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Dirección General de Pemex Exploración y Producción.

SUBDIRECCIÓN DE MANTENIMIENTO Y LOGÍSTICA

SUBCOMITE TÉCNICO DE NORMALIZACIÓN

ESPECIFICACIONES TÉCNICAS PARA PROYECTO DE OBRAS

IDENTIFICACIÓN Y SEGMENTACIÓN DE SISTEMAS DE PROCESO Y SERVICIOS AUXILIARES DE LAS

INSTALACIONES DE PEP

(IDENTIFICATION AND SEGMENTED OF PROCESS SYSTEMS AND AUXILIARY SERVICES OF PEP FACILITIES)

Primera Edición diciembre 2014

P.1.1110.00:2014

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AREA DE NORMATIVIDAD TECNICA

IDENTIFICACIÓN Y SEGMENTACIÓN DE SISTEMAS DE PROCESO Y

SERVICIOS AUXILIARES DE LAS INSTALACIONES DE PEP

Primera Edición P.1.1110.00:2014




P R E F A C I O Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios, en cumplimiento de la Ley Federal sobre Metrología y Normalización, y acorde con la facultad que le confieren la Ley de Adquisiciones, Arrendamientos y Servicios del Sector Público y la Ley de Obras Públicas y Servicios Relacionados con las Mismas, para que emita sus Normas de Referencia y Especificaciones Técnicas, emite la presente Especificación Técnica con el fin de que se utilice en la contratación de los servicios de identificación y segmentación de sistemas de proceso y servicios auxiliares de las instalaciones de PEP. En la elaboración de esta especificación participaron:

Subdirección de Auditoría de Seguridad Industrial y Protección Ambiental Subdirección de Desarrollo de Campos Subdirección de Distribución y Comercialización Subdirección de Gestión de Recursos Técnicos Subdirección de la Unidad de Negocio de Perforación Subdirección de Mantenimiento y Logística Subdirección de Producción Región Marina Noreste Subdirección de Producción Región Marina Suroeste Subdirección de Producción Región Norte Subdirección de Producción Región Sur Subdirección de Servicios a Proyectos Subdirección de Administración y Finanzas Subdirección de Desarrollo de Negocios Subdirección de Planeación y Evaluación Instituto Mexicano del Petróleo

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Í N D I C E D E C O N T E N I D O Página

0. Introducción .............................................................................................................................. 3 1. Objetivo .................................................................................................................................... 3 2. Alcance..................................................................................................................................... 3 3. Campo de aplicación ................................................................................................................ 4 4. Actualización ............................................................................................................................ 4 5. Referencias .............................................................................................................................. 4 6. Definiciones .............................................................................................................................. 4 7. Símbolos y Abreviaturas .......................................................................................................... 5 8. Desarrollo ................................................................................................................................. 6 8.1 Desarrollo de actividades ......................................................................................................... 6 9. Concordancia con normas internacionales .................................................................... 17 10. Bibliografía ............................................................................................................................... 17 11. Anexos ..................................................................................................................................... 18

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0. Introducción PEMEX Exploración y Producción, requiere administrar la integridad mecánica del equipo estático en sus instalaciones, por esta razón surge la necesidad de identificar y segmentar los sistemas de proceso y servicios auxiliares, para facilitar la clasificación, administración y control de dicha información. Esta Especificación Técnica se establece conforme al marco técnico normativo regulatorio emitido por la Ley Federal Sobre Metrología y Normalización y su Reglamento. Se revisó la normatividad interna de PEMEX y Organismos Subsidiarios, las Normas Oficiales Mexicanas y las Normas Mexicanas y no habiendo ninguna normatividad equivalente se emite la presente especificación. Para lograr una operación más confiable de los equipos e instalaciones mediante la prevención de fallas, PEP está implantando y aplicando metodologías de la Ingeniería de riesgo y confiabilidad, así como los requisitos del elemento 13 “Integridad Mecánica” del Subsistema de Administración de la Seguridad de los Procesos (SASP) a los equipos estáticos, por lo cual se determinó que es fundamental obtener un censo de los sistemas de tuberías, tanques y recipientes a presión con criterios estandarizados y homologados que permita mejorar la administración de la integridad mecánica. Con el objeto de unificar criterios que deben aplicar los prestadores de servicio para identificar sistemas de proceso y de servicios auxiliares, se emite este documento a través del Subcomité Técnico de Normalización, a fin de obtener los siguientes beneficios al equipo estático: • Censo único homologado. • Registrar los sistemas segmentados homologados con los principios de ingeniería del proceso en los

sistemas institucionales (SAP y SADI-RIM). • Facilitar la administración de las actividades de mantenimiento predictivo, preventivo y correctivo en los

procesos de planeación, programación, ejecución y evaluación. • Homologar criterios en la determinación de alcances con los prestadores de servicio. • Mejorar el control de las actividades y registros por parte de clientes, prestadores de servicio, encargados

de las instalaciones, áreas de planeación, programación, presupuesto, procura de recursos, supervisión y evaluación.

1. Objetivo Establecer los requisitos técnicos y documentales que deben cumplir el proveedor o contratista para identificar y segmentar en unidades de control los sistemas de proceso y servicios auxiliares de las instalaciones de PEP. 2. Alcance Esta Especificación Técnica establece los requisitos mínimos de carácter técnico y normativo que se deben cumplir para identificar los sistemas de proceso y de servicios auxiliares y segmentar en Unidades de Control (UDC) las instalaciones de PEP (producción, habitacionales y de telecomunicaciones), verificando y correlacionando la información en campo, hasta su registro en el Sistema de Administración de Integridad Mecánica- Reportes de Integridad Mecánica (SADI-RIM).

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3. Campo de aplicación Esta Especificación Técnica es de aplicación general y observancia obligatoria para los prestadores de servicios que efectúen la segmentación del equipo estático de los sistemas de proceso y servicios auxiliares en las instalaciones marinas y terrestres de PEMEX Exploración y Producción. Por lo que debe ser incluida en los procedimientos de contratación: licitación pública, invitación a cuando menos tres personas o adjudicación directa, como parte de los requisitos que debe cumplir el proveedor, contratista o licitante. 4. Actualización A las personas e instituciones que hagan uso de este documento normativo técnico, se solicita notifiquen por escrito las sugerencias y observaciones para la revisión y actualización de esta Especificación Técnica que estimen pertinentes, dirigiéndose al Secretario Técnico del STN-PEP quien debe programar y realizar la actualización de acuerdo con la procedencia de las mismas y en su caso realizar el registro dentro el PINPMOS y a su vez comunicar a la Secretaría de Economía, enviándose a: Pemex-Exploración y Producción Subdirección de Auditoría de Seguridad Industrial y Protección Ambiental Gerencia de Auditoría y Normatividad de Seguridad Industrial y Protección Ambiental, SASIPA Subcomité Técnico de Normalización de Pemex-Exploración y Producción Av. Adolfo Ruiz Cortines 1202 Col. Oropeza, Villahermosa, Tab. Edificio Pirámide 10° piso Correo electrónico: [email protected] 5. Referencias 5.1 NOM-008-SCFI-2002. Sistema general de unidades de medida. 5.2 ISO 14224:2006. Petroleum, petrochemical and natural gas industries - Collection and exchange of reliability and maintenance data for equipment. (Industrias del petróleo, petroquímica y gas natural – Recolección e intercambio de información de confiabilidad y mantenimiento para equipo). 5.3 NRF-227-PEMEX-2009. Evaluación de la integridad mecánica de tuberías de proceso y recipientes a presión en instalaciones marinas. 5.4 NRF-274-PEMEX-2012. Evaluación de la integridad mecánica de tuberías y equipos estáticos 6. Definiciones 6.1 Componente de tubería. Elemento mecánico que se une mediante soldadura u otro tipo de unión a un circuito de tubería (válvula, te, sección de tubería, codo, reducción, brida y otros). 6.2 Circuito de tubería. Conjunto de componentes de tubería que transportan el mismo fluido y operan en las mismas condiciones de proceso.

