Contexto Operacional ABK-D-2016 -V 7 (2)

CONTEXTO OPERACIONAL CENTRO DE PROCESO ABKATUN-D

Junio, 2016

Séptima Versión

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CONTEXTO OPERACIONAL “CENTRO DE PROCESO ABKATUN-D”

HOJA DE AUTORIZACIÓN

PROPONEN:

ING.ALI ISRAEL MENDEZ ALONSO

ING. GREGORIO RUIZ DOMINGUEZ

COORDINADOR CENTRO DE PROCESOABKATUN-D

COORDINADOR CENTRO DE PROCESOABKATUN-D

ROL L-1

ROL L-2

AUTORIZAN:

ING. OCTAVIO PEÑAFLOR SALDAÑA

ING. MIGUEL ÁNGEL GUARÍN AGUILAR

ADMINISTRADOR DELCENTRO DE PROCESOABKATUN-D

ADMINISTRADOR DELCENTRO DE PROCESOABKATUN-D

ROL L- 1

ROL L- 2

Rev. 5 Página 2 de 52


INDICE

1.

INTRODUCCIÓN GENERAL .......................................... ....................................................................................... .............................................5

2.

CENSO DE EQUIPOS ............................................ ............................................................................................. ..................................................... ....9

3.

DESCRIPCIÓN DEL PROCESO ................................................ .................................................................................. .................................. 11

4.

CARACTERÍSTICAS DE INSUMOS Y PRODUCTOS ..................................................... .....................................................22

5.

REDUNDANCIAS ................................................. .................................................................................................... ...................................................28

6.

CALIDAD Y DISPONIBILIDAD DISPONIBILIDAD DE INSUMOS INSUMOS Y PRODUCTOS PRODUCTOS ...................................... ...................................... 28

7.

MANEJO DE RESIDUOS PELIGROSOS ............................................ ...................................................................... .......................... 30

8.

ALARMAS Y DISPOSITIVOS DE PROTECCIÓN................................................. ........................................................... .......... 33

9.

AMBIENTE DE OPERACIÓN ................................................. .................................................................................... ................................... 40

10.

VENTANAS Y MONITOREO DE VARIABLES OPERATIVAS ......................................42

11.

REGISTROS ............................................. .............................................................................................. ........................................................... .......... 48



¡Pasión por la Producción con Confiabilidad!



1. INTRODUCCIÓN GENERAL Nombre de la instalación Centro de Proceso Abkatun-D. Descripción de la instalación El Centro de Proceso Abkatun-D está integrado por la plataforma de producción permanente (PAAbkatun-D), plataforma de perforación (PP-Abkatun-D), plataforma habitacional (HA-Abkatun-D) y un quemador (CB-01) con capacidad capacidad de 600 MMpcd. La instalación tiene una capacidad capacidad de separación para 280 Mbpd de aceite aceite crudo y 600 MMpcd de gas. Para el el sistema de bombeo bombeo de aceite aceite se cuenta con 4 turbobombas con capacidad de 75 Mbpd cada cada una y para el sistema de compresión con cuatro módulos (02 módulos de 120 MMpcd cada uno y 02 módulos de 140 MMpcd cada uno). Actualmente la instalación instalación procesa la mezcla gas-aceite gas-aceite procedente de los los campos May, Yum, Sinan, Kab, Bolontiku, Och, Uech y Kax a través de las líneas de llegada llegada L-155 y L-374, a cargo del Activo de Producción Litoral de Tabasco Tsimin Xux (APLTTX) y los campos campos de Ixtal-A y Abkatun-B a través de las líneas de llegada L-252 y L-120, a cargo del Activo de Producción Abkatun Pol Chuc(APAPCH). Ver figura 1.

