar levantamientos en campo y cálculos necesarios para el

diseño, fabricación, construcción, obra civil, caminos de acceso,

suministro, interconexiones, pruebas y puesta en operación en:

a) Construcción de sistema contra incendio en Batería

Costero que cuente con un circuito de tubería para la

conducción y distribución del agua contra incendio,

suministro e instalación de monitores, hidrantes,

mangueras, boquillas, válvulas de seccionamiento, etc.,

así como su automatización.

b) Construcción de un tanque de almacenamiento de agua

contra incendio, y suministro e instalación de equipo de

bombeo, así como su automatización.

c) Perforación en los límites de la Batería de un pozo de

captación de agua para el abastecimiento del sistema, así

como su automatización.

II. Deberá realizarse un análisis de fuego para determinar el caso

de riesgo mayor o máxima emergencia, así como para definir el

volumen y la mejor ubicación del tanque de almacenamiento de

agua, ubicación y capacidad del equipo de bombeo requerido,

número y ubicación de hidrantes, monitores y demás elementos

que conformen el sistema contra incendio.


68

Red o circuito de tubería Contra incendio

III. La Batería Costero deberá contar con una red de tuberías,

formando circuitos o anillos, para conducir exclusivamente

el agua contra incendio y distribuirla a los puntos donde se

conecten los hidrantes, monitores y otros dispositivos del

sistema. La selección de los diámetros de las tuberías que

conformen esta red deberá satisfacer las siguientes condiciones:

a) Que la velocidad del agua en la red contra incendio sea

de 1.83 a 3.66 m/seg ( 6 a 12 pies/seg ).

b) Que se tenga una presión mínima de 7 Kg/Cm2 ( 100

lb/pg2 ) en el hidrante o monitor mas desfavorable

hidráulicamente de la red contraincendio en condiciones

de máximo flujo hacia el riesgo mayor.

c) Por cada anillo, el número máximo de hidrantes será de

12 y de 6 para los monitores.

Los materiales que se deben utilizar en la red de tuberías

destinadas a conducir y distribuir agua contraincendio y solución

espumante deben satisfacer lo siguiente :

a) El material de la tubería hasta 24” de diam. debe ser

acero al carbón ASTM-A-53 Gr. B. Hasta 16” de diam.

será sin costura y de 18” a 24” con costura.

b) Los extremos de la tubería serán roscados para

diámetros igual o menores de 1”. En 1 ½” los extremos

serán planos, y mayores de 1 ½”, los extremos serán

biselados.


69

c) Para diámetros mayores de 24”, la tubería será fabricada

con placa ASTM-A-285 Gr. C, extremos biselados.

d) En tuberías igual o menores a 1 ½” de diámetro, serán

de cédula 80. En 2” de diámetro la cédula será 40. En 2

1/2” de diámetro será de cédula 80. En 3” hasta 6” de

diámetro serán de cédula 40. En 8” hasta 12” de

diámetro serán de cédula 20. En 14” y 16” de diámetro

serán de cédula 10. En 18” hasta 24” serán en cédula 20.

Las bridas o juntas mecánicas serán de acero al carbón ASTM-A-

105, con las siguientes características :

a) Bridas de cuello soldable en diámetros de 2” a 24” de

diámetro, clase ANSI 150#, cara realzada.

b) Bridas tipo deslizable en diámetros de 2” a 24” de

diámetro, clase ANSI 150#, cara realzada.

c) Bridas ciegas en diámetros de 2” a 24” de diámetro,

clase ANSI 150#, cara realzada.

La red de agua contra incendio se deberá construir enterrada,

salvo en casos específicos previo estudio de resistividad del

suelo, donde podrá ser aérea sobre mochetas. Esta tubería

deberá contar con la aplicación anticorrosiva propia del servicio, y

en caso de instalarse superficial, deberá identificarse con franjas

de color rojo bermellón y con la leyenda “ Agua Contra incendio “,

aproximadamente cada 30 mts. en ambos lados, incluyendo

válvulas y conexiones. Esta red no deberá interferir en forma

alguna con las tuberías que operarán dentro de la instalación.


70

Abastecimiento de agua

IV. Se deberá perforar un pozo de captación de agua dulce como

fuente de abastecimiento del sistema, el cual deberá garantizar

el volumen suficiente para alimentar en cualquier circunstancia a

la red de contra incendio.

V. Se deberá construir un tanque de almacenamiento de agua

para la red contra incendio, cuya capacidad se deberá

determinar en función del gasto máximo requerido para el riesgo

mayor de la Instalación y del tiempo durante el cual el agua debe

ser aplicada; este almacenamiento será el necesario para

combatir el incendio del riesgo mayor durante 2 horas como

mínimo.

VI. Gasto Total. Será el que resulte de considerar el agua para

enfriamiento, monitores, así como al requerido por los consumos

adicionales tales como monitores móviles auxiliares, líneas

suplementarias y agua para proteger al personal. La red de

contra incendio se diseñará para que maneje el agua requerida

por el riesgo mayor, y sus velocidades y presiones serán

conforme a lo indicado en puntos anteriores.

a) Gasto necesario para enfriamiento. Si se considera

proteger a los cabezales, tanques de almacenamiento,

de medición y de deshidratación de aceite en forma

individual con anillos para la aplicación de agua de

enfriamiento, el gasto necesario será el requerido para

enfriar totalmente el tanque en caso de incendiarse, más

el gasto requerido para enfriar como mínimo un

cuadrante de todos los tanques situados en la primera

línea alrededor del tanque que se analiza, a una


71

distancia de 2.5 veces su pared. El gasto de enfriamiento

se calculará sobre la base de 4 litros de agua por minuto

por metro cuadrado ( 0.1 gpm/pie2 ) de superficie lateral

del tanque.

b) Si no se considera la protección de los tanques con

anillos para la aplicación del agua de enfriamiento, el

gasto de enfriamiento será proporcionado por tres

mangueras como mínimo de 946 lpm ( 250 gpm ) cada

una. Para tanques mayores de 55 MBLS se considerarán

3 hidrantes-monitores de 1893 lpm (500 gpm) cada uno

como mínimo.

c) Para el caso de las vasijas a presión, como

separadores, sistemas de turboexpansión-

compresión, sistema de inhibición de hidratos,

sistema de tratamiento e inyección de aguas

residuales, etc., el gasto total requerido se calculará

sobre la base de 10 litros de agua por minuto por metro

cuadrado ( 0.25 gpm/pie2 ) de superficie total.

Válvulas

VII. La red de contra incendio deberá contar con válvulas de

seccionamiento suficientes, localizadas estratégicamente para

aislar partes del sistema. Todas estas válvulas deberán ser de

compuerta con vástago ascendente y estar debidamente

identificadas.


72

a) Si se requiere instalar válvulas en registros, se

deberán equipar con postes indicadores o extensiones,

que permitan la apertura y cierre desde el exterior, al

mismo tiempo que indiquen la posición de abierto o

cerrado. Este poste deberá tener aproximadamente una

altura de 90 cm sobre el nivel del terreno y estar

protegido contra golpes. Los registros deberán ser

fácilmente accesibles para inspección, operación y

mantenimiento de la válvula, y se deberán construir de tal

manera que eviten el paso del agua al interior, con

drenaje para eliminar los escurrimientos de líquidos.

b) En ningún lugar de la red contra incendio se deberán

instalar válvulas de globo. En el caso de gabinetes para

mangueras instaladas en almacenes, bodegas, casetas y

oficinas, se deberán instalar válvulas de ángulo.

Los requisitos mínimos para válvulas se señalan a continuación :

a) Para Válvulas de compuerta de ½” a 1 ½” de diámetro,

deberán ser clase 150 AGA (WOG), roscada, cuerpo e

interiores de bronce ASTM B-62, de vástago ascendente,

bonete con tuerca unión, asientos integrales, cuña sólida,

volante de aluminio.

b) Para Válvulas de compuerta de 1 ½” de diámetro,

exclusiva para hidrantes, clase 300 AGA (WOG),

roscada, cuerpo e interiores de bronce ASTM B-62, con

extremos roscados macho y hembra, rosca hembra NPT

y rosca macho NSHT de 9 hilos por pulg., con volante de

acero, tapa y cadena.


73

c) Para Válvulas de compuerta de 2 ½” de diámetro,

exclusiva para hidrantes, clase 300 AGA (WOG),

roscada, cuerpo e interiores de bronce ASTM B-62, con

extremos roscados macho y hembra, rosca hembra NPT

y rosca macho NSHT de 7 ½ hilos por pulg., con volante

de acero, tapa y cadena.

d) Para Válvulas de compuerta de 2” a 30” de diámetro,

deberán ser clase 150# ANSI, bridada, cara realzada

(R.F.), cuerpo de acero al carbón ASTM-A-216, Gr.

WCB, con interiores de acero inoxidable 11-13% cromo

AISI 410, vástago ascendente ASTM-276 tipo 410, cuña

sólida, bonete bridado, volante fijo.

e) Para Válvulas de retención (check) de ½” a 1 ½” de

diámetro, clase 150 AGA (WOG) roscada, cuerpo de

bronce ASTM B-62, interiores de bronce ASTM B-62, tipo

pistón, tapa con tuercas unión, discos reemplazables.

f) Para Válvulas de retención (check) de 2” a 30” de

diámetro, clase 150# ANSI, bridada, cara realzada (R.F.),

cuerpo de acero al carbón ASTM-A-216 Gr. WCB,

interiores de acero inoxidable 11-13% cromo AISI-410,

tipo columpio, tapa bridada.

g) Para Válvulas de retención (check) de ½” a 1 ½” de

diámetro, clase 200 AGA (WOG) roscada, cuerpo de

bronce ASTM B-61, interiores de bronce ASTM B-62, tipo

columpio, tapa roscada.

h) Para Válvulas de ángulo de 1 ½” a 2 ½” de diámetro,

exclusiva para gabinetes, clase 300 SWP roscada, con

cuerpo, vástago e interiores de bronce ASTM B-61,

bonete roscado, vástago ascendente, entrada hembra,


74

cuerda de 9 hilos/pulg. para 1 ½” de diam., y 7 ½

hilos/pulg. para 2 ½” de diam.

Hidrantes

VIII. Los hidrantes deberán ser de tipo convencional con dos

tomas, y para su selección se verificará que cada toma

proporcione los siguientes consumos:

Tabla 6.3 Selección de hidrantes

Diámetro Nominal Consumo

mm pg lpm gpm

38 1 1/2 473 125

63 2 1/2 946 250

Los hidrantes deberán colocarse a una distancia no mayor de

100 metros de las áreas de cabezales, tanques, almacenes,

bodegas, casetas y oficinas.