mailto:[email protected]

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6.3 Diagrama de Tuberías e Instrumentación. Representación gráfica de equipos, tuberías y accesorios que conforman una instalación. 6.4 Equipo estático. Es el equipo utilizado para el procesamiento de hidrocarburos en instalaciones marinas y terrestres, el cual incluye tuberías de proceso, de servicios auxiliares, tanques de almacenamiento y recipientes sujetos a presión, entre otros. 6.5 Instalaciones. Conjunto de estructuras, equipos de proceso y servicios auxiliares, entre otros, dispuestos para un proceso productivo específico, considera instalaciones costa fuera y terrestres, por ejemplo: separación de crudo, bombeo, compresión de gas, almacenamiento, endulzamiento de gas, estación de medición, recolección, central de almacenamiento y bombeo, inyección de gas, inyección de agua, deshidratación, distribución de gas, distribución de aceite y almacenamiento estratégico. 6.6 Integridad Mecánica. Conjunto de actividades interrelacionadas enfocadas para asegurar la confiabilidad de los equipos críticos, para que sea mantenida durante todo el ciclo de vida. Cubre desde la fase de diseño, fabricación, instalación, construcción, operación, mantenimiento y desmantelamiento, para garantizar que el equipo cumpla con las condiciones de funcionamiento requeridas, con el propósito de proteger a los trabajadores e instalaciones del centro de trabajo. 6.7 Isométrico de Tubería. Representación ortogonal del diseño de una tubería, donde se traza su trayectoria, componentes, dimensiones, localización, características y requerimientos constructivos de la misma. 6.8 Recipientes sujetos a presión. Contenedor metálico, diseñado y construido para resistir una determinada presión interna mayor a la atmosférica. 6.9 Segmentación. Acción de identificar y clasificar en Unidades de Control (UDC) el equipo estático de una instalación, tomando en cuenta la secuencia del proceso de acuerdo a los arreglos de tuberías, la dirección del flujo, sus condiciones de operación y tipos de fluido. 6. 10 Sistema de servicio auxiliar. Es aquel sistema que provee los servicios básicos y de seguridad, para apoyar el desarrollo de un proceso. 6.11 Sistema de proceso. Es el conjunto de circuitos de tuberías, recipientes y tanques, que se clasifican de acuerdo al tipo de servicio proporcionado. 6.12 Tanque de almacenamiento. Recipiente metálico diseñado para almacenar o procesar fluidos, generalmente a condiciones atmosféricas o presiones internas relativamente bajas. Pueden ser abiertos a la atmósfera, cerrados o cúpula flotante. 6.13 Unidad de Control (UDC). Es la unidad de estudio definida ya sea para un circuito de tubería delimitado entre fronteras por válvulas y/o equipos, un recipiente sujeto a presión, un tanque de almacenamiento o cualquier equipo estático auxiliar, algunos ejemplos se muestran con su nomenclatura en el apartado 8.2.3 7. Símbolos y abreviaturas DTI Diagrama de tubería e instrumentación.

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DFP Diagrama de flujo de proceso PEP Pemex Exploración y Producción. SADI-RIM Sistema de Administración de Integridad Mecánica- Reportes de Integridad Mecánica. SAP Sistemas, aplicaciones y productos en procesamiento de datos. UDC Unidad de control. Para las abreviaturas de las unidades y medidas, se debe cumplir con la NOM-008-SCFI-2002. 8. Desarrollo 8.1 Desarrollo de actividades Para obtener información de los sistemas de tuberías como lo establece la ISO 14224:2006, se debe contar con una base integral para la recolección de datos de confiabilidad y mantenimiento, por lo que las condiciones de operación como temperatura y presión, se deben definir en los sistemas de proceso y servicios auxiliares para la obtención del censo en Unidades de Control, con esta segmentación se debe contar con estadísticas para cuantificar la confiabilidad del equipo estático para su comparación con la de otros equipos con características similares en otras instalaciones de PEP, efectuando posteriormente su evaluación de la integridad mecánica (ver NRF-227-PEMEX-2009 y NRF-274-PEMEX-2012), y se debe llevar a cabo conforme a los puntos siguientes (Ver anexo 11.8): 8.1.1 Recopilar información de la instalación Para realizar la segmentación de la instalación, se debe tener como mínimo, la siguiente información: • DTI y/o isométricos actualizados. Se debe realizar el levantamiento en campo de los DTI y/o Isométricos no actualizados o elaborar los no existentes. La máxima autoridad de operación de la Instalación debe proporcionar a la máxima autoridad de mantenimiento de la instalación los siguientes documentos y datos del proceso productivo de la instalación: • Condiciones de operación (presión, temperatura, entre otros). • Diagramas de Flujo del Proceso (DFP). • Filosofía de operación o descripción del proceso o contexto operacional y ventanas operativas. 8.1.2 Identificar los sistemas de proceso y de servicios auxiliares de la instalación (Líneas de Proceso o Líneas de servicio en SAP) Formar un grupo de trabajo para identificar y agrupar los sistemas en DTI y/o isométricos (Ver figura 53 del anexo 11.9), de acuerdo al fluido que transportan y a la descripción de cada proceso con la información disponible indicada en 8.1.1, a continuación se relacionan los sistemas identificados en PEP y sus alcances (Ver anexo 11.1):

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1. Sistema de Aceite de Acondicionamiento Hidráulico (AH). Comprende los circuitos de tubería y recipientes metálicos para el sistema hidráulico de grúas y centrales hidráulicas. (Ver figura 6 del anexo 11.9).

2. Sistema de Aceite de Sello (AS). Comprende los circuitos de tubería metálica que conducen el aceite a

presión que en los ejes rotativos de un equipo dinámico evita que el gas escape de la envoltura cilíndrica, considera el paquete de almacenamiento y distribución de aceite de sello. (Ver figura 7 del anexo 11.9).

3. Sistema de Aceite Lubricante (AL). Comprende los circuitos de tubería y recipientes metálicos que

conducen y almacenan el aceite para lubricar el equipo dinámico. (Ver figura 8 del anexo 11.9). 4. Sistema de Aceite Residual (AR). Comprende los circuitos de tubería y recipientes metálicos que

conducen y almacenan el aceite de desecho. (Ver figura 9 del anexo 11.9). 5. Sistema de Aceite Separado (AP). Comprende los circuitos de tubería metálica que conducen el aceite

crudo producto de la última etapa de separación y el equipo estático de proceso hacia almacenamiento y/o a cabezales de succión de bombas de envío a un punto de venta sin pasar a otro proceso de separación (Ver figura 10 del anexo 11.9).

6. Sistema de Aceite Separado (Descarga de Bombas) (CE). Comprende los circuitos de tubería metálica

que conducen el aceite crudo separado de la descarga de bombas a punto de venta, considera las líneas de descarga de bombas y cabezales generales de descarga. (Ver figura 11 del anexo 11.9).

7. Sistema de Aguas Amargas Aceitosas (AA). Comprende los circuitos de tubería metálica que

descargan el agua que deriva de los tanques de drenaje abierto, cerrado o cárcamos hacia un sistema de tratamiento (separador de placas corrugadas, tanque de estrangulamiento gas/aire). (Ver figura 12 del anexo 11.9).

8. Sistema de Agua Congénita (ACO). Comprende los circuitos de tubería metálica y no metálica que

conducen el agua residual (salmuera) proveniente del proceso de separación de crudo o gas, considera las celdas de flotación (separadores), filtros, tanques de almacenamiento y bombas reforzadoras hacia una planta de tratamiento y/o, pozo letrina. (Ver figura 13 del anexo 11.9).