Figura 1.- Distribución de corrientes en el C.P Abkatun-D



Antecedentes La plataforma Habitacional inició su operación en 1984 para dar alimentación y hospedaje al personal que laboraba en la instalación comprendida únicamente por la plataforma de perforación, que inició operaciones en 1980. Posteriormente el 28 de julio de 1993, entró en operación la plataforma denominada Abkatun-D Permanente, que está conformada por un dodecápodo con área de muelles, entrepisos, tres niveles y líneas de proceso, tenía como función separar la mezcla gas-aceite procedente de los yacimientos de los Activos de Producción Litoral de Tabasco Tsimin Xux (APLTTX) y Abkatun Pol Chuc (APAPCH). El 14 de diciembre de 2009 se realiza la transferencia de Administración del Centro de Proceso del Activo de Producción Abkatun Pol Chuc al Activo de Producción Litoral de Tabasco. Del 19 al 28 de febrero de 2011 se realizó paro programado de la instalación con la finalidad de corregir la baja integridad mecánica en equipos y líneas de proceso. Del 15 de julio al 02 de agosto del 2014 se efectuaron trabajos en líneas, separadores y rectificadores para la instalación de dos módulos de compresión. Propósito general de la instalación El propósito de la instalación es manejar, separar y acondicionar la producción proveniente de los campos del Activo de Producción Litoral de Tabasco Tsimin Xux y de manera provisional la producción del Activo Abkatun Pol Chuc, que llegan a través de oleogasoductos L-155, L-374, 120, y 252. La mezcla gas-aceite proveniente de los campos antes mencionados, entra a separación de primera etapa y posteriormente a una segunda etapa, el aceite separado de segunda etapa es enviado al cabezal general de succión de las turbobombas, para posteriormente ser medido y enviado a la plataforma Akal-J vía Abkatun-A. El gas amargo obtenido de la primera etapa de separación es rectificado y acondicionado para ser comprimido por los 4 módulos de compresión; el gas comprimido es medido y posteriormente se envía al Centro Procesador de Gas-Atasta vía Abkatun-A / Pol-A. El gas excedente obtenido de la primera etapa puede ser enviado como flexibilidad operativa hacia el CP Pol-A para su aprovechamiento. Una parte del gas comprimido es enviado y utilizado en el CO Abkatun-N1 para el sistema de endulzamiento y el BN. Rev. 5 Página 6 de 52


Localización geográfica El Centro de Proceso Abkatun-D forma parte del Activo de Producción Litoral de Tabasco Tsimin Xux y su ubicación en coordenadas U.T.M. se ilustra en la figura 2.

Figura 2.- Localización del Centro de Proceso Abkatun-D Las coordenadas U.T.M. de la plataforma se muestran en la tabla 1. Tabla 1.- Coordenadas U.T.M. de la Plataforma de Producción Permanente

Complejo

Plataforma

Coordenadas U.T.M. X

Abkatun-D

Producción Permanente

Y 587,124

2,133,997

Se encuentra a una distancia de 131 Km al NE de la Terminal Marítima Dos Bocas y a 70 Km hacia el NW de Ciudad del Carmen, Campeche; que funciona como base de operaciones para el suministro de los recursos materiales y acceso de personal, las vías de acceso a la instalación es marítima y/o aérea con un tirante de agua de 35 metros. Rev. 5 Página 7 de 52


Condiciones del entorno El Centro de Proceso Abkatun-D, se encuentra ubicado en la sonda de Campeche, esta zona es una de las cuatro donde se presentan huracanes provenientes del Atlántico e inician su actividad en Junio y finalizan en Noviembre donde los periodos de mayor incidencia de huracanes son entre los meses de Agosto y Octubre donde suelen ser más intensos, formando sistemas lluviosos que se intensifican, forman tormentas o huracanes que generalmente se dirigen hacia el Noreste cuya temperatura oscilan entre 26 y 32 ˚C. El Centro de Proceso se ve afectado por los frentes fríos llamados Nortes cuya temperatura oscilan entre los 19 y 26 ˚C, entre los meses de Noviembre a Febrero es donde se intensifican dichos fenómenos, Los vientos más fuertes en esta época azotan el Golfo de México.