Monitores

Los monitores deberán tener boquillas de niebla graduable y

chorro, de 63 Mm. ( 2 ½ pg ), y deberán poder girar 120° en

plano vertical y en círculo completo en el plano horizontal. Para

su selección, se deberá verificar que proporcionen un gasto de 31

lpm ( 500 gpm ), con un alcance mínimo estimado de 30 mts a

una presión de 7 Kg/Cm2 ( 100 lbs/pg2 ).


75

Los monitores se deberán instalar a una distancia no mayor de

50 mts entre sí, en todas las áreas de la batería, y se deberán

conectar a la red de contra incendio mediante una tubería de 152

Mm. ( 6 pg ) de diámetro. Cuando se instalen tomas para

hidrantes, la línea de alimentación hacia hidrante-monitor deberá

ser de 203 Mm. ( 8 pg ) de diámetro. La válvula de bloqueo de los

monitores debe quedar a una altura del piso y con una colocación

tal que facilite su operación. Los hidrantes y monitores deben

tener un número de identificación.

Mangueras

Las mangueras para el servicio contra incendio deberán ser de

63 Mm. ( 2 ½ pg ) de diámetro ó 38 Mm. ( 1 ½ pg ) de diámetro,

con forro interior de hule natural y/o sintético y cubierta de

algodón o fibra sintética. Esta cubierta deberá ser uniforme sin

irregularidades ni costuras.

El forro interior deberá ser de espesor uniforme y libre de arrugas,

irregularidades o imperfecciones. Las mangueras estarán

equipadas con conexiones de bronce hembra giratoria en un

extremo y macho fija en el otro, con cuerda NSHT y estar

protegidas con tapones cachucha.

Las mangueras para su aceptación deberán probarse

hidrostáticamente, dependiendo del tipo y número de forros a una

presión entre 21.1 y 42.2 kg/cm2 (300 y 600 lb/pulg2), durante un

minuto como máximo, para comprobar que no hay fugas y que

las conexiones no tienden a zafarse.

Las mangueras de succión para las bombas podrán ser rígidas

o no, pero en todos los casos tendrán forro interior de hule con

las características de las mangueras ordinarias. Las dos


76

conexiones hembra de estas mangueras estarán provistas de

cuerdas NSHT.

Sistema de Bombeo

XI. La Batería Costero deberá tener dos sistemas de bombeo,

uno para servicio normal con motores eléctricos y otro para

servicio de relevo con motores de combustión interna. La

capacidad de las bombas deberá ser tal que permita mantener

los gastos necesarios para combatir el incendio del riesgo mayor.

Deberán tener la característica de proporcionar cuando menos el

150 % de su gasto nominal operando como mínimo al 65 % de su

presión nominal. Cuando el gasto sea cero ( operando la bomba

a válvula cerrada en la descarga ) la presión desarrollada por la

bomba no deberá ser mayor del 140 % de su presión nominal.

Todas las bombas deben tener una placa, colocada en lugar

visible, donde se señalen sus características principales.

Las bombas deberán incluir los instrumentos de control y

dispositivos de protección siguientes:

a) Manómetros con límites de presión adecuados a los de

operación, tanto en la línea de succión como en la

descarga ( con rangos de 0 a 14 Kg/Cm2 [ 0 a 200

lbs/pg2] ).

b) Válvula automática de alivio para recirculación de

agua, calibrada al 10% del gasto mínimo recomendado

por el fabricante para evitar un posible

sobrecalentamiento de la bomba. El diámetro de estas


77

válvulas será de ¾ de pulgada para bombas cuya

capacidad nominal no exceda de 9462 lpm ( 2500

gpm ) ó de 1 pg para bombas con capacidad nominal

de 11355 a 18925 lpm ( 3000 gpm a 5000 gpm ).

No deberá instalarse esta válvula automática cuando el

agua de enfriamiento se tome directamente de la

descarga de la bomba y ésta este accionada por motor

de combustión interna.

c) Válvula automática para la extracción de aire si la

bomba a instalar es de controles automáticos, en cuyo

caso, su diámetro no será menor de 38 Mm. ( 1 ½ pg ).

El diámetro de las tuberías de succión del sistema de bombeo

(para una o varias bombas) deberá satisfacer las siguientes

condiciones:

a) Deberá manejar la capacidad nominal de bombeo con

una velocidad máxima de 1.5 m/seg ( 5 pies/seg ).

b) Deberá poder manejar el 150% de la capacidad nominal

de bombeo con una velocidad máxima de 4.57 m/seg

( 15 pies/seg ).

c) La presión manométrica en la brida de succión de la

bomba o bombas no deberá ser menor de 0 Kg/Cm2

( 0 lbs/pg2 ), cuando las bombas estén operando al

150% de la capacidad nominal.


78

d) No ser menor que lo indicado en la tabla 2-19,

“Summary of Fire Pump Data” del NFPA-20, última

edición.

En la línea de succión se deberá instalar una válvula de

compuerta con vástago ascendente, y se evitará la instalación de

cualquier dispositivo que pueda limitar el arranque, paro o

descarga de la bomba contraincendio o su motor.

En la succión de la tubería de suministro o del tanque de

almacenamiento, podrán instalarse dispositivos para activar una

alarma en caso de que la presión de succión de la bomba o el

nivel de agua sea inferior a un mínimo predeterminado.

El arreglo de las líneas de succión se hará tomando en

consideración lo siguiente:

a) Evitar la formación de bolsas de aire.

b) Evitar la formación de vórtices

c) Que tenga la profundidad suficiente dentro del

cárcamo de succión, de manera que siempre se

encuentre abajo del nivel mínimo del agua durante la

operación de bombeo.

El tubo de succión debe ser tan corto y recto como sea posible

entre la fuente de abastecimiento y la bomba, evitando codos,

accesorios y verificando que las conexiones se encuentren

perfectamente selladas.

Cuando se requiera el uso de reducciones en las líneas de

succión horizontales, éstas deben ser excéntricas, colocadas

con la parte recta hacia arriba.


79

Para evitar fenómenos de cavitación, será indispensable

comprobar en el proceso de selección de las bombas

contraincendio que el valor del NPSH o carga neta positiva de

succión DISPONIBLE en las instalaciones de campo donde se

va a instalar dicha bomba, sea mayor que el valor del NPSH

REQUERIDO por la bomba.

El diámetro de las tuberías de descarga de las bombas

deberá ser tal que pueda manejar el 150% de la capacidad

nominal de bombeo con una velocidad máxima de 6.2 m/seg

( 20 pies/seg ).

No ser menor que lo indicado en la tabla 2-19, “Summary of Fire

Pump Data” del NFPA-20, última edición.

En la tubería de descarga de cada bomba y en el sentido de

flujo, debe instalarse una válvula de retención (check) seguida

de una válvula de compuerta de vástago ascendente o de una

válvula de mariposa de las características adecuadas.

La tubería de descarga de cada una de las bombas, deberá

estar diseñada de manera que no se vea afectada por

esfuerzos producidos por la operación de las propias bombas y

de sus accesorios, tales como vibración, apertura o cierre de

válvulas, etc.


80

Motores

XII. Las bombas deberán ser accionadas por motores eléctricos y

de combustión interna. Los motores eléctricos serán trifásicos,

de corriente alterna y de inducción tipo jaula de ardilla. El sistema

de alimentación de corriente eléctrica a los motores, deberá ser

independiente del sistema eléctrico general de la instalación.

La capacidad de los motores eléctricos debe ser suficiente para

no exponerlos a sobrecargas que excedan el límite del factor de

servicio, a la potencia máxima efectiva y a al velocidad nominal.

Los motores de combustión interna que accionen bombas de

agua contraincendio deben ser del tipo Diesel, no estando

permitido el uso de motores de combustión interna de ignición por

bujía, tales como los de gasolina.

Los motores de combustión interna deberán tener una potencia

de por lo menos 20% mayor de la potencia máxima requerida por

la bomba a la velocidad del régimen. Así mismo, deberán tener

un sistema doble de baterías eléctricas para arranque, o bien

sistema de doble recarga, basado en el generador de la propia

máquina y en una fuente externa de potencia. Cada motor de

combustión interna deberá tener su propio escape de gases, el

cual se llevará fuera de la casa de bombas para su descarga a la

atmósfera, de tal manera, que los gases expulsados no afecten al

personal o a las instalaciones cercanas.

Debido a que las curvas de ensayo del motor de fabricante se

basan en una presión barométrica de 752 Mm. de Hg (29.61

pulg.), lo cual se aproxima a 90 m. (300 pies) sobre el nivel del

mar y a 25 oC (77 oF), la potencia utilizable de los motores de

combustión interna debe reducirse en un 3% por cada 300 m.

(1,000 pies) de altitud por encima de los 90 m ( 300 pies), y en un

1% por cada 5.6 oC (10 oF), por encima de los 25 oC (77 oF).


81

La capacidad de almacenamiento de combustible para cada

unidad deberá ser tal que garantice su funcionamiento sin

interrupción durante 8 horas, como mínimo, trabajando a su

máxima capacidad. Cada motor deberá tener su tanque

individual de combustible, con indicador de nivel (tales como

cristales de nivel resistentes al impacto o del tipo flotador) o

dispositivo para controlar la cantidad de combustible en su

interior. Queda prohibido el uso de mangueras flexibles o de

tubos de vidrio convencionales para cumplir esta última función.

Debido a que las curvas de ensayo del motor de fabricante se

basan en una presión barométrica de 752 Mm. de Hg (29.61

pulg.), lo cual se aproxima a 90 m. (300 pies) sobre el nivel del

mar y a 25 oC (77 oF), la potencia utilizable de los motores de

combustión interna.

Los motores de combustión interna deberán tener como mínimo

los instrumentos de control y dispositivos de protección

siguientes:

a) Instrumentos de control como:

- Gobernador de velocidad variable, con límites de

regulación de 8 a 10%

- Tacómetro

- Manómetro para aceite lubricante

- Indicador de temperatura del aceite lubricante.

- Indicador de temperatura del sistema de enfriamiento

- Amperímetro

- Horómetro mecánico


82

b) Dispositivos de protección:

- Dispositivo de alarma para baja presión de aceite.

- Dispositivo de alarma para alta temperatura de aceite.