9. Sistema de Agua Contra incendio (CI). Comprende los circuitos de tubería metálica y no metálica que

formando anillos o cabezales, sirven exclusivamente para distribuir y conducir el agua contra incendio desde la toma de agua (tanque de almacenamiento o fuente natural) hacia accesorios (monitores, hidrantes, aspersores y rociadores). (Ver figura 14 del anexo 11.9).

10. Sistema de Agua Cruda (ACR). Comprende los circuitos de tubería metálica y no metálica y tanques de

almacenamiento que manejan agua dulce o salada proveniente de una fuente natural o artificial sin proceso de tratamiento químico, esta puede utilizarse para servicios y no incluye el sistema de agua contra incendio. (Ver figura 15 del anexo 11.9).

11. Sistema de Agua de Enfriamiento (AE). Comprende los circuitos de tubería metálica y recipientes que

conducen y almacenan el agua para el enfriamiento de equipos. (Ver figura 16 del anexo 11.9). 12. Sistema de Agua de Inyección a Yacimientos (AIY). Comprende los circuitos de tubería metálica que

conducen el agua desde la descarga de un equipo de bombeo hacia la inyección a pozos. (Ver figura 17 del anexo 11.9).

13. Sistema de Agua Desmineralizada (AD). Comprende los circuitos de tubería y recipientes metálicos y

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no metálicos que manejan agua desmineralizada desde la salida de la planta desmineralizadora hasta el paquete de amina. (Ver figura 18 del anexo 11.9).

14. Sistema de Agua Potable de Servicios (APS). Comprende los circuitos de tubería y recipientes

metálicos o no metálicos que conducen y almacenan el agua potable para servicios. (Ver figura 19 del anexo 11.9).

15. Sistema de Agua Tratada (AT). Comprende los circuitos de tubería metálica y no metálica y recipientes

del proceso de tratamiento físico-químico del agua dulce o salada proveniente de una fuente natural o artificial, destinada para servicios. No incluye el agua potable de servicios. (Ver figura 20 del anexo 11.9).

16. Sistema de Aire de Instrumentos (AI). Comprende los circuitos de tubería metálica que conducen el

aire seco a presión, considera acumuladores de aire, líneas a cabezales, cabezales generales de distribución de aire de instrumentos y líneas de suministro a equipos. (Ver figura 21 del anexo 11.9).

17. Sistema de Aire de Planta (A). Comprende los circuitos de tubería metálica que conducen el aire

húmedo a presión, considera las líneas de descarga del paquete de compresión hacia el acumulador, el acumulador, entrada al paquete de secado o las líneas a cabezales, cabezales generales de distribución de aire y tomas de servicio sin pasar por el paquete de secado. (Ver figura 22 del anexo 11.9).

18. Sistema de Amina Rica (EFR). Comprende los circuitos de tubería y equipos metálicos que conducen

amina rica desde la salida de la torre contactora hasta la torre regeneradora. (Ver figura 23 del anexo 11.9).

19. Sistema de Amina Pobre (EFP). Comprende los circuitos de tubería y equipos metálicos que conducen

amina pobre desde la salida de la torre regeneradora y/o tanque de almacenamiento de amina hasta la entrada de la torre contactora. (Ver figura 24 del anexo 11.9).

20. Sistema de Condensados de Alta Presión (CA). Comprende circuitos de tubería metálica y recipientes

metálicos que conducen o contienen líquidos resultado de la condensación del gas amargo de alta presión, incluye salidas de líquido de separadores de succión y descarga de módulos de compresión, cabezales recolectores de condensados, líneas de succión y descarga de bombas de condensado, que no sean integrados a otro proceso. El rango de presión de operación es de 30 hasta 80 kg/cm

2. (Ver

figura 25 del anexo 11.9). 21. Sistema de Condensados de Baja Presión (CB). Comprende circuitos de tubería metálica y recipientes

metálicos que conducen o contienen líquidos resultado de la condensación del gas amargo de baja presión, de tanques rectificadores de gas de primera y segunda etapa, separadores de succión y descarga de módulos de compresión “booster”, depuradores de gas combustible, depuradores de gas de instrumentos, separadores de succión de módulos de compresión, cabezales recolectores de condensados, líneas de succión y descarga de bombas de condensados, que no sean integrados a otro proceso. El rango de presión de operación es menor de 30 kg/cm

2. (Ver figura 26 del anexo 11.9).

22. Sistema de Condensados Dulces de Alta Presión (CDA). Comprende circuitos de tubería metálica y

recipientes metálicos que conducen o contienen líquidos resultado de la condensación del gas dulce de alta presión, incluye la descarga de separadores bifásicos y trifásicos, salidas de líquido de separadores de succión y descarga de módulos de compresión, cabezales recolectores de condensados y líneas de succión y descarga de bombas de condensados. El rango de presión de operación es de 30 hasta 80 kg/cm

2. (Ver figura 27 del anexo 11.9).

23. Sistema de Condensados Dulces de Baja Presión (CDB). Comprende los circuitos de tubería y

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recipientes metálicos que conducen o contienen los líquidos resultado de la condensación del gas dulce de baja presión en separadores de succión y descarga de módulos de compresión, de gas combustible, de gas de instrumentos; cabezales recolectores de condensados, líneas de succión y descarga de bombas recuperadoras. El rango de presión de operación es menor de 30 kg/cm

2. (Ver figura 28 del

anexo 11.9). 24. Sistema de Desfogues (DA). Comprende los circuitos de tubería metálica y que conducen el gas de

descarga de las válvulas de seguridad (PSV´s) o controladoras de presión, así como líneas de relevo provenientes de válvulas de corte o reguladoras, considera las líneas interconectadas al cabezal general de desfogues, cabezal de desfogues y separadores de desfogues, líneas que conducen líquidos provenientes del proceso hacia los quemadores de fosa. Considera las descargas a la atmósfera (sistema abierto) o al quemador (sistema cerrado). (Ver figura 29 del anexo 11.9).

25. Sistema de Diésel (DF). Comprende el tanque de almacenamiento de diésel y los circuitos de tubería

metálica de carga y de estaciones de distribución de combustible. (Ver figura 30 del anexo 11.9). 26. Sistema de Drenaje Aceitoso Atmosférico (DD). Comprende los circuitos de tubería metálica que

recolectan residuos líquidos de hidrocarburos provenientes de purgas del equipo estático de proceso y las líneas recolectoras desde las charolas o registros hacia el tanque de drenaje atmosférico o fosa API o cárcamos. (Ver figura 31 del anexo 11.9).

27. Sistema de Drenaje Presurizado (DP). Comprende los circuitos de tubería metálica que conducen los

drenajes a presión de los recipientes (separadores y rectificadores de gas, separadores de líquidos en módulos de compresores, tanques de diésel o crudo) y purgas de líneas de proceso (cabezales de aceite, gas, condensados y desfogue), que se incorporan al cabezal de drenaje presurizado y el separador de drenaje presurizado. (Ver figura 32 del anexo 11.9).

28. Sistema de Enfriamiento (RF). Comprende los circuitos de tubería metálica y todo el paquete de

enfriamiento a base de gas propano. (Ver figura 33 del anexo 11.9). 29. Sistema de Fluido de Calentamiento (FC). Comprende los circuitos de tubería y recipientes metálicos

que conducen y almacenan el fluido utilizado como medio de calentamiento en los diferentes procesos (aceite, gasóleo, entre otros). (Ver figura 34 del anexo 11.9).

30. Sistema de Gas Ácido (GA). Comprende los circuitos de tubería metálica que conducen los vapores de

gas recuperado en los paquetes de regeneración de glicol y amina rica, considera las líneas de descarga de vapores de los paquetes de regeneración y el paquete de compresión de gas ácido. (Ver figura 35 del anexo 11.9).