2. CENSO DE EQUIPOS Tabla 2.- Censo de equipos

SISTEMA

EQUIPO

TAG

No. SAP

UBICACIÓN TÉCNICA

FABRICANTE

MODELO

CAPACIDAD

CRITICIDAD

EQUIPO DE BOMBEO

TURBOBOMBA DE CRUDO No 2 TURBOBOMBA DE CRUDO No 3 TURBOBOMBA DE CRUDO No 4 TURBOBOMBA DE CRUDO No 5

GA-3151-B

10005892

PEP-MSO-LTT-ABD-S01-PB1-N0049

SOLAR TURBINE

SATURNO 20

75 MBPD

ALTA

GA-3151-R

10005907


SOLAR TURBINE

SATURNO 20

75 MBPD

ALTA

GA-3151-C

10005922


SOLAR TURBINE

SATURNO 20

75 MBPD

ALTA

GA-3151-D

75007882


SOLAR TURBINE

SATURNO 20

75 MBPD

ALTA

MODULO N.7

PA-3200A

20031998


NOUVO PIGNONE

PGT 25

120 MMPCD

ALTA

MODULO N.8

PA-3200B

20034445


NOUVO PIGNONE

PGT 25

120 MMPCD

ALTA

MODULO N. 9

PA-3200C

75114481


DRESSER RAND

75114482


DRESSER RAND

EQUIPO DE COMPRESIÓN MODULO N. 10

EQUIPO DE GENERACIÓN

PA-3200D

Compresor de Baja: DRESSER RAND D12 (DATUM D12R8D) Compresor de Alta: DRESSER RAND D10 (DATUM D10I7S) Compresor de Baja: DRESSER RAND D12 (DATUM D12R8D) Compresor de Alta: DRESSER RAND D10 (DATUM D10I7S)

140 MMPCD

ALTA

140 MMPCD

ALTA

TURBOCOMPRESOR

PA-3101A

10006110


SOLAR TURBINE

SATURNO 10

9MMPCD

ALTA

TURBOCOMPRESOR

PA-3101B

10006140


SOLAR TURBINE

SATURNO 10

9MMPCD

ALTA

TG-4160-01A

10005937


ROLLS ROYCE

501-KB

2,650 kW

ALTA

TG-4160-01B

1000595 8


ROLLS ROYCE

501-KB

2,650 kW

ALTA

S/D

S/D

S/D

ROLLS ROYCE

501-KB5S

4101 kW

ALTA

MG-01

10022336


DETROIT DIESEL ALLISON

5M4044BP

1000 kW

ALTA

TURBOGENERADOR TG-A TURBOGENERADOR TG-B TURBOGENERADOR TG-C MOTOGENERADOR MG-01



AIRE DE INSTTOS

GRÚAS

MOTOCOMPRESOR DE AIRE

GB-3502

10012650


KOBELCO

KNW A1-FH

728 CFM

ALTA

COMPRESOR DE AIRE

GB-3501

10006025


INGERSOLL-RAND

SIERRA-H200A

854 CFM

ALTA

COMPRESOR DE AIRE

GB-3505

75114510


KOBELCO

KNW A1-FH

728 CFM

ALTA

728 CFM

ALTA

COMPRESOR DE AIRE

GB-3506

75114510


KOBELCO

KNW A1-FH

COMPRESOR DE AIRE

S/D

S/D

S/D

S/D

S/D

S/D

S/D

GRÚA DE PEDESTAL

PA-5000A

10006074


TITAN

LK5000

30 TON

BAJA

GRÚA DE PEDESTAL

PA-5000B

10006086


WEATHERFORD

OM 455

30 TON

BAJA

GRÚA DE PEDESTAL

3300HC

10012817

PEP-MSO-LTT-ABD-S01-HA1-N0070

TITAN

T3300HC

30 TON

BAJA



3. DESCRIPCIÓN DEL PROCESO El Centro de Proceso está integrado por 4 procesos principales que son:    

Separación Bombeo Compresión Medición

En la figura 3 y 4 se describe el proceso en la instalación.