- Dispositivo de alarma para alta temperatura de agua de

enfriamiento.

- Dispositivo de alarma para bajo nivel de aceite.

- Dispositivo de paro automático para sobre velocidad

( en motores mayores a 200 HP ).

- Dispositivo de alarma por precalentamiento del motor.

c) Accesorios :

- Filtro de combustible (reemplazable).

- Filtro de Aire (reemplazable).

- Tablero de Alarmas.

- Luces indicadoras.

- Sistema doble de batería y de recarga de las mismas.

- Resistencias calefactoras.

- Arranque automático en unidades de relevo (sujeto a un

estudio de análisis de riesgos).

La casa de bombas se deberá localizar en un lugar donde no se

espere que sufran daño las bombas en el caso de ocurrir un

incendio en la Batería Costero. Esta deberá ser de materiales no

combustibles y tener una ventilación que asegure la circulación

libre del aire.


83

8. Bombas de mantenimiento de presión (Jockey)

Con el objeto de mantener una presión constante y adecuada en

la red de agua contraincendio, de manera que se disponga de un

mínimo de 7 kg/cm2 (100 lbs/pulg2) en cualquier punto de la

misma, así como para suministrar la cantidad de agua requerida

para brindar la protección contraincendio durante trabajos de

reparación o mantenimiento, sin que para ello sea necesario

poner en funcionamiento las bombas principales de

contraincendio, se instalará una bomba “Jockey” de

mantenimiento de presión, accionada con motor eléctrico, con

características de construcción semejantes a las de

contraincendio y con la capacidad y presión de descarga

indicadas en los párrafos siguientes.

La capacidad de la bomba jockey deberá ser de una capacidad

mínima de 473.4 lpm (125 gpm) y máxima de 946.2 lpm (250

gpm).

Las bombas “jockey” deben tener una presión de descarga similar

a la de las bombas contraincendio, instrumentadas con un paro

automático que actúe cuando en la red contraincendio se registre

una presión de un 30% por arriba de la presión de descarga

nominal de las bombas contraincendio, así como un arranque

automático que se accione cuando en dicha red, se registre una

presión de un 20% por debajo de la presión de descarga nominal

de las mismas bombas.

Al igual que en el caso de las bombas principales del sistema

contraincendio, el motor eléctrico de la bomba “jockey” debe estar

conectado a un circuito independiente del sistema eléctrico

general del centro de trabajo.


84

9. Automatización del Sistema Contraincendio

Se debe contemplar que las bombas contraincendio arranquen en

forma automática, por lo que debe tener un control que haga

funcionar el arrancador de cada una de las bombas.

Los controles para unidades de bombeo múltiples deben contar

con dispositivos de secuencia de tiempo, para evitar que

arranquen simultáneamente las bombas. Si la necesidad de agua

hace imprescindible que más de una bomba esté en operación,

estas unidades deben arrancar en intervalos que no permitan el

arranque de la siguiente bomba hasta que la anterior haya

tomado su velocidad de régimen (5 a 10 seg.). La falla de

cualquier bomba en el arranque no debe impedir el arranque de

la siguiente. Cuando se tengan bombas accionadas por motor

eléctrico y motor de combustión interna, y esté en operación la de

motor eléctrico y llegara a fallar ésta, el motor de combustión

interna debe arrancar de inmediato en forma automática. El

sistema debe contar con un selector para operación manual

automática.

Se debe contar con un tablero de control del equipo de bombeo,

el cual cuente con alarmas y señales que indiquen las fallas que

se presenten en el equipo, principalmente cuando se controle

automáticamente. Las alarmas visuales y audibles mínimas que

se deben tener son las siguientes:


85

a) Para motores eléctricos con arranque automático:

- Por falla en el arranque de la unidad de bombeo.

- Interruptor abierto.

- Falla de energía eléctrica.

- Luz piloto que indique que el interruptor está cerrado y

que hay energía disponible para arrancar el motor.

- Luz piloto que indique la posición del arranque manual o

automático.

b) Para motores de combustión interna con arranque automático:

- Luz piloto que indique la posición del arranque manual o

automático.

- Luz piloto y un voltímetro en la batería de alimentación,

indicando la carga de la batería y que está conectada al

control.

- Baja presión del aceite en el sistema de lubricación.

- Alta temperatura del agua de enfriamiento.

- Falla en el arranque automático del motor.

- Bajo nivel de combustible en el arranque de la unidad

10. Sistemas de Seguridad

I. La instalación deberá contar con los siguientes sistemas de detección:

• Mezclas Explosivas en áreas de equipo dinámico

( bombas, compresores, turboexpansores, etc. ), y en

áreas donde existan calentadores a fuego directo

( regeneradora de glicol o amina ).


86

• Fuego ( rayos ultravioleta e infrarrojo ) en áreas de

equipo dinámico ( bombas, compresores,

turboexpansores, etc. ), y en áreas donde existan

calentadores a fuego directo ( regeneradora de glicol o

amina ).

• Ácido Sulfhídrico ( H2S ) en todas las áreas de

proceso.

II. Deberán instalarse un sistema de alarmas visuales y audibles localizadas estratégicamente en todas las áreas, tanto

de proceso como de oficinas y cuarto de control. Estas señales

estarán centralizadas en el cuarto de control.

Las luces de alarma visible deberán cumplir con el siguiente

código de colores:

• Verde para condición normal

• Rojo para fuego

• Amarillo para alta concentración de gas

• Azul para alta concentración de ácido sulfhídrico

( H2S )

El sistema de alarmas audibles deberá cumplir con el siguiente

código de tonos:

Tabla 6.4 Código de tonos de alarmas

Prioridad Significado Tono 1 Evacuación de Instalaciones Pulso

2 Fuego Sirena

3 Alta concentración de ácido

sulfhídrico ( H2S )

Aullido


87

III. Sistema de protección contra descargas eléctricas. La

instalación deberá contar con los requisitos mínimos de diseño y

construcción de sistemas de puesta a tierra, con el objeto de que

se logre la protección de personas, equipos, aparatos e

instalaciones en general; contra descargas atmosféricas, cargas

estáticas o choques eléctricos producidos por diferencias de

potencial de origen externo e interno.

IV. Sistema de desfogue. Se deberá implementar un sistema

cerrado para recolectar los desfogues de las válvulas de

seguridad de los equipos de proceso y servicios que en

determinado momento puedan presentar un aumento excesivo de

presión, con el propósito de proteger al personal, a la instalación

y al medio ambiente. El sistema deberá tener la capacidad para

manejar los desfogues del riesgo mayor que se pueda presentar

en cualquiera de los equipos de proceso.

El sistema de desfogue debe estar constituido principalmente por:

• Cabezales de desfogue y líneas de recolección.

• Tanque separador de líquidos

• Bomba recuperadora de líquidos

• Tanque de sello hidráulico

• Quemador elevado

• Indicador de disparo de válvulas con señal a

consola de operación en cuarto de control


88

El diseño y la instalación del quemador elevado deberán cumplir

con las leyes y reglamentos federales, estatales, municipales y

locales, aplicables. El quemador se diseñará con un 30% de la

capacidad máxima de gas a manejar en la instalación para una

situación de emergencia y estará localizado en el área que

resulte más adecuada de acuerdo a lo establecido por la

legislación en materia de seguridad y protección ambiental.

Deberá ser de combustión completa, contar con un sello

adecuado que evite el retroceso de flama, su operación será sin

humo asistido por aire, por lo que se deberá proporcionar un

inyector de aire de dos velocidades, la velocidad baja será para

operación continua, la alta será actuada mediante un interruptor

de presión de la línea de corriente al quemador, con una opción

manual de cancelación. La unidad de inyección de aire debe

incluir una pantalla de entrada y que pueda ser retirada para

mantenimiento y sistema de encendido electrónico.

El quemador elevado será auto soportado con sección cónica en

la base. La deflexión estática máxima debido a la presión del

viento no debe exceder de 6 pulgadas por cada 100 pies de

altura del quemador. La presión permitida, diseño estático,

vibración inducida por el viento y diseño oval deben conformarse

con las especificaciones mencionadas en la Sección 9 de la API

Std 560.

Se deberá contar con monitor de flama de pilotos, consistiendo

de una cabeza sensorial con un foco ajustable y un transmisor

indicador montado en un compartimiento a prueba de cambios de

clima de acero inoxidable de tipo304. El compartimiento debe ser

el adecuado para la clasificación del área eléctrica; También, el

quemador deberá tener un dispositivo de control de detección con


89

tiempo de 5 minutos conectado a una alarma remota que suena

si no se detecta la flama

La altura del quemador elevado deberá determinarse conforme

las especificaciones mencionadas en la API RP 521, párrafo

5.4.3, pero no debe ser menor a 25 pies de altura a menos que el

fabricante especifique lo contrario, el quemador deberá tener un

mínimo de dos pilotos, colocados con una separación entre ellos

de 180 grados. Los niveles de radiación de diseño del quemador,

con la excepción de la radiación solar, deben ser conforme a las

especificaciones mencionadas en la Tabla 3 de la API RP 521.

Se debe usar una velocidad del viento de 20 mph para calcular la

correlación de la longitud de la flama. Los pilotos deben ser del

tipo silencioso y deberán estar equipados con protectores contra

el viento.

El sistema de ignición debe ser del tipo de ignición por chispa,

debe complementarse con el transformador y los controles, los

cuales deben encontrarse dentro de un compartimiento para la

protección del clima y fuera del área de peligro del quemador,

que puede causar un efecto dañino debido a los niveles de

radiación térmica durante un incidente; adicionalmente el sistema

deberá tener un re – encendido automático del piloto

monitoreado, ya sea por termocoples localizados en la superficie

del quemador o por un monitor localizado al nivel del suelo.

La tubería de acero de carbón de la antorcha debe tener un

mínimo de corrosión permitida de: 0.125”. Los materiales

estructurales deben ser de acero de carbón, excepto que se debe

proporcionar acero inoxidable del Tipo 310S para los 10 pies

pegados a la boquilla de quemado.


90

Se debe proteger del quemador y la red de desfogue de una

intrusión descontrolada de aire mediante gas de purga o sello

líquido, la compañía fabricante hará la recomendación más

adecuada y deberá estar de acuerdo a los servicios disponibles.

Sí se usa gas de purga, el punto de inyección de la purga de gas

deberá localizarse antes del primer instrumento de alivio de

presión hacia el quemador; en caso de usar sello líquido deberá

localizarse entre el cachador de líquidos y el quemador, el nivel

del líquido en el tanque de sello deberá mantenerse mediante

control automático.