31. Sistema de Gas Amargo de Bombeo Neumático (GAB). Comprende los circuitos de tubería metálica

que conducen el gas amargo de una línea derivada de la descarga de los módulos de compresión de alta presión a partir de la primera válvula dentro de la instalación hacia los pozos de producción. (Ver figura 36 del anexo 11.9).

32. Sistema de Gas Amargo de Proceso de Alta Presión (GAP). Comprende los circuitos de tubería

metálica que conducen gas amargo asociado a los pozos de producción o producto de la separación crudo-gas y líneas de alimentación y descarga en módulos de compresión hacia el proceso de endulzamiento, considera la torre contactora gas-amina. El rango de presión de operación es igual o mayor de 30 y hasta 80 kg/cm

2 (Ver figura 37 del anexo 11.9).

33. Sistema de Gas Amargo de Proceso de Baja Presión (GBP). Comprende los circuitos de tubería

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metálica y recipientes (separadores, rectificadores) que conducen o contienen gas amargo proveniente de los pozos de producción o producto de la separación crudo-gas hasta las etapas de compresión en módulos de alta presión y líneas de succión y descarga de compresores “booster”. El rango de presión de operación es menor a 30 kg/cm

2 (Ver figura 38 del anexo 11.9).

34. Sistema de Gas Amargo de Servicios (GAS). Comprende los circuitos de tubería metálica que

conducen la descarga del gas amargo de los depuradores de gas cuya alimentación proviene de una línea de crudo o de gas amargo para servicios e instrumentación. (Ver figura 39 del anexo 11.9).

35. Sistema de Gas Combustible (GCO). Comprende los circuitos de tubería metálica que conducen gas

dulce seco a partir de la salida del paquete de acondicionamiento (calentadores, separador de gas y/o filtro), cabezales de distribución y etapas posteriores de regulación de presión para alimentación de equipos (combustión interna). (Ver figura 40 del anexo 11.9).

36. Sistema de Gas Combustible Primera Etapa (GC). Comprende los circuitos de tubería metálica que

conducen gas dulce seco proveniente de la primera válvula de regulación de presión del cabezal de gas dulce seco, comprende el paquete de acondicionamiento (calentadores, separadores de condensados). (Ver figura 41 del anexo 11.9).

37. Sistema de Gas Dulce de Bombeo Neumático (BN). Comprende los circuitos de tubería metálica que

conducen el gas dulce seco, considera las tuberías del módulo de compresión de alta presión del centro de procesamiento de gas, el cabezal general de BN (desde la válvula de llegada a la instalación hasta la primera válvula reguladora de presión o la brida ciega del cabezal) y las líneas de inyección a pozos. (Ver figura 42 del anexo 11.9).

38. Sistema de Gas Dulce de Proceso de Alta Presión (GDAP). Comprende los circuitos de tubería

metálica que conducen gas dulce proveniente de los pozos de producción con rango de presión de operación igual o mayor de 30 y hasta 80 kg/cm

2 hacia la etapa de separación, filtrado y deshidratación,

incluye separadores, filtros, torres de absorción y considera la descarga de etapas de compresión hasta la última válvula dentro de la instalación. (Ver figura 43 del anexo 11.9).

39. Sistema de Gas Dulce de Proceso de Baja Presión (GDBP). Comprende los circuitos de tubería

metálica que conducen gas dulce proveniente de los pozos de producción con rango de presión de operación menor de 30 kg/cm

2 hacia una etapa de separación, filtrado y deshidratación, incluye

separadores de líquidos y filtros, considera la primera etapa de compresión hasta la succión de la segunda etapa. (Ver figura 44 del anexo 11.9).

40. Sistema de Gas Dulce de Servicios (GS). Comprende los circuitos de tubería metálica que conducen el

gas dulce seco, comprende a partir de la primera válvula reguladora de presión, líneas de alimentación hacia acumulador de gas de instrumentos, el acumulador de gas de instrumentos y líneas de distribución para equipos e instrumentos, comprende el gas de sello (Ver figura 45 del anexo 11.9).

41. Sistema de Gas Dulce Húmedo (GDH). Comprende los circuitos de tubería metálica que conducen el

gas dulce húmedo desde la salida de la torre contactora de amina hasta la torre contactora de glicol. (Ver figura 46 del anexo 11.9).

42. Sistema de Gas Nitrógeno de Bombeo Neumático (GI). Comprende los circuitos de tubería metálica

que conducen gas nitrógeno proveniente del anillo de nitrógeno, a partir de la primera válvula del límite de la instalación, considera el cabezal general de nitrógeno solo hasta la primera válvula reguladora de presión y líneas de inyección a pozos. (Ver figura 47 del anexo 11.9).

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43. Sistema de Gas Nitrógeno de Instrumentos y Servicios (NIS). Comprende los circuitos de tubería metálica que conducen gas nitrógeno proveniente del anillo de nitrógeno, se considera a partir de la primera válvula reguladora de presión, líneas de alimentación hacia acumuladores de nitrógeno, acumuladores de nitrógeno y líneas a distribución de gas para equipos e instrumentos. (Ver figura 48 del anexo 11.9).

44. Sistema de Glicol (GL). Comprende el paquete de regeneración de glicol rico, el separador de

hidrocarburos, intercambiadores de calor y almacenamiento de glicol, líneas de alimentación y descarga a la torre contactora. (Ver figura 49 del anexo 11.9)

45. Sistema de Inyección de Químicos (IQ). Comprende los tanques de almacenamiento de químicos y

líneas de inyección en líneas de proceso (inhibidor de corrosión, inhibidor de asfáltenos, antiespumante, entre otros). (Ver figura 50 del anexo 11.9).

46. Sistema de Separación de Crudo (P). Comprende los circuitos de tubería metálica que conducen el

hidrocarburo proveniente de los pozos de producción o a partir de la primera válvula dentro de la instalación de la llegada de un ducto hacia la etapa de separación (separadores, deshidratadoras y/o desaladoras), también se consideran los líquidos recuperados de tanques de desfogue y de separadores de líquidos de gas amargo, el aceite recuperado de drenajes presurizado y/o atmosférico, si estos son incorporados al proceso de separación. (Ver figura 51 del anexo 11.9).

47. Sistema de Venteo Atmosférico (VA). Comprende los circuitos de tubería metálica que conducen los

vapores generados en tanques de drenajes atmosféricos, de almacenamiento y/o equipo dinámico hacia la atmósfera. (Ver figura 52 del anexo 11.9).

Nota: Los tanques, recipientes y filtros que se delimitan de acuerdo a cada sistema forman parte del mismo sistema.

En el caso de que las instalaciones de PEP a segmentar, tengan sistemas no contemplados en los alcances del apartado anterior, se deben efectuar reuniones de trabajo entre el personal del Activo de Producción y/o Gerencias de Servicios (GTDH, GMIM, GML y GME) con la Gerencia de Administración del Mantenimiento, en la cual en base a las condiciones de operación y a los lazos de corrosión, se definirá el nuevo sistema de manera conjunta, considerando el nombre, alcance y la nomenclatura del mismo. Una vez definido el nuevo sistema los responsables de operación y del mantenimiento de la instalación podrán modificar la prioridad (alta, media o baja) de cada uno de los sistemas acorde al contexto operacional de la instalación. El nombre, nomenclatura y prioridad del sistema, deben registrarse en el Sistema de Administración de Integridad Mecánica - Reportes de Integridad Mecánica. (SADI-RIM). 8.1.3 Segmentar los sistemas en UDC 8.1.3.1 Antes de iniciar la segmentación de sistemas en UDC, se debe consultar en el Sistema de Administración de Integridad Mecánica - Reportes de Integridad Mecánica. (SADI-RIM) si existe una segmentación previa de la instalación a segmentar. Si es así, esta puede servir como base para realizar la nueva segmentación. 8.1.3.2 Para segmentar los sistemas y definir la descripción de la UDC, se deben tomar en cuenta la secuencia del proceso, el tipo de fluido y las condiciones de operación. Se recomienda realizar recorridos en campo en los sistemas a segmentar.