Entrada de la Mezcla

Compresión de Gas

Salida hacia Atasta

Bombeo de Líquido

Medición

Separación Líquido / Gas

Salida hacia Abk-A

Agua

Medición

Pozos ABK-56, 282 y 96

Figura 3.-Diagrama de bloques de procesos del C.P. Abkatun-D



Figura 4.-Diagrama de procesos del C.P. Abkatun-D Rev. 5 Página 12 de 52


Sección de separación La llegada de la mezcla provenientes de los campos May, Sinan, Kab, Bolontiku, Yum, Och, Uech y Kax, llegan a la plataforma de perforación del centro de proceso Abkatun-D con una presión promedio de 20 kg/cm2 y temperatura de 35°C a través de dos oleogasoductos de 24” y 36”Ø (L-155 y L-374). La llegada de la mezcla proveniente del campo de Ixtal-A, llega al C.P. Abkatun-D por un ducto de 24”Ø a través de la línea L-252 con una presión promedio de 20 kg/cm² y temperatura de 56°C. En la Plataforma Abkatun-D Perforación, las llegadas de las líneas L-374, L155 y L-252 se interconecta al cabezal gen eral de 30”Ø, para enviar la producción a la sección de separación en la plataforma Abkatun-D Permanente, La producción de la Plataforma Abkatun-B llega a través de un ducto de 24”Ø a través de la línea L-120 con una presión promedio de 5 kg/cm² y temperatura de 49 °C. Esta corriente se interconecta en la plataforma permanente segundo nivel hacia la 2°da etapa de separación.

La mezcla de hidrocarburo, entra a la primera etapa de separación compuesta por 3 separadores FA-3101-A/B/C, el líquido separado es enviado a los separadores de segunda etapa FA-3102 A/B con el propósito de extraer la mayor cantidad de vapores y continuar sin mayor problema a la sección de bombeo. El gas extraído de la primera etapa de separación se envía a los rectificadores FA-3103 A/B donde se extraen los condensados de dicha corriente, el gas se envía a compresión mientras que los líquidos recuperados se envía a la entrada de los separadores de segunda etapa, ver figura No.5. El proceso de separación se lleva a cabo en el segundo nivel de la Plataforma Permanente y consta de: Primera etapa de separación 02 separadores trifásicos (FA-3101A/C) y 01 separador bifásico (FA-3101B. Segunda etapa de separación 02 separadores bifásicos (FA-3102 A/B)



La mezcla proveniente de la plataforma perforación que fluye por el cabezal de 30”Ø al entrar a la plataforma permanente pasa por un paquete para regular la presión de 20 kg/cm² a 11 kg/cm². El control de presión se realiza a través del controlador PIC-3101, configurado en el Sistema Digital de Monitoreo y Control (SDMC) y de las válvulas de control de presión PV-3101 A/B. La presión en cabezal general de 30”Ø de mezcla se monitorea localmente a través del indicador de presión PI 3101 A. En caso de existir presión mayor a 11 kg/cm² en el cabezal, los transmisores indicadores de presión PIT-3100 y PIT-3101, mandara una señal a los controladores indicadores PIC—3100 y PIC-3001, para que este a su vez envié una señal de cierre a las válvulas PV-3100 A/B y PV-3101 A/B, configuradas en rango dividido. En caso de existir presión menor a 10 kg/cm² en el cabezal, los transmisores indicadores de presión PIT-3100 y PIT-3101, mandara una señal a los controladores indicadores PIC—3100 y PIC3001, para que este a su vez envié una señal de apertura a las válvulas PV-3100 A/B y PV-3101 A/B, configuradas en rango dividido. La posición de las válvulas PV-3100 A/B y PV-3101 A/B a falla de suministro de aire de instrumentos cierran. Cabe mencionar que en caso de ser necesario se cuenta con un controlador de presión local, el cual haría la misma función los transmisores controladores de presión PIC-3100 y PIC-3101.