11. Gas de Instrumentos

El gas para instrumentos consistirá de un sistema de suministro

de aire, cuya capacidad deberá determinarse en función del

número de instrumentos y componentes que requieran

suministro individual de aire. Para instrumentación futura y para

pérdidas por fugas, se deberá considerar un mínimo de 10% de

capacidad adicional en todo el sistema de suministro de aire.

Para controladores, transmisores y en general para todos

aquellos instrumentos que tengan presión de salida con límite

de 0.21 a 1.05 Kg/cm2 manométricos se debe considerar un

consumo máximo de aire de 0.8 m3/hora a 20º C y 1 Kg/cm2.

Para posicionadores de válvulas de control de diafragma de

instrumentos que funcionen hasta 2.1 Kg/cm2 se considera un

consumo máximo de 1.2 m3/hora. Para actuadores con gas de

alta presión, sistemas de purga de equipos con motores

neumáticos. La capacidad del acumulador de gas debe

determinarse considerando todos los consumos anteriores. El

diámetro del cabezal se calculará en función del número de


91

instrumentos que requiera suministro de aire. La caída de

presión en cada 100 pies en la tubería debe estar entre 0.5 y

1% de la presión absoluta. El diámetro de los cabezales

secundarios se seleccionará en función del número de

instrumentos conectados a ellos, de acuerdo a la siguiente

tabla:

Tabla 6.5 Diámetros de cabezales secundarios

Diámetro de

Tubería

Mm.

Pulg.

13

1/2

19

3/4

25

1

38

1 1/2

50

2

Número

Máximo de

instrumentos

que se pueden

conectar

4

10

25

80

150

Con objeto de tener gas de reserva, en caso de falla, se debe

tener un recipiente (cocinilla) con capacidad para un tiempo de

residencia de 5 a 15 minutos, considerando el máximo consumo

de gas de los instrumentos.


92

B. DUCTOS DE TRANSPORTE

1. Gasoducto y Oleoducto

Tabla 6.6 Ductos de Transporte

Ducto Origen - Destino Longitud Diámetro

Gasoducto Batería Costero –

Batería Luna

43 Km 16”

Oleoducto Batería Costero –

Cab. Tizón

33.5 Km 12”

I. Efectuar levantamientos en campo, cálculos necesarios para el

diseño, fabricación del material, construcción, tendido, obra civil,

vías de acceso, interconexiones, pruebas y puesta en operación

de los ductos antes mencionados, para operar con los diámetros

y longitudes requeridas.

II. Deberá considerarse el suministro e instalación de cubetas

para trampas de envío y recibo de diablos de limpieza y/o

instrumentados, incluyendo la construcción de mochetas,

soportes, apoyos y otros elementos del sistema necesarios para

prevenir sobreesfuerzo en las partes sometidas a presión, así

como tomas de presión y temperatura, conexiones, bridas,

espárragos, válvulas, dispositivos de alivio y sistemas de

protección catódica.

III. Deberán de contar con válvulas de seccionamiento, los cuales

tendrán un espaciamiento máximo de acuerdo a las clases que

les corresponda con respecto a la cercanía de los núcleos

poblacionales por donde pasen. Dichas válvulas deberán de estar

en lugares accesibles y protegidas de daños que pudieran

producir agentes externos.


93

IV. Con el propósito de monitorear y controlar la correcta

operación de los ductos, se deberá contemplar las

instrumentaciones, controles y las transmisiones de señales

necesarias acorde a un sistema digital de monitoreo y control

( SDMC ) que se instalará en la Batería Costero ( el cual se

describe mas ampliamente en puntos posteriores ), con la

finalidad de garantizar la óptima operación de la infraestructura

de transporte. Deberá contar con dispositivos de seguridad

industrial integrados, monitoreo de las condiciones de operación

de presión y temperatura, sistemas de seguridad para evitar

riesgos potenciales cuando se presenten condiciones anormales

de operación, explosiones, fugas, etc.


94

C. SISTEMAS DE MONITOREO Y CONTROL

1. Automatización del Proceso

I. Con el propósito de monitorear y controlar el proceso de

recolección de hidrocarburos en el campo Costero, los árboles de

válvulas , cabezales colectores y equipo dinámico y estático, así

como ductos de transporte de hidrocarburos, se deberán de

contemplar las instrumentaciones, controles y las transmisiones

de señales necesarias con la confiabilidad requerida a un

Sistema Digital de Monitoreo y Control (SDMC) que se instalará

en la Batería Costero, con la finalidad de garantizar la óptima

operación de la misma. Deberá documentarse respecto a la

instrumentación, control, monitoreo, telecomunicaciones,

hardware, software, etc., que se instalará en la Batería Costero,

con el fin de evitar consideraciones innecesarias a los proyectos

que circundan al proyecto estratégico de gas. Deberá contar con

dispositivos de seguridad industrial integrados, banco de baterías

( si fuese necesario ), monitoreo de las condiciones de operación

( presión y temperatura, así como las lecturas de los volúmenes

de hidrocarburos y aguas residuales producidas a partir de los

sistemas de medición ) control local y remoto de las válvulas

macho con sus actuadores de cada peine de llegada y

separadores de medición, y apegarse a las normas nacionales e

internacionales que apliquen en esta materia, celdas solares y

antenas necesarias (cuando se requiera). En caso necesario,

debe de contemplarse el uso de Controladores ( como nodos

adicionales del sistema ) así mismo, deberá considerar los

protocolos de comunicación estándares abiertos y compatibles

con tecnología de punta, tales al equipo y conectividad que


95

aplique. Dentro de la automatización del sistema, deberá

considerarse sistemas de seguridad para evitar riesgos

potenciales cuando se presenten condiciones anormales de

operación, explosiones, fugas, etc.

II. El Sistema Digital de Monitoreo y Control ( SDMC ) estará

ubicado en un cuarto de control de la batería Costero, el cual

supervisará, controlará y transmitirá información a las oficinas de

la Coordinación de Operación en Ciudad Pemex sobre el proceso

integral de la instalación.

III. El cuarto de control y adquisición de información deberá

contemplar todos los equipos y accesorios para una operación

segura y satisfactoria, así como las siguientes características:

• Consola de operación

• Unidades de transmisión remota

• Adquisición y transmisión de datos en tiempo real

vía ethernet (no serial)

• Funciones de paro de emergencia

• Generación de desplegados, gráficos, reportes,

tendencias, y archivo histórico del proceso.

• Flexibilidad en la configuración del sistema con la

suficiente capacidad de expansión sin modificar

software básico y de aplicación, solamente lo

referente a actualizaciones de software emitidas

por el fabricante.

• Disponibilidad de diagnósticos de fallas propias del

sistema.

• El sistema deberá ser redundante en sus

elementos en fuentes de alimentación, pista de

comunicación y controladores.


96

• Los módulos de entrada/salida deberán incluir

20% extra de capacidad como expansión para

señales de operación y conexión que puedan

requerirse a futuro.

• El equipo deberá ser de tecnología de punta con

una alta confiabilidad.

• Deberá contar con equipos de comunicación

inalámbrica para le recepción y transmisión de

datos en el sistema de adquisición y control. Se

deberá considerar la elaboración de un estudio de

telecomunicación que sustente la propuesta de

equipos e instrumentos y que garantice la

confiabilidad y correcta operación de los mismos.

Este estudio deberá ser revisado y aprobado por

personal del área de Diseño de Infraestructura y

Optimización de Instalaciones antes de que se

realice la licitación pública correspondiente.

• Deberá disponer de energía ininterrumpible como

mínimo para 2 horas de operación con baterías de

Níquel – Cadmio.

IV. El suministro de energía eléctrica será de 120 V.C.A., 60 Hz.

donde exista, en caso contrario, será de 24 V.C.D.

V. Hardware del sistema.

El diseño del Sistema Digital de Monitoreo y Control deberá ser

de arquitectura y estándares abiertos, de acuerdo a las normas

ISA, modelo OSI (Open System Interconnection), considerando

los conceptos de conectividad y compatibilidad que define este

modelo de red por niveles. La propuesta especificara todos los


97

equipos, accesorios y materiales de acuerdo a estas bases de

usuario.

El Sistema Digital de Monitoreo y Control, contará con una alta

versatilidad para su diseño, modificación, actualización y

mantenimiento. Su plataforma de operación deberá de ser

Windows NT 4.0 ó el más actual que exista en el mercado al

tiempo de su instalación, por lo que la configuración se realizara

en un ambiente “intuitivo” y “amigable”. Deberá ofrecer la

seguridad y robustez que es requerida en este tipo de

aplicaciones, deberá contar con diferentes niveles de acceso (

password ) para cada una de las personas involucradas en la

operación o configuración del sistema. De esta manera deberá

tener un registro automático de todas las operaciones o

modificaciones que se realicen dentro del sistema.

El sistema propuesto deberá estar diseñado bajo tecnología de

punta, contemplado en el “Estado del Arte”. Además la habilidad

en el manejo, configuración y administración de toda la

instrumentación de campo inteligente, debe de ser totalmente

transparente al sistema que tendrá la capacidad para recibir y

manejar estos protocolos y aprovechar todos sus beneficios.

Debe de incluir la capacidad de desarrollo de programación en

línea en modo de baja prioridad de acuerdo al estándar IEC

1131-3.

VI. Disponibilidad y Confiabilidad del Sistema.

El contratista debe proporcionar la memoria de cálculo en

español de la disponibilidad para cada uno de los equipos del

sistema digital garantizando el tiempo medio entre fallas (MTBF)

y el tiempo medio para reparación (MTTR).


98

Debido a que el sistema digital será instalado en una zona con

ambiente tropical, el contratista debe garantizar una confiabilidad

mínima de 99.99%.

VII. Redundancia.

El sistema digital de monitoreo y control deberá contar con

redundancia de tal modo que se garantice la confiabilidad del

sistema. Se considerara como mínimo redundancia en sus

elementos críticos para cada unidad de procesamiento remoto,

tales como:

• Comunicaciones (pista de datos).

• Fuentes de alimentación.

• Unidad central de procesamiento. (Controladores)

En todos los niveles de redundancia la transferencia debe ser

automática sin alterar o degradar la calidad de funcionalidad y

operación de los dispositivos restantes, ni al proceso; se deberá

alertar así mismo al operador a través de la interfase con el

usuario.