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8.1.3.3 Localizar en el DTI y/o Isométrico las válvulas que mantienen un margen de seguridad para prevenir o mitigar un evento peligroso. Acorde a su importancia y localización estratégica para la segmentación, se definen fronteras que delimiten los sistemas a partir de estos elementos, ya que generalmente tienen como función, controlar las variables de un proceso (nivel, flujo, presión, temperatura), por ejemplo las siguientes: • Válvulas de seguridad (PSV). • Válvulas de retención y de exceso de flujo (BDV). • Válvulas de control de nivel (LV). • Válvulas reguladoras de presión (PV, Sistemas de control de proceso). • Válvulas auto-reguladoras de presión (PCV). • Válvulas de bloqueo manuales. • Válvulas de corte (SDV, Sistemas de paro por emergencia manual y automático). • Válvulas de presión y vacío (VPV). La válvula que se utiliza para dividir la UDC pertenece al circuito aguas arriba, respetando el sentido del flujo, en este caso la UDC inmediata inicia en brida. 8.1.3.4 Identificar los equipos que se consideran para delimitar y referenciar una UDC, como por ejemplo: • Separadores. • Rectificadores de gas. • Filtros. • Bombas. • Compresores. • Enfriadores. • Calentadores. • Intercambiadores de calor. • Tanques. • Trampa de diablo. • Torre de adsorción (regeneradora o contactora). 8.1.3.5 A continuación se mencionan los criterios para segmentar las UDC: 8.1.3.5.1 Una UDC tipo circuito debe cumplir con una longitud de 5 metros como mínimo o debe tener mínimo 10 elementos (carretes, válvulas, codos, bridas, entre otros), excepto en los casos en que ésta cambie de sistema o exista una frontera que propicie el cambio de condiciones de operación. 8.1.3.5.2 En los casos en que la UDC que se encuentre después de un equipo o válvula de control no cumpla con la longitud y número de elementos establecidos y que su destino sea un equipo o válvula de control, se debe segmentar como parte de la UDC que lo precede [Ver anexo 11.4, figuras No. 3 (a) y 3 (b)]. 8.1.3.5.3 El circuito que va de las trampas de diablos hacia válvulas de seguridad PSV se debe segmentar como una sola UDC y se anexa al sistema relacionado el fluido que maneje (trampa de oleogasoducto: separación de crudo; trampa de gasoducto: gas amargo de proceso; entre otros), (Ver anexo 11.6). 8.1.3.5.4 Los circuitos de tubería de las trampas de diablos que descargan a una charola de drenaje atmosférico se deben segmentar y se les asignara la UDC correspondiente a la línea que sale inmediatamente de la charola, si en un DTI se muestran varios drenajes que van a una misma charola entonces todos los disparos serán una misma UDC.

CITLALLI

Resaltado

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8.1.3.5.5 En recipientes horizontales y verticales, el circuito de tubería que descarga a una o más válvulas PSV, drenajes, entre otros, se deben segmentar de forma independiente al recipiente, tomando en cuenta como frontera la boquilla del recipiente, misma que se adicionará a la UDC principal de la salida de ese recipiente. (Ver anexo 11.3). 8.1.3.5.6 Enlistar las piernas de nivel de todos los tanques y recipientes (verticales u horizontales) y asignarle la nomenclatura de la UDC del recipiente y al final las letras LG, si un tanque o recipiente tiene más de una pierna de nivel a estas se les asignará un número consecutivo. (Ver anexo 11.5). 8.1.3.5.7 Cuando una UDC comunique dos o más instalaciones de producción colindantes, deberá asignarse a la instalación donde se origine el flujo (Ver anexo 11.2). 8.1.3.6 En el caso particular para los sistemas de Gas y Condensado Amargos y Dulces con alta y baja presión los rangos de presión son: Baja presión: Menor que 30 kg/cm

2

Alta presión: Igual o mayor a 30 kg/cm2 y hasta 80 kg/cm

2

8.1.3.7 Asignar un color representativo a cada UDC segmentada, para facilitar su identificación en los Diagramas de Tuberías e Instrumentación 8.1.3.8 La tubería de instrumentación puede ser incluida a solicitud del área responsable de la instalación (tubing de acero inoxidable). 8.1.3.9 El equipo dinámico y los ductos (trampas de diablos y líneas regulares), no se deben considerar en el alcance de esta segmentación. 8.1.3.10 La frontera de las líneas de proceso de una instalación a otra se deben considerar de acuerdo al ámbito de competencia del responsable de mantenimiento de la instalación. 8.1.4 Identificación de la UDC Con el objetivo de identificar la unidad de control bajo una estructura homologada y ordenada se debe estructurar en tres niveles de la siguiente manera: Nivel 1: Identificador de la instalación Nivel 2: Identificador de sistema Nivel 3: Identificador de equipo o consecutivo del circuito. Circuitos:

AAAAAAA-AAAA-XXX Consecutivo del circuito (3 caracteres numéricos)

Sistema (1 a 4 caracteres alfanuméricos) Instalación (3 a 7 caracteres alfanuméricos) Ejemplo: PPKUA-GBP-001

Circuito Número 1 Sistema de Gas Amargo de Baja Presión.

Plataforma de perforación KU-A

CITLALLI

Resaltado

URIEL

Resaltado

URIEL

Resaltado

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Excepción de circuitos tales como piernas de nivel que se conectan de forma independiente a los equipos principales; Ejemplo: PPKUA - GAP – FA3102LG1

Pierna de Nivel 1 del FA-3102 Sistema de Gas Amargo de Alta Presión.

Plataforma de perforación KU-A Equipo:

AAAAAAA - AAAA - AAAAAAAAA Identificador de equipo (TAG) (hasta 10 caracteres alfanuméricos)

Sistema (1 a 4 caracteres alfanuméricos) Instalación (3 a 7 caracteres alfanuméricos) Ejemplo: PPKUA - GAP-FA3102

Separador de pruebas FA-3102 Sistema de Gas Amargo de Alta Presión

Plataforma de perforación KU-A Nivel 1: Identificador de la instalación o estructura marina, debe contener hasta 7 caracteres alfanuméricos, considerando el tipo de instalación (tabla 1) o servicios de la estructura marina (tabla 2) y su nombre, conforme a la siguiente clasificación:

AAAAAAA-AAAA-XXX

Instalación (3 a 7 caracteres alfanuméricos)

Instalación de producción

AAA AAAA

Tipo de instalación

BSE AKB1

Batería de separación Akal B Producción 1

Estructura Marina

AA AAAAA

Servicio de la estructura Nombre de la estructura

PB ABK93

Plataforma de Producción Abkatún 93

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Tabla 1 Tipo de Instalación Tabla 2 Servicio de la estructura marina Nivel 2: Identificador de sistema, está nomenclatura es la “ID” indicada en el Anexo 11.1, pueden ser de 1 a 4 caracteres. Nivel 3: Identificador de equipo o consecutivo del circuito, se consideran 3 caracteres numéricos. La asignación del número consecutivo de las UDC tipo circuito debe comenzar desde 001 para cada sistema de la instalación 8.1.5 Elaborar tabla de segmentación Elaborar tablas de segmentación las cuales deben estructurarse como mínimo con la siguiente información (Ver ejemplo en el Anexo 11.7). • Centro de Proceso/Complejo: Se indica el centro de proceso o complejo al cual pertenece la Instalación. • Instalación: Nombre de la Instalación el cual debe coincidir con el registrado en SAP y en el Sistema de

Administración de Integridad Mecánica - Reportes de Integridad Mecánica. (SADI-RIM). • Sistema: Nombre del sistema (en el sistema SAP es equivalente a la línea de proceso/servicio). • UDC: Nomenclatura de la UDC asignada. • Tipo de UDC: Indicar si es circuito, pierna de nivel o el tipo de equipo (filtro, separador, recipiente, entre

otros equipos estáticos censados). • Descripción: Para una UDC, tipo circuito se debe iniciar con la palabra “Circuito” seguido del diámetro de

la tubería (se toma el diámetro mayor de toda la UDC), posteriormente se indica donde inicia y dónde termina (pueden ser varios destinos), indicando el TAG de válvulas y recipientes para tener una mejor ubicación en el DTI y/o isométrico.