Una vez que la presión de la mezcla se encuentra a 11 kg/cm², se envían a un cabezal de 42”Ø, el cual interconecta a un paquete de tres trenes de regulación de nivel, hacia la entrada de los separadores de primera etapa FA-3101 A/B/C, donde cada separador es alimentado con su respectivo tren de regulación de nivel. Una vez separadas las fases dentro del separador, el aceite es enviado mediante control de nivel a los separadores FA-3102 A/B de la segunda etapa de separación, el gas es enviado al rectificador de primera etapa, FA-3103B. Control de Presión en primera etapa de separación La presión normal de operación es de 7.0 kg/cm2 en los separadores de primera etapa (FA-3101 A/B/C), así como en el rectificador de primera etapa (FA-3103 B), esta presión se mantiene con el controlador PIC-3111, configurado en el SDMC y las válvulas de control de presión PV-3111A/B. Cuando se tenga una presión por debajo de los 7.0 kg/cm 2, en los separadores FA-3101 A/B/C y el rectificador FA-3103 B, el transmisor indicador de presión PIT-3111 mandará señal al controlador indicador de presión PIC-3111, configurado en el SDMC, el cual a su vez enviará señal de cierre a las válvulas PV-3111A/B. Rev. 5 Página 14 de 52


El control de nivel de aceite en el separador FA-3101A se realiza de forma local a través de los controladores de nivel LC-3102A y LC-3102B y de forma remota a través del controlador de nivel LIC-3102. Cuando se tenga nivel por debajo de 25% en el separador FA-3101A, el transmisor de nivel LIT3102 mandará señal al controlador de nivel LIC-3102, el cual a su vez enviará una señal de apertura a las válvulas LV-3102 A/B. Cuando se tenga nivel por encima de 40% separador FA-3101A, el transmisor de nivel LIT-3102 mandará señal al controlador de nivel LIC-3102, configurado en el SDMC, el cual a su vez enviará una señal de cierre a las válvulas LV-3102 A/B. La posición de las válvulas LV-3102 A/B a falla de aire de instrumentos es cerrada. El líquido separado en enviado a la segunda etapa de separación, el gas separado es enviado al rectificador FA-3103 B. El control de nivel de aceite en el separador se realiza de forma local a través del controlador de nivel LC-0204 y de forma remota a través del LIC-3114. Cuando un nivel por debajo de 25% en el separador FA-3101B, el transmisor de nivel LT-0204 enviara una señal al controlador de nivel LIC-3114, el cual a su vez enviara una señal de apertura a las válvulas LV-3114 A/B. Cuando se tenga nivel por encima de 40% FA-3101B, el transmisor de nivel LT-0204 enviara una señal al controlador de nivel LIC-3114, el cual a su vez enviara una señal de cierre a las válvulas LV3114 A/B. La posición de las válvulas LV-3114A/B a falla de aire de instrumentos es cerrada. El líquido separado en la primera etapa es enviado a la segunda etapa de separación, el gas separado es enviado al rectificador FA-3103 B.

Control de Nivel separador FA-3101 C El control de nivel de aceite en el tanque separador se realiza de forma local a través de los controladores de nivel LC-3101A y LC-3101B, y de forma remota a través del controlador indicador de nivel configurado LIC-3101. Cuando se tenga nivel por debajo de 25% en el separador FA-3101C, el transmisor de nivel LIT3101 mandará señal al controlador de nivel LIC-3101, el cual a su vez enviará una señal de apertura a las válvulas LV-3101 A/B. Rev. 5 Página 15 de 52


Cuando se tenga nivel por encima de 40% separador FA-3101C, el transmisor de nivel LIT-3101 mandará señal al controlador de nivel LIC-3101, configurado en el SDMC, el cual a su vez enviará una señal de cierre a las válvulas LV-3101 A/B. La posición de las válvulas LV-3101 A/B a falla de aire de instrumentos es cerrada. El líquido separado en enviado a la segunda etapa de separación, el gas separado es enviado al rectificador FA-3103 B.