VIII. Arquitectura.

El hardware del sistema estará conformado de acuerdo a la

arquitectura del dibujo N-4917-00514-A, considerando que el

Sistema Digital de Monitoreo y Control deberá contar con una

pista de comunicaciones de nivel superior que cumpla con el

protocolo Ethernet. La red de control será totalmente redundante


99

(1:1); y las comunicaciones deben de utilizar el protocolo TCP/IP

e UDP/IP. En esta pista se encontraran localizados los

concentradores de datos (HUB´s) mismos que permitan la

interconexión entre todos los elementos (nodos) de la pista. En la

topología del sistema de control digital propuesto no deberán de

existir directores de tráfico. Se utilizarán protocolos

normalizados para la transmisión de la información, y debe

cumplir el modelo de siete niveles propuesto por OSI/ISA.

La estructura de la topología será lineal tipo (bus), estándar tipo

IEE 802.4, ISA SP. Cada nodo dentro del sistema tendrá

comunicación con cada una de las dos pistas (primaria y

secundaria). En caso de falla de alguno de los elementos de la

pista, la comunicación continuará a través de la otra pista, sin

perturbación para el proceso. Cualquier falla en el sistema de

comunicaciones será reportada en los monitores y será impresa.

Se suministrarán todos los canales físicos de comunicación,

accesorios y servicios para la instalación e interconexión de los

dispositivos del sistema de control, internamente en el cuarto de

control.

El sistema podrá en un futuro intercambiar información con otra

red de comunicación externa tipo WAN, por canal abierto IIE

802.3 Ethernet a 10 Mbps entre estaciones y 100 Mbps a

servidores dedicados con el protocolo para acceso a la red

(CSMA/CD). Y a través de sistema de Radio.

El sistema debe de ser totalmente escalable. Es decir, que se

pueda iniciar en una configuración muy pequeña con un nodo de

control, un nodo ingeniería / configuración y algunas tarjetas de


100

entrada / salida, manejando un número mínimo de señales. Sin

embargo, que su tecnología le permita ir agregando más nodos al

sistema de cualquier tipo hasta integrar totalmente el control de

un proceso.

IX. Consola de Operación.

Mediante ella se podrán ejecutar todas las funciones necesarias

para la configuración / programación, monitoreo y operación

completa del sistema de la batería Costero, la cual tendrá el más

alto nivel de jerarquía, encargándose de administrar y supervisar

automáticamente el correcto funcionamiento de todo el sistema

de medición, contando como mínimo con el siguiente equipo:

• Dos estaciones de operación / configuración.

• Concentradores de 12 puertos (hubs)

• Impresoras láser para alarmas y matriz de puntos

para reportes.

• Sistema audible de alarmas.

• Unidad ininterrumpible de energía.

• Pista de comunicaciones redundante.

X. Estaciones de Operación / Configuración.

El objetivo de estas es operar y configurar las estrategias de

medición y control, secuencias y parámetros para la operación

del sistema, desplegados y todas las demás funciones requeridas

para lograr un buen seguimiento de la operación del Sistema

Digital de Monitoreo y Control.


101

Las estaciones de Operación/Configuraciones se propondrán

considerando como base la siguiente configuración o su

equivalente basadas en PC´s:

El equipo que a continuación se describe deberá cambiarse a

uno más actualizado, en caso de que exista, de acuerdo al

tiempo de su instalación y operación.

• Procesador Intel Pentium 4 a 1.4 Ghz. 32 bits,

escalable como mínimo.

• Bus pci (64 bits).

• Memoria SDRAM mínimo de 512 Mb. Expandible a 1

Gb con tiempo de acceso de 60 ns o mejor si existe con

corrección ECC.

• Memoria caché de 512 kb o mayor.

• 4 slots disponibles PCI/ISA (libres después de la

configuración)

• Puerto para mouse, y mouse

• Disco duro mínimo de 20 Gb formateados.

• Unidad de almacenamiento de datos interna del tipo

disco óptico de lectura y escritura (cd-writer) con

capacidad de 650 Gb. (aplica sólo para la estación de

configuración).

• Unidad lectora de discos ópticos 20/48x como mínimo.

(aplica sólo para la estación de operación).

• Dos puertos seriales RS-232C con adaptador

inteligente e/s.


102

• Unidad de lectura para floppy disk interno de 1.44 a

100 Mb 3 1/2".

• Kit multimedia que incluye: tarjeta de sonido, 2 bocinas

estéreo, software, manuales y accesorios necesarios.

• Teclado 102 teclas en español.

• Capacidad de plug and play al 100 %.

• Fax-modem de 56 kbps/v.90 de velocidad auto

ajustable y autodegradable.

• Sistema operativo: Microsoft Windows NT Server 4.0

en el idioma ingles, ultima versión existente en el

mercado, que incluya los medios de instalación (Cd-Rom)

y licencias originales.

• Deberá incluir software Excel de Ms-Office para

Windows NT 4.0 que incluya medios de instalación (Cd-

Rom) y licencias originales.

• Deberá incluir además software de Norton antivirus

última versión existente para Windows NT 4.0, con los

medios de instalación (Cd-Rom) y licencias originales.

• Tarjeta de vídeo UVGA con acelerador de gráficos

resolución de píxeles 1600 x 1280 colores vídeo RAM 8

Mb.

• Monitor UVGA 21" a color resolución 1600 x 1280

píxeles (non-interlaced), y mínimo (700hz) o máxima

resolución de velocidad de refresco vertical, con tiempo de

respuesta al desplegado sencillo de 1 segundo y tiempo

del desplegado denso de 5 segundos o superior.


103

XI. Funciones de interfaz hombre-máquina.

La comunicación entre los operadores y el sistema requerido se

realizará a través de un conjunto de desplegados en pantalla. Los

desplegados o interfases hombre-máquina que el proveedor

suministrará se configurarán en el una consola desarrollando

funciones de operación y de ingeniería (proceso).

El software de operación del sistema debe de proveer un

ambiente para la operación de los procesos ínter construidos

para obtener fácil acceso a la información; permitirá acceder a

alarmas de alta prioridad, el gráfico siguiente o información

detallada de los módulos. La navegación dentro del ambiente de

operación será muy sencilla y de sentido común para el operador.

Las aplicaciones de operación deben de incluir:

• La interfase hombre – máquina de operación

• Diagnósticos

• Gráficos históricos

Las funciones de operación que se efectuarán desde las

estaciones del sistema son las siguientes:

• Monitoreo y manipulación de procesos continuos.

• Anunciar y manejar tanto mensajes al operador

como alarmas de proceso, de secuencias y del

sistema.

• Desplegar e imprimir historias, tendencias,

promedios y reportes.


104

• Monitorear y cambiar el estado del equipo en el

cuarto de control y cerca del proceso

• Acceso a programas operativos y bases de datos

que residan en otros módulos del sistema o bien

en diskettes, Cd-rom o cartuchos.

Los usuarios podrán ser limitados para ver y operar ciertas áreas

de la planta. Esta clase de seguridad tendrá que ser definida en

forma individual para cada estación, así como a usuarios

específicos. La seguridad se debe definir para cada parámetro,

asignando usuarios para cada categoría, tales como ingeniero u

operador. La categoría de los parámetros de usuario modificables

le permiten ajustar los parámetros de seguridad, basados en su

propia filosofía de seguridad.

XII. Interfases de operación.

Estos dispositivos deberán permitir al operario un fácil monitoreo

y manipulación del sistema, así como almacenar la información

por medio de dispositivos de almacenamiento masivo adecuados.

Desde esta estación, el operador será capaz de modificar puntos

de ajuste (set points), cambio de estado (on/off), cambio de modo

(auto/manual/remoto), acceso a gráficos dinámicos e históricos,

reconocimiento de alarmas y consulta de reportes.

La interfase de operador debe de contar con una completa

librería con herramientas de alta diseño para solucionar las

necesidades de operación. Las herramientas incluirán gráficas de

operación, manejo de alarmas y presentaciones, tendencias en

tiempo real, y en línea, así como, ayuda en línea.


105

Los botones de fácil acceso de la barra de herramientas

permitirán el acceso a todas las funciones comunes del operador

con un simple click del mouse. Las características prioritarias de

las alarmas serán definidas globalmente por el sistema.

Por ejemplo, todas las alarmas de alta prioridad deben de estar

en código de colores, con parpadeo y producir el mismo sonido

para alertar al operador. Se deben de crear de forma sencilla

alarmas inteligentes, pudiendo ser una combinación de alarmas y

condiciones de proceso, con estas alarmas se pueden activar o

desactivar alarmas en tiempo real según las necesidades del

proceso.

El sistema debe contar con un ambiente de trabajo tipo ventanas,

bajo el sistema operativo Windows NT 4.0, que es un sistema

nativo por lo que proporciona seguridad en la ejecución

multitarea evitando caídas del sistema por falla en alguna de

ellas.

XIII Unidades de impresión.

Se contara con dos unidades de impresión tipo láser para trabajo

en grupo de red con tarjeta RJ-45 dedicada a reportes y la otra

de matriz de puntos con interfase paralelo para alarmas


106

XIV Sistema de comunicación externa.

El equipo deberá contar con los dispositivos necesarios y

suficientes para la comunicación remota a la estación de

transmitirá información a las oficinas de la Coordinación de

Operación en Ciudad Pemex sobre el proceso integral de la

instalación vía radio-Ethernet. Para envío y recepción de video y

datos, en bandas de frecuencia de 900 MHz, 2.4 GHz o 5 GHz, a

velocidades de 64 Kbps o 2 Mbps, dependiendo de la

infraestructura disponible de la Gerencia de Ingeniería de

Telecomunicaciones de Pemex. En los enlaces entre la aplicación

y la estación de Telecomunicaciones de Pemex, también deberá

ser a nivel de ethernet, con cable físico o inalámbrico, en los

anchos de banda y velocidades antes mencionados. No se

aceptarán para estas conexiones radio-enlaces menores de 64

Kbps, ni anchos de banda menores de 900 MHz.

XV. Sistema ininterrumpible de energía.

El contratista deberá calcular un sistema ininterrumpible de

energía, para estar alojado en cuarto de control, capaz de

proporcionar el suministro continuo de energía eléctrica,

además de soportar la carga requerida de todos los

componentes del sistema analógico y digital de medición y

control; así como toda la instrumentación de campo

considerando un 25% adicional para todo el sistema.