• DTI/ Isométrico: Indicar el número del DTI o Isométrico en donde se encuentra la UDC. • Color de la UDC en DTI o Isométrico: Asignar un color a la UDC e indicarlo en la tabla. • UDC anterior: Este campo aplica para poder tener una trazabilidad de la UDC antecedente. • Nodo: Este campo aplica para poder identificar la UDC al nodo correspondiente, con respecto a la

Clave Denominación Genérica (servicio)

PB Plataforma de producción

CA Plataforma de compresión

HA Plataforma habitacional

PP Plataforma de Perforación-Satélite

SE Plataforma de separación

PE Plataforma de Enlace

TL Plataforma de Telecomunicaciones

PM Plataforma de Medición

MI Plataforma de Mantenimiento Integral

BN Base Naval

PY Plataforma de Inyección

PG Plataforma de Generación

SC Plataforma de Producción / Compresión

PD Plataforma de Almacenamiento

Plataformas Marinas

Clave Denominación Genérica

BSE Batería de Separación

ECO Estación de Compresión

PDH Planta Deshidratadora

PIA Planta de Inyección de agua

PED Planta Endulzadora

ERE Estación de Recolección

CAB Central de Almacenamiento y Bombeo

CBD Central de Bombeo y Distribución

EME Estación de Medición

CDA Central de Distribución de Aceite

CDG Central de Distribución de Gas

CAE Central de Almacenamiento Estratégico

PEN Plante de eliminación de Nitrogeno

GEL Central Eléctrica

BCO Estación de Producción y Compresión

ACO Planta Tratamiento Aguas Congénitas

SCC Estación de Calentamiento de Crudo

Instalaciones de Producción

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metodología de la Inspección Basada en Riesgo (en caso de que se cuente con este estudio en la instalación y sistema).

• Sistema o línea de proceso/servicio anterior: Este campo aplica para poder tener antecedentes. • Observaciones: Deberán indicarse los comentarios relevantes, por ejemplo: cuando es actualización de la

segmentación indicar: cambio de descripción, cambio de nomenclatura de la UDC, cancelación de la UDC, desmantelamiento, cambio de sistema, circuito nuevo por actualización en campo entre otros.

• Prioridad: Indicar la importancia del sistema en la instalación. • Fecha: Fecha en que fue elaborada la tabla. • Elaboró: Nombre del especialista que realizó la segmentación del sistema. • Revisó: Nombre del supervisor de los trabajos de segmentación. • Validó: Máxima autoridad de mantenimiento de la instalación. • Revisión: Número de versión. • Cantidad de circuitos: Número de circuitos. • Cantidad de recipientes y/o equipos: Número de tanques, equipos. 8.1.6 Efectuar verificación Se debe efectuar la verificación de los siguientes puntos: 8.1.6.1 Correlacionar entre el DTI y/o Isométrico con la tabla de segmentación: Verificar que la información acerca de la UDC que se presenta en la tabla sea la misma que se indica en el DTI (color, nombre, descripción). 8.1.6.2 Revisar que la descripción de la UDC en la tabla de segmentación esté detallada de manera clara y entendible. 8.16.3 Validar que los nombres y nomenclaturas que se utilizan en los DTI y tablas de segmentación estén de acuerdo a las indicadas en 8.1.2 de esta Especificación Técnica. 8.1.6.4 Hacer una revisión general de todos los DTI que se utilizaron en la segmentación de la Instalación para asegurar que no se dupliquen las UDC o que falten por segmentar circuitos o equipos. 8.1.6.5 Recabar la autorización de la Máxima Autoridad de Operación de la Instalación segmentada. 8.1.7 Dar de alta la información en el Sistema de Administración de Integridad Mecánica - Reportes de Integridad Mecánica. (SADI-RIM) 8.1.8 Una vez validada la segmentación de la instalación o su actualización, el prestador de servicio, debe entregar en los formatos establecidos en los apartados anteriores, la siguiente información a la Máxima Autoridad de Operación de la Instalación para su registro (de forma manual o masiva) en el Sistema de Administración de Integridad Mecánica - Reportes de Integridad Mecánica. (SADI-RIM). 8.1.8.1 Diagramas de Tuberías e Instrumentación Segmentados (electrónicos editables y digitalizados, así como impresos firmados) por cada sistema de proceso o de servicios auxiliares. 8.1.8.2 Tablas de segmentación conforme a 8.1.5 (electrónicos editables y digitalizados, así como impresos firmados) por cada sistema.

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9. Concordancia con normas internacionales No tiene concordancia. 10. Bibliografía 10.1 API 580. Recommended Practice for Risk-Based Inspection. (Práctica Recomendada para Inspección Basada en Riesgo) 10.2 API 581. Base Resource Document on RBI. (Recurso del Documento Base de IBR) 10.3 DNV-RP-G101:2010. Recommended Practice - Risk-Based Inspection of Offshore Topsides Static Mechanical Equipment (Inspección Basada en Riesgo del Equipo Estático Mecánico y Estructuras Marinas) 10.4 P.1.0000.01:2003. Estructuración y presentación de especificaciones técnicas

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11. Anexos 11.1 Sistemas identificados en PEP