Control de Nivel Rectificador FA-3103 B El gas proveniente de la primera etapa de separadores es enviada al rectificador FA-3103B con una presión de 6.5 kg/cm² en donde se elimina cualquier líquido que pudiera haberse arrastrado por la corriente gas. El gas libre de condensados al paquete de medición tipo V-Cone y posteriormente a los rectificadores FA-3105A/B, mientras que los condensados acumulados en el rectificador son enviados a los separadores de segunda etapa FA-3102A/B, a través de la válvula LV-3109 A. Cuando se tenga una presión por encima de los 7.5 kg/cm² en los separadores FA-3101 A/B/C y en el rectificador FA-3103 B, el transmisor indicador de presión PIT-3111 mandará señal al controlador indicador de presión PIC-3111, la cual a su vez enviará señal de apertura a las válvulas PV-3111A/B. Segunda Etapa de separación, FA-3102 A/B El líquido separado en la primera etapa es enviado a una segunda etapa de separación, FA-3102 A/B. En la segunda etapa de separación cuenta con la flexibilidad operativa de que todos los separadores de primera etapa pueden descargar cualquiera de los dos separadores de segunda etapa. La presión normal en la segunda etapa de separación es de 2.5 kg/cm². El líquido separado es enviado al primer nivel hacia la succión de turbo bombas. Control de Nivel FA-3102 A El control de nivel de aceite en el separador se realiza de forma local a través de los controladores de nivel LC-0304 A, y de forma remota a través del controlador indicador de nivel configurado al SDMC, LIC-0304 A. Rev. 5 Página 16 de 52


Cuando se tenga nivel por debajo de 45% en el separador FA-3102 A, el transmisor de nivel LIT0304 A mandará señal al controlador de las válvulas controladoras de nivel en la descarga de los separadores de primera etapa: Si la mezcla viene del separador FA-3101 A, el transmisor de nivel LIT-0304 A enviará una señal de apertura a las válvulas LV-3102 C/D. Si la mezcla viene del separador FA-3101 B, el transmisor de nivel LIT-0304 A enviará una señal de apertura a la válvula LV-0204. Si la mezcla viene del separador FA-3101 C, el transmisor de nivel LIT-0304 A enviará una señal de apertura a las válvulas LV-3101 C/D. Cuando se tenga nivel por arriba de 45% en el separador FA-3102 A, el transmisor de nivel LIT0304 A mandará señal al controlador de las válvulas controladoras de nivel en la descarga de los separadores de primera etapa: Si la mezcla viene del separador FA-3101 A, el transmisor de nivel LIT-0304 A enviará una señal de cierre a las válvulas LV-3102 C/D. Si la mezcla viene del separador FA-3101 B, el transmisor de nivel LIT-0304 A enviará una señal de cierre a la válvula LV-0204. Si la mezcla viene del separador FA-3101 C, el transmisor de nivel LIT-0304 A enviará una señal de cierre a las válvulas LV-3101 C/D.

Control de Nivel FA-3102 B El control de nivel de aceite en el separador se realiza de forma local a través de los controladores de nivel LC-0404 A, y de forma remota a través del controlador indicador de nivel configurado al SDMC, LIC-0304 A. Cuando se tenga nivel por debajo de 45% en el separador FA-3102 B, el transmisor de nivel LIT0404 A mandará señal al controlador de las válvulas controladoras de nivel en la descarga de los separadores de primera etapa: Si la mezcla viene del separador FA-3101 A, el transmisor de nivel LIT-0404 A enviará una señal de apertura a las válvulas LV-3102 C/D. Si la mezcla viene del separador FA-3101 B, el transmisor de nivel LIT-0404 A enviará una señal de apertura a la válvula LV-0204. Rev. 5 Página 17 de 52


Si la mezcla viene del separador FA-3101 C, el transmisor de nivel LIT-0404 A enviará una señal de apertura a las válvulas LV-3101 C/D. Cuando se tenga nivel por arriba de 45% en el separador FA-3102 B, el transmisor de nivel LIT0404 A mandará señal al controlador de las válvulas controladoras de nivel en la descarga de los separadores de primera etapa: Si la mezcla viene del separador FA-3101 A, el transmisor de nivel LIT-0404 A enviará una señal de cierre a las válvulas LV-3102 C/D. Si la mezcla viene del separador FA-3101 B, el transmisor de nivel LIT-0404 A enviará una señal de cierre a la válvula LV-0204. Si la mezcla viene del separador FA-3101 C, el transmisor de nivel LIT-0404 A enviará una señal de cierre a las válvulas LV-3101 C/D. Los vapores recuperados de la segunda etapa de separación se envían al rectificador FA-3104 para realizar una última rectificación, los condensados obtenidos son enviados hacía la segunda etapa de separación (FA-3102 A/B) y el gas rectificado hacia el FA-3106 que continua hacia los turbocompresores de baja presión PA-3101 A/B y posteriormente se unen al cabezal general de succión de módulos.