En caso de falla de la fuente principal de energía, el suministro

será transferido automáticamente, sin que esto afecte la

operación del equipo de medición y monitoreo del cuarto de


107

control. Deberá considerar como mínimo las siguientes

características:

Tiempo de respaldo será de 120 minutos a plena carga

(manteniendo todo el sistema en operación), sin alteraciones en

las condiciones de voltaje y corriente que pudieran causar

perdida de información o daños al equipo.

• Deberá ser del tipo on-line de doble conversión.

• Deberá ser tipo estático, estado sólido.

• Suministro de voltaje vcd totalmente regulado.

• Señal de salida para monitoreo remoto de su

operación.

• Eficiencia igual o superior al 85%.

• Banco de baterías Ni-Cd, selladas con válvula det,

recombinación de gas.

• Rectificador Cargador.

XVI Fuente de alimentación.

En caso de que falle la fuente de alimentación principal, el

suministro se transferirá automáticamente a la fuente de

alimentación de respaldo, sin que esto afecte la operación del

sistema de medición y monitoreo.

Todas las fuentes de alimentación serán totalmente

independientes, estando calculadas para operar a un 70% de

su capacidad. Estarán reguladas en voltaje y frecuencia, de la

misma manera estarán protegidas contra sobre corrientes.


108

Para todos los instrumentos de campo que requieren 24 vcd

±5%, así como también todas las señales de entrada y salida

digital, recibirán energía regulada de parte de las fuentes de

alimentación.

La fuente de alimentación del sistema será redundante y

contará con detecciones de falla en las fuentes de alimentación,

además de tener dos leds, uno que indique que el sistema esta

funcionando correctamente y otro el cual indica que hay una

falla de alimentación.

XVII. Tarjetas de entrada / salida.

El sistema deberá soportar y contar con una diversidad de tipos

de tarjetas de Entrada / Salida instaladas en el mismo rack de

montaje y utilizar la misma base de datos. Se debe de

considerar un 30% de reserva instalada y un 20% de ranuras

libres para expansión futura. El sistema deberá de soportarla

utilización de las siguientes tarjetas:

• Interfase H1 para instrumentación Foundation

Fieldbus.

• Entradas analógicas de 4-20 mA.

• Salidas analógicas de 4-20 mA.

• Entradas analógicas basadas en protocolo Hart.

• Entradas discretas a 24 VCD.

• Salidas discretas a 24 VCD

• Tarjetas de comunicación serial (interfase

modbus)

• Tarjetas de Pulsos


109

Estas tarjetas serán alojadas de manera simultánea en porta

tarjetas de entrada y/o salida con capacidad de 8 tarjetas. Cada

tarjeta contará con una llave de protección que previene que se

instalen otro tipo de tarjetas diferentes al tipo original, evitando

con ello daños en los canales de comunicación. Tendrán la

capacidad de ser insertables y removibles en línea sin daño o

perjuicio alguno a su electrónica. No deberá tener dip switches

para su direccionamiento.

El direccionamiento será automático en el momento en que la

interfase de entrada o salida sea insertada en el sistema.

Cuenta con indicaciones luminosas que indican el estado de

alimentación, de funcionalidad y de comunicación de cada

módulo.

Los módulos de interfase de entrada / salida, módulos de

interfase de comunicación y módulos de fuentes de

alimentación no tendrán componentes electrónicos expuestos.

Estarán encapsulados lo que permiten el manejo de las

interfases de entrada y salida sin necesidad de equipo de

protección antiestática. Los componentes de cada módulo

estarán protegidos con una cubierta protectora especial y se

alojaran en gabinetes de tal forma que se evite que el aire de la

planta tenga acceso a los elementos electrónicos. Los módulos

electrónicos mencionados deben cumplir con una resistencia a

la corrosión nivel G3 (hasta 2000 a, estándar ISA S-74.01), nivel

de protección por temperatura (0-60°C) y humedad (5-95%).

Los módulos ofrecerán un nivel de interferencia de radio

frecuencia de 3 v/m y soportar golpes y vibraciones de 1 Mm.

pico a pico de 5 a 16 hz y 0.5 g de 16 a 150 hz.


110

Los porta tarjetas contaran con pistas dobles de comunicación

que aseguren en cualquier tiempo el intercambio de datos entre

el procesador de control y las tarjetas de entrada / salida. Así

mismo, este porta-tarjetas proporcionara el suministro eléctrico

requerido para alimentar cada tarjeta.

Para la instrumentación convencional en 4-20 mA, protocolo

Hart o señales discretas, las tarjetas de entrada / salida cuentan

con capacidad de recibir o comandar 8 señales.

Para las tarjetas de entrada analógica 4-20 mA y con protocolo

Hart contaran con protección de seguridad intrínseca integrada,

no se aceptará módulos por separado de barreras de seguridad

para área peligrosa.

Para las tarjetas H1 con protocolo digital Foundation Fieldbus

contaran con dos puertos físicos de comunicación que permitan

interconectar 16 instrumentos por puerto, haciendo un total de

32 instrumentos por tarjeta H1.

Se deberá de utilizar acondicionadores, terminadores de

segmentos y repetidores necesarios para asegurar la

instalación en áreas peligrosas.

Las interfaces de proceso serán instaladas en un gabinete de

diseño modular instalado en el cuarto de control.


111

XVIII. Capacidad de efectuar un conjunto de autodiagnóstico

El sistema de Digital de Monitoreo y Control deberá de contar

con la capacidad de autodiagnóstico en línea sin excepción de

todos y cada uno de sus nodos componentes de la red de

control; es decir, diagnostico en línea de:

• Pista de comunicaciones de datos TCP/IP

• Estaciones de configuración / operación

• Fuentes de alimentación redundantes

• Controladores redundantes

• Cada tarjeta y por canal.

XIX. Controladores / procesadores de control.

Se requiere un procesador de control y su redundancia con

memoria de 14 Mb, y con capacidad de ejecutar algoritmos de

control en una base de datos de 500 señales de entrada /

salida. Los procesadores de control ejecutarán todo tipo de

algoritmos de control regulatorio, lógico y secuencial.

El procesador de control deberá contar con un micro

procesador basado en tecnología RISC y software escalable. El

módulo será de tipo encapsulado y que tenga la capacidad de

ser manejado sin necesidad de equipo de protección

antiestática. Además debe de ser insertable y removible en

línea sin daño o perjuicio alguno a su electrónica, suministro

eléctrico bajo el concepto de “plug & play“. Por ningún motivo

deberá contar con dip switches para su direccionamiento. El

direccionamiento deberá de ser automático en el momento en


112

que el procesador de control sea insertado en el sistema. Debe

de contar con indicaciones luminosas que indican el estado de

alimentación, de funcionalidad y de comunicación del

procesador de control.

Estos procesadores de control deberán de conectarse

directamente a la pista de comunicaciones del sistema. Serán

capaces de actualizar en la estación de operación la

información de control con la que cuenta cada vez que se lleve

a cabo una instalación de configuración. Estos dispositivos

serán responsables de ejecutar las acciones que permitan al

proceso operar sin la interacción directa de los operadores, bajo

condiciones normales, requiriendo únicamente su supervisión.

Contarán con una pista de nivel de entradas / salidas que

soporte señales analógicas, discretas, protocolos Hart, modbus,

y, por supuesto, foundation fiel bus. La tecnología debe de ser

un subconjunto de las normas de bus de campo estándares ISA

S50 e IEC 1158.

Todas las estrategias de control serán realizadas vía

configuración, no requiriendo alguna modificación en el equipo

o cableado. Debe contar con una biblioteca de estrategias de

control predefinidas y que pueden ser agrupadas para lograr

estrategias más complejas.

Todas las comunicaciones entre las estaciones del sistema y

los procesadores de control a través de la red de control son

automáticas y transparentes para el operador. Así como capaz

de reconocer automáticamente las interfaces de entrada y

salida conforme éstas sean insertadas.


113

La configuración se realizará en línea con el proceso y sin

perturbación. Se proporcionara un esquema de redundancia 1:1

y cada controlador ejecuta algoritmos de diagnóstico para

verificar su estado en la pista. Como todo el sistema, el

procesador de control debe de cumplir la característica de plug

& play.

El software de control lógico y secuencial del sistema estará

basado en los lenguajes de control del estándar IEC 1131. El

sistema contará con las siguientes funciones: función y, función

o, función inversor, función de retardo, función o exclusiva,

función de temporizador, memoria unitaria, función bitwise y

otras.

Las unidades de control deberán tener capacidad para manejar

los siguientes enfoques de control:

a) Adquisición de datos

b) Control regulatorio

c) Control lógico/secuencial

XX. Unidades de almacenamiento masivo.

El Sistema Digital de Monitoreo y Control deberá contener

dispositivos de almacenamiento masivo requeridos para permitir

el arranque, operación y almacenamiento de Información de

todo el sistema, por los periodos especificados.

El número, tipo y capacidad de los dispositivos de

Almacenamiento Masivo, debe cubrir la operación de todos los


114

dispositivos inteligentes, así como todas las funciones del

sistema especificadas en el Software.

Los dispositivos para Almacenamiento Masivo deberán ser de

los tipos indicados a continuación:

a) Memoria permanente :

Memoria de estado sólido (RAM, ROM, EEPROM

<FIRMWARE>, etc.) que todos los dispositivos

inteligentes del sistema deberán tener y deberán

ser suficientes para permitir que éstos operen

apropiadamente, así como para permitir al SDMC

ejecutar funciones matemáticas sencillas

(Funciones de Adquisición de Bajo Nivel, por

ejemplo)

b) Discos Flexibles :

Dispositivos de almacenamiento masivo a

considerados para requerimientos principalmente

de carga del sistema operativo, la configuración

del SDMC y transferencia de archivos. El

contratista deberá suministrar todos los

accesorios, cables y programas requeridos para la

instalación, interconexión y operación de los

manejadores de discos flexibles.

c) Discos Duros :

Dispositivos de almacenamiento masivo de

información del SDMC, que deberá incluir discos

duros duales de 20 Gb mínimo, en la modalidad

de espejo.


115

Estos dispositivos deberán cubrir la configuración del

SDMC, el almacenamiento de la historia continua del

Proceso, el almacenamiento de eventos diarios del proceso,

archivo general, elaboración de reportes, elaboración de

sumarios, etc.

Se deberá cumplir con el almacenamiento de la historia

continua (promedio por minuto) de todas las variables

analógicas del proceso por 72 horas como mínimo.