SISTEMA ID PRIORIDAD

1 ACEITE DE ACONDICIONAMIENTO HIDRÁULICO AH BAJA

2 ACEITE DE SELLO AS BAJA

3 ACEITE LUBRICANTE AL BAJA

4 ACEITE RESIDUAL AR BAJA

5 ACEITE SEPARADO AP ALTA

6 ACEITE SEPARADO (DESCARGA DE BOMBAS) CE ALTA

7 AGUAS AMARGAS ACEITOSAS AA MEDIA

8 AGUA CONGÉNITA ACO MEDIA

9 AGUA CONTRA INCENDIO CI BAJA

10 AGUA CRUDA ACR BAJA

11 AGUA DE ENFRIAMIENTO AE BAJA

12 AGUA DE INYECCIÓN A YACIMIENTOS AIY BAJA

13 AGUA DESMINERALIZADA AD BAJA

14 AGUA POTABLE DE SERVICIOS APS BAJA

15 AGUA TRATADA AT BAJA

16 AIRE DE INSTRUMENTOS AI MEDIA

17 AIRE DE PLANTA A BAJA

18 AMINA RICA EFR MEDIA

19 AMINA POBRE EFP MEDIA

20 CONDENSADOS DE ALTA PRESIÓN CA ALTA

21 CONDENSADOS DE BAJA PRESIÓN CB MEDIA

22 CONDENSADOS DULCES DE ALTA PRESIÓN CDA ALTA

23 CONDENSADOS DULCES DE BAJA PRESIÓN CDB MEDIA

24 DESFOGUES DA ALTA

25 DIÉSEL DF BAJA

26 DRENAJE ACEITOSO ATMOSFÉRICO DD BAJA

27 DRENAJE PRESURIZADO DP MEDIA

28 ENFRIAMIENTO RF MEDIA

29 FLUIDO DE CALENTAMIENTO FC BAJA

30 GAS ÁCIDO GA MEDIA

31 GAS AMARGO DE BOMBEO NEUMÁTICO GAB ALTA

32 GAS AMARGO DE PROCESO DE ALTA PRESIÓN GAP ALTA

33 GAS AMARGO DE PROCESO DE BAJA PRESIÓN GBP MEDIA

34 GAS AMARGO DE SERVICIOS GAS ALTA

35 GAS COMBUSTIBLE GCO ALTA

36 GAS COMBUSTIBLE PRIMERA ETAPA GC ALTA

37 GAS DULCE DE BOMBEO NEUMÁTICO BN ALTA

38 GAS DULCE DE PROCESO DE ALTA PRESIÓN GDAP ALTA

39 GAS DULCE DE PROCESO DE BAJA PRESIÓN GDBP MEDIA

40 GAS DULCE DE SERVICIOS GS ALTA

41 GAS DULCE HÚMEDO GDH ALTA

42 GAS NITRÓGENO DE BOMBEO NEUMÁTICO GI ALTA

43 GAS NITRÓGENO DE INSTRUMENTOS Y SERVICIOS NIS MEDIA

44 GLICOL GL MEDIA

45 INYECCIÓN DE QUÍMICOS IQ BAJA

46 SEPARACIÓN DE CRUDO P ALTA

47 VENTEO ATMOSFÉRICO VA BAJA

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Anexo 11.2 Dirección del fluido (Origen de flujo de una UDC en una instalación)

(Un circuito inicia en la instalación donde se origina, tomando en cuenta el sentido del flujo.) Anexo 11.3 Ejemplo de casos particulares de segmentación (Recipientes horizontales)

(Los recipientes que tengan una o más válvulas de seguridad, deberán segmentarse con la UDC de la salida principal del recipiente.)

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Anexo 11.4 Ejemplo de casos particulares de segmentación (Casos especiales con destino a equipo y válvula)

Figura No.3 (a) Figura No.3 (b).

(Los tramos de tubería que se encuentran después de un equipo o válvula de control que no cumplan con la longitud y número de elementos establecidos se deberán segmentar como parte de la UDC que los precede).

Se anexa a la UDC que lo precede

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Anexo 11.5 Ejemplo de Piernas de Nivel segmentadas

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Anexo 11.6 Ejemplo de segmentación para líneas que se conectan a Trampas de diablos (Trampa de diablos hacia válvulas de seguridad PSV) (Los tramos de tubería de la trampa de diablos a la válvula PSV se deben segmentar, pero no considerar como parte de la segmentación la trampa.)

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Este documento es para uso interno por parte del personal autorizado de Pemex Exploración y Producción. Ninguna parte del mismo puede circularse, citarse o reproducirse para su distribución externa, sin previa autorización escrita de la Dirección General de Pemex Exploración y Producción.

Anexo 11.7 Tabla de segmentación

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Anexo 11.8 Diagrama de Flujo (Proceso de segmentación)

Máxima Autoridad de

Operación de la instalación.

Prestador de servicio.

Descripción

1. Recopilar la información de la Instalación. (Apartado 8.1.1) 2. Identificar los sistemas de proceso y servicios auxiliares de la instalación. (Apartado 8.1.2)

3. Segmentar los sistemas en UDC. (Apartado 8.1.3) 4. Asignar nomenclatura a cada UDC. (Apartado 8.1.4) 5. Elaborar tabla de segmentación. (Apartado 8.1.5) 6. Revisar de manera detallada. ¿La segmentación está de acuerdo a los lineamientos? SI: Pasar a la actividad 7 NO: Regresar a la actividad 3 (Apartado 8.1.6) 7. Dar de alta la información en el Sistema de Administración de Integridad Mecánica - Reportes de Integridad Mecánica. (SADI-RIM). (Apartado 8.1.7)

INICIO

1

7

FIN

SI

6 NO

2

3

4

5

ENTREGA INFORMACIÓN

25/34

AREA DE NORMATIVIDAD TECNICA P.0.0000.00: 2005 ANT









Anexo 11.9 Visualización grafica de los Sistemas

Figura 6. Diagrama de bloques del Sistema de Aceite de Acondicionamiento Hidráulico (AH)

Figura 7. Diagrama de bloques del Sistema de Aceite de Sello (AS)

Figura 8. Diagrama de bloques del Sistema de Aceite Lubricante (AL)

Figura 9. Diagrama de bloques del Sistema de Aceite Residual (AR)

SUMINISTRO UNIDADES DE POTENCIA

HIDRÁULICA/CENTRAL HIDRÁULICA

VÁLVULAS SDV CON ACCIONAMIENTO

HIDRÁULICO

EQUIPO DINÁMICO

TANQUE DE

ALMACENAMIENTO

BOMBEO DE TRASIEGO

TANQUE DE ACEITE LUBRICANTE

EQUIPO DINÁMICO

EQUIPO DINÁMICO

EQUIPO DINÁMICO

EQUIPO DINÁMICO

TANQUE DE ALMACENAMIENTO

FILTRADO

BOMBEO DE TRASCIÉGO

DISPOSICIÓN PARA TRATAMIENTO

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Figura 10. Diagrama de bloques del Sistema de Aceite Separado (AP)

Figura 11. Diagrama de bloques del Sistema de Aceite Separado (Descarga de Bombas) (CE)

Figura 12. Diagrama de bloques del Sistema de Aguas Amargas Aceitosas (AA)

Figura 13. Diagrama de bloques del Sistema de Agua Congénita (ACO)

Figura 14. Diagrama de bloques del Sistema de Agua Contra incendio (CI)

Figura 15. Diagrama de bloques del Sistema de Agua Cruda (ACR)

ULTIMA ETAPA DE SEPARACIÓN

SUCCIÓN DE BOMBAS DE ENVÍO A PUNTO DE VENTA

DESCARGA DE BOMBAS DE ENVIO A PUNTO DE VENTA

PUNTO DE VENTA

TANQUE DRENAJE ATMOSFÉRICO/FOSA API

SEPARADOR DE PLACAS CORRUGADAS/PIPAS DE

RECOLECCIÓN

INYECCIÓN A POZOS PLANTA DE TRATAMIENTO

SEPARACIÓN/ DESHIDRATACIÓN ALMACENAMIENTO

BOMBEO

ANILLO CI DE LA INSTALACIÓN

TANQUE DE ALMACENAMIENTO DE

AGUA

FILTRADO

BOMBEO

FUENTE NATURAL O ARTIFICIAL SERVICIOS ALMACENAMIENTO

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Figura 16. Diagrama de bloques del Sistema de Agua de Enfriamiento (AE)

Figura 17. Diagrama de bloques del Sistema de Agua de Inyección a Yacimientos (AIY)

Figura 18. Diagrama de bloques del Sistema de Agua Desmineralizada (AD)

Figura 19. Diagrama de bloques del Sistema de Agua Potable de Servicios (APS)

Figura 20. Diagrama de bloques del Sistema de Agua Tratada (AT)

Figura 21. Diagrama de bloques del Sistema de Aire de Instrumentos (AI)

TORRE DE ENFRIAMIENTO DE AGUA

INTERCAMBIADORES DE CALOR

RETORNO

SUMINISTRO

ALMACENAMIENTO DE AGUA CRUDA

INYECCIÓN A POZOS

BOMBEO

DISTRIBUCIÓN A USUARIOS

ALMACENAMIENTO BOMBEO

PROCESO DE TRATAMIENTO

DISTRIBUCIÓN A USUARIOS

ALMACENAMIENTO BOMBEO

PROCESO DE TRATAMIENTO

TRATAMIENTO FISICOQUÍMICO

TANQUE DE ALAMACENAMIENTO DE

AGUA CRUDA SERVICIOS

PAQUETE DE COMPRESIÓN Y SECADO

INSTRUMENTOS ACUMULACIÓN

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Figura 22. Diagrama de bloques del Sistema de Aire de Planta (A)

Figura 23. Diagrama de bloques del Sistema de Amina Rica (EFR)