Figura 5.-Descripción de procesos en la plataforma Permanente Rev. 5 Página 19 de 52


Sección de Bombeo Para el proceso de bombeo, se cuenta con 4 turbo bombas marca Solar modelo Saturno 20 con capacidad de manejo de 75 Mbpd cada una, mismas que succionan de los cabezales de descarga de los separadores de segunda etapa FA-3102A y FA-3102B incrementando la presión 2.0 kg/cm2 a 40.0 kg/cm2para su envío hacia la plataforma Akal-J, dicha presión es regulada través de la válvula PV-3198. La operación de las turbo bombas depende de la demanda de producción, actualmente operan 03 turbo bombas y 01 disponible. Sección de compresión El gas proveniente del rectificador de primera FA-3103B, es enviado a los slug catchers FA-3105A/B, en donde se elimina cualquier líquido que pudiera haberse formado por el cambio de presión. El gas libre de condensados es enviado a la succión de los módulos de compresión con los números PA-3200 A/B/C/D, mientras que los condensados acumulados son enviados a los separadores de segunda etapa FA-3102A/B, a través de la válvula LV-3110 y LV-3111. La presión de operación de los rectificadores es de 6.3 kg/cm 2 y se mantienen con el controlador PIC3115 y las válvulas de control de presión PV-3115A/B.

Los condensado proveniente de los FA-3105 A/B pasa por el medidor tipo Coriolis FE-3106 y FE-3109, donde el transmisor indicador de flujo FIT-3106 y FIT 3109 envían señal digital al SDMC, donde se despliegan los datos referentes a la indicación de flujo FE-3106. Una vez que el gas ha pasado por el proceso de rectificación, es comprimido a través de cuatro módulos de compresión, elevando la presión de 6 kg/cm2 a 70 kg/cm2 y enviarlo mediante un gasoducto al CPG Atasta, vía Abkatun-A. El gas de baja presión obtenido del rectificador FA-3104 entra a un segundo rectificador FA-3106 donde posteriormente es comprimido por los turbocompresores de baja presión PA-3101A/B y eleva la presión de 2.0 Kg/cm 2 a 7.0 Kg/cm2 para unirse a la corriente de gas que viene del FA-3103 A/B para la succión de los módulos de alta presión.

Sección de Medición Rev. 5 Página 20 de 52

CONTEXTO OPERACIONAL “CENTRO DE PROCESO ABKATUN-D” 

Medición de Aceite

Después del proceso de bombeo, el aceite cfrudo llega al paquete de medición estructurado por tres trenes de medición, FE-3117 y FE-3118 los cuales se encuentran en operación y el tren maestro o de calibración FE-3119 el cual se encuentra disponible. Cada tren de medición está compuesto por un medidor de flujo másico con sistema de medición de líquidos de tecnología Coriolis modelo Micromotion 2700, sensor CMF-300 y capacidad de 220,000 BPD. Ver figura No.6

Figura 6.- Diagrama de bombeo y medición. 

Medición de gas

Para la medición de gas, se cuenta con dos paquetes de medición, el primero en un paquete con dos trenes de medición, FE-3106 y FE-3107, tipo cono en V de 30”Ø 150# con capacidad de 250 MMpcd cada uno, ubicado a la salida del rectificador de primera etapa FA-3103B. El segundo paquete de medición PA-3120, de tipo ultrasónico, se encuentra ubicado a la descarga general de módulos; cuenta con tres trenes de medición de 16”Ø 600# con capacidad de medir 250 MMPCD cada uno.