También debe cumplir con el almacenamiento de las 2000

alarmas mas recientes M proceso y M sistema, y el

almacenamiento de las 2000 acciones mas recientes de los

operarios del sistema de control (cambio en los parámetros

de control y en la operación de los dispositivos). Otro

aspecto a cumplir es el almacenamiento de los archivos

fuente y objeto de desplegados gráficos, así como la

configuración de grupos de circuitos, históricos y

tendencias.

XXI. Gabinetes.

Los gabinetes serán usados para instalar los siguientes

dispositivos:

a) Interfases de Proceso

b) Unidades de Control

c) Fuentes de Poder

d) Interfases Máquina-máquina

e) Subsistemas de comunicaciones locales


116

Los gabinetes serán de fácil acceso a las tarjetas, cableado

y fuentes de poder por medio de puertas de acceso. Estos

gabinetes serán montaje en piso, auto soportado de lámina,

NEMA 12 para interiores de acuerdo a ISA S71.04, con

terminales de tierra apropiadas para permitir la

interconexión de pantallas con el sistema general de tierras.

El cableado de campo deberá introducirse a los armarios

por la parte inferior y en ductos separados de PVC

ranurados (PANDUIV). Los ductos deberán diferenciarse

para señales analógicas y para señales discretas.

XXII. Seguridad del sistema.

El sistema Digital de Monitoreo y Control deberá tener los

medios para detectar cualquier condición anormal del

mismo, ya sea en el proceso o en el SDMC. Las

condiciones anormales pueden ser señales fuera de rango,

circuitos abiertos, fallas de instrumentación de campo,

alarmas de diagnóstico del mismo sistema, etc.

Toda condición anormal detectada por el SDCM deberá dar

lugar a una alarma. Las alarmas deberán ser visuales (en

los monitores y por medio de luces en las tarjetas) y

audibles en las consolas. El número de pasos para

reestablecer cualquier alarma deberá ser sólo uno. Todas

las alarmas presentes en el sistema serán almacenadas

para su posterior despliegue y análisis.


117

XXIII. Programas, lenguajes y procedimientos (Software).

El sistema Digital de Monitoreo y Control deberá tener en

un CD, todo el software utilizado para la configuración de la

batería Costero, incluyendo licencias de software y llaves

de hardware.

El sistema operativo será Windows NT 4.0 en tiempo real

multiprogramación y funciones de supervisión del proceso.

El término Software, incluye todos los Programas,

Lenguajes y Procedimientos necesarios para que los

equipos que integran el SDMC sean puestos en operación,

se configuren, operen, reciban mantenimiento y reparen. El

software estará integrado por Programas de Librería

(Software Standard) y Programas Especiales.

XXIV. Pruebas del Sistema

El SDMC deberá ser probado totalmente en fábrica (FAT) y

en el lugar en el cual será instalado (SAT).

Las pruebas de aceptación serán bajo los siguientes

términos:

a) Con los sistemas totalmente interconectados

b) Todas las tarjetas y dispositivos del sistema

deberán ser probadas por separado


118

c) Cada entrada, cada salida y cada circuito de

control Regulatorio y Lógico deberán ser probadas

funcionalmente.

d) Todos los módulos de Programación deberán ser

totalmente probados.

e) Con los UPS del proyecto integradas.

C A P Í T U L O 7 A N Á L I S I S E C O N Ó M I C O

119

7. ANÁLISIS ECONÓMICO.

Con el fin de evaluar la rentabilidad económica de la explotación del campo

Costero se tomó en cuenta el gráfico mostrado en la figura 5.13, en la cual se

definen 3500 psia como presión estática mínima para que el pozo fluya en forma

natural a superficie, y analizando el gráfico 5.24 donde se pronostica que se

alcanza la presión de fondo estática mínima en un periodo de 21 años de

explotación, con lo cual se obtiene una mayor recuperación de hidrocarburos

derivada de 6 años adicionales de explotación que pueden observarse en los

gráficos mostrados en las figuras No. 5.25 y 5.26.

Como premisas para desarrollar el análisis económico, se tomaron las

siguientes:

1. Precio de aceite = 16.43 Dl./barril

2. Precio de gas amargo = 2.36 Dl./mpc

3. Precio de condensados amargos = 10.85 Dl./barril

4. Costo de operación y mantenimiento aceite = 0.06 $/barril

5. Costo de operación y mantenimiento gas = 0.06 $/mmpc

6. Tipo de cambio = 9.10 $/ dólar

En la Tabla No. 7.1, se establecen los estimados de costos y su

programación de ejercicio en un horizonte de cinco años, 2002 a 2006, estos

estimados de costos fueron generados en función de cotizaciones de fabricantes a

números gruesos, y no son definitivos hasta no contar con la ingeniería de detalle,

pero proporcionan un buen parámetro para estimar la rentabilidad económica del

proyecto.


120

Tabla No. 7.1 Programa de inversión en proyecto Costero

* Con turbo expansión en Batería Costero, ** Con Refrigeración, *** Con válvula de expansión

Ejercicio anual MM$ Obra

2002 2003 2004 2005 2006

Total

por obra

Elaboración de ingeniería básica 1.80 1.50 3.30

Trazo topográfico 0.60 0.60

Afectaciones y derechos de paso y vía 1.00 2.00 2.00 4.00 9.00

Construcción macropera en Costero 12 8.00 8.00

Construcción de macropera en Costero 51 4.00 4.00 8.00

Construcción de 6 LDD de 4”? X 2.00 Km.

6.00 8.00 5.00 19.00

Construcción de oleogasoducto de 12” ? x 33.5 Km. de Batería Costero a Cabezal Tizón

80.00 70.00 150.00

60.00 100.00 225.73 385.73*

60.00 100.00 216.06 376.06**

Construcción de Batería Costero

60.00 100.00 181.06 341.06***

Construcción de gasoducto de 16” ? X 42.5 Km. de Batería Costero a Batería Luna

150.00 70.00 220.00

Perforación de 6 pozos terrestres 100.00 200.00 200.00 500.00

Reparación mayor del pozo Costero 1 20.00 20.00

15.40 213.50 340.00 459.00 295.73 1323.63*

15.40 213.50 340.00 459.00 286.06 1313.96**

Total Anual

15.40 213.50 340.00 459.00 251.06 1278.96***


121

Como parte primordial de la definición de estos costos en la Tabla 7.2 se

establece un costo del equipo de aproximadamente $245’560,000.00 (doscientos

cuarenta y cinco millones quinientos sesenta mil pesos m.n.), desglosado de

acuerdo a dicha tabla.

Tabla 7.2 Costos de equipo mayor para batería Costero operando con

válvula de expansión

Equipo Costo

Válvulas de expansión $15’000,000.00

Separadores $25’000,000.00

Equipos de medición $10’640,000.00

Rectificadores $14’000,000.00

Planta de tratamiento de agua residual $7’000,000.00

Planta deshidratadora de gas $23’000,000.00

Intercambiadores de calor $7’000,000.00

Recuperadoras de vapores $10’000,000.00

Compresores $133’920,000.00

Total $245’560,000.00


122

Mientras en la Tabla 7.3 se puede observar un estimado de costo total de

$280’560,000.00 (doscientos ochenta millones quinientos sesenta mil pesos M.N.),

con costos desglosados de acuerdo a dicha tabla.


Refrigeración mecánica

Equipo Costo

Planta de punto de rocío $50’000,000.00








Compresores $133’920,000.00

Total $280’560,000.00


123

Y por último en la tabla 7.4, en forma similar a las anteriores tablas puede

observarse el estimado de costos de la citada alternativa por un monto de

$290’230,000.00 (Doscientos noventa millones doscientos treinta mil pesos M.N.).


Turboexpansión

Equipo Costo

Equipo Turboexpansor $193’590,000.00








Total $290’230,000.00

Con base en las tablas anteriores, y con estimados de costos de trabajos

similares se integra la tabla 7.5; en la cual se aprecia en forma condensada los

costos de las diferentes etapas de obra necesarias para la construcción de la

batería en cuestión.


124

Tabla 7.5 Comparación de costos de Batería Costero

Costos por alternativa, MM$

Etapa Turboexpansión Refrigeración Válvula de

expansión

Ingeniería de detalle 10 10 10

Adquisición de equipo mayor 290.23 280.56 245.56

Obra civil 15.00 15.00 15.00

Obra mecánica 20.00 20.00 20.00

Obra eléctrica 18.00 18.00 18.00

Obra de instrumentos y

automatización

25.00 25.00 25.00

Pruebas de equipo mayor 2.00 2.00 2.00

Sincronización de instrumentos y

automatización

2.00 2.00 2.00

Arranque de planta 1.50 1.50 1.50

Pruebas y entrega de planta

integrada

2.00 2.00 2.00

385.73 376.06 341.06

Una vez integrados los estimados de los costos de inversión y los pronósticos

de producción se procedió a realizar un análisis de rentabilidad y de sensibilidad

para en función de los indicadores económicos resultado de éstos, definir la

alternativa de mayor viabilidad económica.


125

En la Tabla 7.6, se observan los resultados de dicho análisis, el cual se

realizo en el SOFTWARE MERAK, que es institucional para evaluación de

proyectos en PEMEX Exploración y Producción.

Tabla 7.6 Análisis de rentabilidad después de pago de derechos y obligaciones.

Alternativa Indicador

Válvula de

expansión

Refrigeración Turboexpansión

Costo de producción 6.23 Dls/bpce

1.25 Dls/mpc

6.32 Dls/bpce

1.26 Dls/mpc

6.06 Dls/bpce

1.21 Dls/mpc

Valor a presente neto (VPN) 2016.57 1994.84 2232.40

Valor presente de inversión

(VPI)

919.69 941.43 947.43

VPN/VPI 2.193 2.119 2.356

Taza interna de retorno (TIR) 53.0% 52.3% 52.1%

Periodo de recuperación (PR) 7 años 7 años 6 años

Relación de beneficio a costo

(RBC)

2.3 2.3 2.4

Sensibilidad

Inversión 219.27% 211.90% 235.63%

Volumen 68.68% 67.94% 70.20%

Precio 57.30% 56.68% 58.62%


126

Al analizar los resultados se puede observar una ganancia marginal para la

alternativa de turboexpansión en lo que se refiere a los indicadores de costo de

producción y relación de beneficio a costo (RBC), aunque los indicadores de

VPN/VPI, Valor presente neto (VPN) y Periodo de recuperación presentan

ventajas más que marginales para la alternativa de explotación con

turboexpansores en la Batería Costero.