Figura 24. Diagrama de bloques del Sistema de Amina Pobre (EFP)

Figura 25. Diagrama de bloques del Sistema de Condensados de Alta Presión (CA)

COMPRESORA DE

AIRE ACUMULACIÓN

DISTRIBUCIÓN A INSTRUMENTOS/USUARIOS

TANQUE DE FLASHEO

TORRE CONTACTORA DE GAS AMARGO / SEPARADOR

DE GAS DULCE

TORRE REGENERADORA

TORRE REGENERADORA TANQUE DE ALMACENAMIENTO

TORRE CONTACTORA

INTEGRACIÓN A OTRA PARTE DEL PROCESO

CONDENSADOS DE RECTIFICADORES

TANQUE DE CONDENSADOS

BOMBEO DE TRASIEGO



A OTRA INSTALACIÓN

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Figura 26. Diagrama de bloques del Sistema de Condensados de Baja Presión (CB)

Figura 27. Diagrama de bloques del Sistema de Condensados Dulces de Alta Presión (CDA)

Figura 28. Diagrama de bloques del Sistema de Condensados Dulces de Baja Presión (CDB)

Figura 29. Diagrama de bloques del Sistema de Desfogues (DA)

PROCESO TANQUE DE

CONDENSADOS

SEPARADORES DE LÍQUIDOS DE GAS AMARGO DE

PROCESO DE BAJA PRESIÓN

CONDENSADOS DE

SEPARACIÓN Y COMPRESIÓN

ALMACENAMIENTO SALIDA DE LA INSTALACIÓN

INTEGRACIÓN A OTRA PARTE DEL PROCESO

CONDENSADOS DE SEPARADORES BIFÁSICOS/TRIFÁSICOS

TANQUE DE CONDENSADOS

BOMBEO DE TRASIEGO

CONDENSADOS DE RECIPIENTES PRESURIZADOS

CONDENSADOS DE SEPARADORES DE ETAPAS DE COMPRESIÓN BAJA

A OTRA INSTALACIÓN

SEPARADOR DE DESFOGUES

TUBERÍAS DE GAS RELEVADO

QUEMADOR / ATMÓSFERA

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Figura 30. Diagrama de bloques del Sistema de Diésel (DF)

Figura 31. Diagrama de bloques del Sistema de Drenaje Aceitoso Atmosférico (DD)

Figura 32. Diagrama de bloques del Sistema de Drenaje Presurizado (DP)

Figura 33. Diagrama de bloques del Sistema de Enfriamiento (RF)

Figura 34. Diagrama de bloques del Fluido de Calentamiento (FC)

TUBERÍA DE CARGA Y ESTACIONES DE DISTRIBUCIÓN

TANQUE DE ALMACENAMIENTO

COMBUSTIBLE A USUARIOS

CHAROLAS DE RECOLECCIÓN

TANQUE DE DRENAJE ATMOSFÉRICO

FOSA API O CÁRCAMO PURGAS DE EQUIPO ESTÁTICO

PURGA DEL EQUIPO ESTÁTICO

TANQUE DE DRENAJE PRESURIZADO

PAQUETE DE ENFRIAMIENTO DE GAS GAS DE

ENDULZADORA

PAQUETE DE FLUIDO DE CALENTAMIENTO

ENDULZAMIENTO

DESHIDRATACIÓN

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Figura 35. Diagrama de bloques del Sistema de Gas Ácido (GA)

Figura 36. Diagrama de bloques del Sistema de Gas Amargo de Bombeo Neumático (GAB)

Figura 37. Diagrama de bloques del Sistema de Gas Amargo de Proceso de Alta Presión (GAP) Figura 38. Diagrama de bloques del Sistema de Gas Amargo de Proceso de Baja Presión (GBP)

Figura 39. Diagrama de bloques del Sistema de Gas Amargo de Servicios (GAS)

PAQUETE DE REGENERACIÓN DE AMINA

PAQUETE DE REGENERACIÓN DE GLICOL

PAQUETE DE GAS ÁCIDO

DESCARGA DEL MÓDULO DE COMPRESIÓN PARA

B.N.

POZOS DE PRODUCCIÓN Y/O HASTA LA ÚLTIMA VÁLVULA

DENTRO DE LA INSTALACIÓN.

SEPARADORES BIFÁSICOS O TRIFÁSICOS

1ª ETAPA

2ª ETAPA

3ª ETAPA

CENTRO DE PROCESAMIENTO

ENDULZAMIENTO

COMPRESIÓN

SUCCIÓN Y DESCARGA DE COMPRESIÓN (≤30 Kg/cm

2)

SEPARADORES DE 1ª Y 2ª ETAPA, RECTIFICADORES DE

GAS

TORRE ENDULZADORA

DEPURADOR DE GAS

INSTRUMENTOS Y SERVICIOS

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Figura 40. Diagrama de bloques del Sistema de Gas Combustible (GCO)

Figura 41. Diagrama de bloques del Sistema de Gas Combustible Primera Etapa (GC)

Figura 42. Diagrama de bloques del Sistema de Gas Dulce de Bombeo Neumático (BN)

Figura 43. Diagrama de bloques del Sistema de Gas Dulce de Proceso de Alta Presión (GDAP)

Figura 44. Diagrama de bloques del Sistema de Gas Dulce de Proceso de Baja Presión (GDBP)

Figura 45. Diagrama de bloques del Sistema de Gas Dulce de Servicios (GS)

Figura 46. Diagrama de bloques del Sistema de Gas Dulce Húmedo (GDH)

ACONDICIONAMIENTO DE GAS COMBUSTIBLE

PRIMERA ETAPA DE REGULACIÓN DE PRESIÓN

COMPRESORES, GAS DE SELLO


ACONDICIONAMIENTO DE GAS COMBUSTIBLE

MÓDULOS DE COMPRESIÓN DE GAS DE BN

INYECCIÓN

SEPARACIÓN

COMPRESIÓN

SALIDA DE LA INSTALACIÓN

POZOS DE PRODUCCIÓN 2ª ETAPA DE COMPRESIÓN

1ª ETAPA DE

COMPRESIÓN

DEPURADOR DE GAS INSTRUMENTOS Y

SERVICIOS

TORRE CONTACTORA DE

GLICOL TORRE CONTACTORA DE

AMINA

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Figura 47. Diagrama de bloques del Sistema de Gas Nitrógeno de Bombeo Neumático (GI)

Figura 48. Diagrama de bloques del Sistema de Gas Nitrógeno de Instrumentos y Servicios (NIS)

Figura 49. Diagrama de bloques del Sistema de Glicol (GL)

Figura 50. Diagrama de bloques del Sistema de Inyección de Químicos (IQ)

Figura 51. Diagrama de bloques del Sistema de Separación de Crudo (P)

Figura 52. Diagrama de bloques del Sistema de Venteo Atmosférico (VA)

INYECCIÓN ANILLO DE BOMBEO

NEUMÁTICO

ACUMULADOR DE NITRÓGENO


INSTRUMENTACIÓN Y SERVICIOS

TORRE CONTACTORA

TORRE REGENERADORA

GLICOL POBRE

GLICOL RICO

ALMACENAMIENTO DE GLICOL POBRE

BOMBEO DE TRASCIÉGO

TANQUES DE ALMACENAMIENTO

PUNTO DE INYECCIÓN EN LÍNEA DE PROCESO

BOMBEO DE TRASCIEGO

ALMACENAMIENTO LLEGADAS DE

POZOS/TRAMPAS DE RECIBO

SEPARACIÓN TRI/BIFÁSICA

DESHIDRATACIÓN

ATMÓSFERA

TANQUES DE ALMACENAMIENTO,

COMPRESORES, MOTOBOMBAS

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Figura 53. Diagrama típico de identificación de sistemas en una instalación

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