El análisis de sensibilidad indica que el proyecto es económicamente viable

hasta incrementos de inversión superiores en todos los casos al 200%, cambios

en volumen de hidrocarburos producidos cercano al 70% y variación en el precio

de venta de estos hidrocarburos del 56 al 58%, demostrándose mayores

bondades de sensibilidad en la alternativa de explotación con turboexpansión.

De lo anterior se puede establecer que la alternativa de explotación del

campo Costero mediante la implementación de turboexpansión en 130 Kg/cm2

man representa la opción mas rentable al tener un menor riesgo económico, con

un periodo de recuperación menor y relación beneficio a costo mayor.

C A P Í T U L O 8 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

127

8. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

Con base en los estudios del yacimiento que establecen que el número de pozos

óptimo para explotar el campo Costero es de siete, los cuales seis se localizarán

en la zona costera del estado de Tabasco, en el presente trabajo de tesis se

cumplen los objetivos planteados, ya que después de analizar las diferentes

alternativas de explotación del campo Costero, se propone la el empleo de

turboexpansión en alta presión, de 130 Kg/cm2 man a 63 Kg/cm2 man en la

Batería Costero, debido a:

1) Al administrar la energía del yacimiento se alarga el periodo de

explotación natural de 15 años con alternativas tradicionalmente

empleadas en PEMEX a 21 años con el esquema de producción

propuesto en el presente trabajo, con lo cual se obtienen seis años

de producción adicional con los subsecuentes ingresos por venta de

estos hidrocarburos. Por lo tanto con objeto de administrar el

Yacimiento se propone para la explotación del campo Costero, el

esquema de producción que emplea turboexpansión en alta presión.

2) Al emplear turboexpansión en alta presión se favorece la separación

de la mezcla trifásica gas-aceite-agua, tal como se observa en el

resultado de la simulación de las tres alternativas empleadas en el

presente trabajo. En el esquema de producción comúnmente

empleado en PEMEX, expansión por válvulas, la fracción de vapor

de la corriente de gas es menor a uno, es decir dicho gas

transportará líquidos, los cuales pudieran condensarse en el

transporte a batería Luna. Sumado a lo anterior, considerando que

en las instalaciones a donde se integrará la corriente gaseosa

contará con sistemas de deshidratación de gas que permitan que

este fluido cuente con especificaciones de comercialización,


128

principalmente agua en cantidad menor de 7 Lb de agua/MMPC de

gas, se hace necesario el deshidratar el gas procesado en la Batería

Costero hasta cumplir con la especificación de comercialización

mencionada anteriormente, dicho proceso de deshidratación se ve

favorecido con el empleo de el esquema de producción propuesto en

el presente trabajo al contar el gas con una proporción menor de

licuables del gas natural (LNG) y una temperatura adecuada para el

proceso de deshidratación con agentes absorbentes.

3) De acuerdo a lo establecido en el punto anterior en la alternativa de

procesamiento en Batería Costero propuesta en el presente trabajo

se tendría una cantidad mínima de líquidos en el seno del gas, por lo

que durante su transporte por gasoducto a Batería Luna la

depositación de los líquidos en la tubería de línea regular será

prácticamente inexistente, con lo que se conservará prácticamente

constante el área de flujo en el mismo, por lo tanto, se reducirán

considerablemente las limpiezas del ducto mediante diablos, sumado

a lo anterior el hecho de reducir a un mínimo los líquidos en el gas,

disminuirá la severidad de la corrosión del ducto. Con lo anterior se

tendrá una considerable reducción en los costos de operación y

mantenimiento del gasoducto, con lo que se cumple con lo planteado

en el tercer objetivo particular del presente trabajo.

4) Con base en los resultados de la simulación de las alternativas de

procesamiento de hidrocarburos en la Batería Costero, se puede

determinar que la metodología de procesamiento de hidrocarburos

propuesta en esta tesis incrementa de 256.44 a 394.95 bpd la

producción de condensados, con lo cual se tendrían ingresos

adicionales por concepto de comercialización de este excedente, con

lo anterior se cumple con el cuarto objetivo particular de este trabajo.


129

5) Como resumen de los cuatro puntos anteriores se establece que

técnicamente la opción que presenta mayores ventajas es la de

procesamiento de los hidrocarburos mediante turboexpansión en alta

presión, en forma adicional con base en el análisis económico

presentado en el capítulo anterior es fácil observar que esta misma

opción de procesamiento presenta mejores indicadores económicos

al contar con mayor relación Beneficio a costo, mayor valor presente

neto y menor periodo de retorno comparada con las otras alternativas

analizadas, además de representar menor riesgo económico en

función del análisis de sensibilidad.

Con base en las conclusiones precedentes para la explotación racional y

eficiente del campo Costero, se recomienda la construcción del esquema de

procesamiento de hidrocarburos en Batería Costero en el cual emplea

turboexpansión en alta presión, de acuerdo a la infraestructura de producción

establecida en el capitulo 6 de esta tesis.

Una observación adicional es que como política de PEMEX Exploración y

Producción al momento de realizar el estudio de factibilidad técnica y económica

del citado proyecto no se consideró la infraestructura ni el aporte de hidrocarburos

de prospectos exploratorios, en la zona aledaña al campo Costero, los cuales

podrían representar un incremento de los indicadores económicos de el campo

Costero, al incrementar la vida útil de la infraestructura por construir.

C A P Í T U L O 9 G L O S A R I O T É C N I C O

130

9. GLOSARIO TÉCNICO

Aceite estabilizado.- Aceite que ha sido sometido a un proceso de

separación con el objeto de ajustar su presión de vapor y reducir su vaporización

al quedar expuesto, posteriormente, a las condiciones atmosféricas.

Aceite residual.- Es el líquido que permanece en la celda PVT al terminar

un proceso de separación en el laboratorio. Generalmente, el aceite residual se

determina a 60°F y 14.7 libras por pulgada cuadrada absolutas.

Aparejo de producción.- Es el conjunto de tuberías y accesorios que se

colocan dentro de un pozo con objeto de transportar los hidrocarburos desde el

yacimiento hasta la superficie.

Árbol de válvulas.- Es el conjunto de válvulas que se coloca en un pozo a

nivel de superficie con objeto de controlar las presiones dentro del mismo, así

como el movimiento de fluidos en el aparejo de producción y/o en el espacio

anular.

Bpd.- unidad de flujo volumétrico de líquido normalmente utilizado en la

industria petrolera y que indica barriles por día ( 1 bpd = 159 litros/día ).

Condensado.- Es el conjunto de hidrocarburos en fase líquida que se

obtienen a partir de un gas a ciertas condiciones de presión y temperatura.

Encogimiento.- Es la disminución de volumen que experimenta una fase

líquida por efecto de la liberación del gas disuelto y por su contracción térmica.


131

Espacio anular.- Es el espacio que queda entre al aparejo de producción y la

tubería de revestimiento o casing, dentro de un pozo.

Estrangulador.- Los estranguladores son dispositivos mecánicos que se

utilizan en los pozos para provocar una restricción al flujo, con objeto de controlar

el aporte de agua y arena proveniente de los yacimientos. Generalmente los

estranguladores se colocan en la superficie en el árbol de válvulas o en el cabezal

recolector a la llegada de cada pozo, pero también se pueden colocar dentro del

pozo en la boca del aparejo de producción.

Factor de volumen del gas.- Se define como el volumen de una masa de

gas medido a presión y temperatura del yacimiento, dividido por el volumen de la

misma masa de gas medido a condiciones estándar.

Fase.- Es la parte de un sistema que difiere, en sus propiedades intensivas,

de la otra parte del sistema. Los sistemas de hidrocarburos generalmente se

presentan en dos fases: gaseosa y líquida.

Gas disuelto.- Es el conjunto de hidrocarburos que a condiciones

atmosféricas constituyen un gas, pero que forman parte de la fase líquida a

condiciones de yacimiento o de flujo.

Línea de descarga.- Es la tubería que permite transportar los hidrocarburos

producidos desde la cabeza del pozo hasta las instalaciones de producción.

Mmpcd.- Unidad de flujo volumétrico normalmente utilizada en la industria

petrolera para el gas y que indica millones de pies cúbicos por día de gas a

condiciones estándar de 1 atm y 60°F.


132

Presión de fondo estática.- Es la presión de un yacimiento a condiciones

estáticas, es decir, cuando no existe movimiento de fluidos dentro del mismo y

todas las fases se encuentran en equilibrio. Esta presión se mide en el fondo de

un pozo a nivel de la zona de disparos, cuando éste se ha permanecido cerrado

durante el tiempo suficiente hasta estabilizarse.

PR.- Periodo de recuperación

Presión de fondo fluyente.- Es la presión que se mide en el fondo de un

pozo a nivel de la zona de disparos, a condiciones de flujo gobernadas por un

estrangulador.

Presión de vapor.- Es la presión que ejerce el vapor de una sustancia

cuando ésta y el vapor están en equilibrio. El equilibrio se establece cuando el

ritmo de evaporación de una sustancia es igual al ritmo de condensación de su

vapor.

RBC.- Relación beneficio-costo

Relación gas – aceite.- Son los pies cúbicos de gas producidos por cada

barril de aceite producido, medidos ambos volúmenes a condiciones estándar. Las

condiciones de separación como presión, temperatura y número de etapas afectan

el valor de dicha relación.

TIR.- Tasa interna de retorno


133

Tubería de revestimiento ( Casing ).- Es el conjunto de tuberías de acero

que se colocan dentro de un pozo de frente a las formaciones rocosas que han

sido perforadas, con objeto de evitar derrumbes de las mismas y/o para aislar

zonas con presiones anormales, es decir, diferentes a las del gradiente normal de

presión esperado.

Pistolas.- Es la herramienta formada por cargas explosivas y proyectiles

metálicos que se introduce en un pozo, con objeto de detonarla frente a la

formación de interés ( zona de disparos ) para provocar que los proyectiles

perforen la tubería de revestimiento y penetren lo suficiente en la roca, y de esta

manera generar canales de comunicación entre el yacimiento y el pozo para la

producción de hidrocarburos.

VPI.- Valor presente de inversión.

VPN.- Valor presente neto

Yacimiento.- Es aquella formación rocosa que contiene hidrocarburos

dentro de su volumen poroso, limitada por una roca sello que impide la migración

de los fluidos. Generalmente, los yacimientos están asociados a un acuífero activo

que ejerce una presión.

B I B L I O G R A F Í A

134

1. Arnold, Ken and Stewart, Maurice ( 1998 ), Surface Production

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