Medición de agua congénita



Para el caso del agua congénita que se obtiene en el proceso de separación de primera y segunda etapa, esta agua es medida en medidor tipo Coriolis y posteriormente se deriva a los pozos Abkatun 56, 282 y 96, los cuales se encuentran habilitados como pozos de captación. . Sección de Generación y servicios auxiliares Las secciones antes mencionadas dependen de tres sistemas de apoyo que son la generación eléctrica, aire de instrumentos y el gas combustible. La primera suministra la electricidad necesaria para todos los tableros de control y equipos auxiliares, para ello se cuenta con 02 turbo generadores eléctricos TG-4160-01 A/C que normalmente uno opera y el otro se encuentra disponible. En caso de falla de los anteriores existen tres moto generadores eléctricos de respaldo, uno propiedad de la instalación marca Atlas Copco y dos más se encuentran en renta de marca Rolls Royce, los cuales solo tienen la capacidad para las cargas esenciales para que el proceso de manejo de aceite no sea interrumpido. Por su parte el aire de instrumentos es suministrado por dos compresores de aire en el primer nivel que suministran aire a la batería de separación y tres compresores de aire en el tercer nivel que suministran aire al área de compresión, a través de la red de distribución que mantienen una presión de 7.0 kg/cm²en la instalación para el funcionamiento de las válvulas de control neumáticas, instrumentos, patines de inyección, por mencionar algunos. De estos equipos, uno opera normalmente mientras que el otro queda disponible como respaldo en caso de que el primero salga de operación por algún motivo. El gas combustible es suministrado desde la plataforma Pol-A y Nohoch-A, vía Abkatun-A a través de un gasoducto de 10”Ø para abastecer a la turbo maquinaria de la instalación una vez que pasa por un proceso de filtrado, secado y calentamiento, debido a que el Centro de Proceso no cuenta con plantas de endulzamiento, siendo ésta la única fuente de suministro de dicho insumo.

4. CARACTERÍSTICAS DE INSUMOS Y PRODUCTOS En el Centro de Proceso Abkatun-D, se manejan productos para insumos de los equipos y combustibles, tales como aceites lubricantes, diésel, reactivos, desemulsificantes, inhibidores de corrosión, asfáltenos, parafinas y antiespumantes para las líneas de proceso, solventes para análisis de crudo provenientes de los pozos de las plataformas satélites. Los productos manejados en el Centro de Proceso Abkatun-D, cuentan con descripciones físicoquímicas, riesgos específicos, contenidos en las hojas de seguridad de los mismos, para su identificación y manejo. En las tablas 3 y 4 se muestran los insumos y productos utilizados en el C.P Abkatun-D Rev. 5 Página 22 de 52


Tabla 3.- Insumos utilizados en el C.P Abkatun-D Descripción del Insumo Desemulsificantes

Punto de aplicación Oleo gasoducto de 24”ø L-1 y L-2 llegada de Ixtal. Oleoducto de 24”ø salida Abkatun-

D hacia Abkatun-A. Inhibidor de incrustaciones Dispersante de asfáltenos y parafinas

Líneas de proceso y equipo de bombeo. Inyección en fluidos dentro de las instalaciones de producción, líneas de proceso, baterías de separación.

Antiespumante

Baterías de separación y sistemas de compresión

Inhibidor de corrosión e incrustación

Inyección en lí nea de 24”ø de llegada Ixtal, L-24”ø llegada litoral, oleoducto de 24”ø, gasoducto de 24”ø descarga de módulos, gasoducto 30”ø salida hacia Atasta.

Xileno

Crudo de pozos productores y de líneas de proceso.

Mejorador de flujo

Línea 24”ø de crudo llegada litoral

Diésel

Gas combustible

Aceites lubricantes Agentes Químicos Aceite mineral T11 Aceite sintético 2380

Máquinas de combustión interna (grúas, bombas contraincendios, compresores), así como solvente para diluir productos químicos. Es recibido del cabezal general de la red de gas combustible Abkatun-N1. Turbo bombas, moto generadores, módulos de compresión, generadores de gas, turbogeneradores, compresores, compresores de aire. Pozo Abk-56 (Pozo Letrina) Módulo 7, 8, 9 Y 10

Módulo 7, 8, 9 Y 10

Función Pre-tratamiento en el proceso de deshidratación del crudo para su envío y exportación Evitar incrustación en los internos de las turbobombas. Prevenir la acumulación de asfáltenos manteniendo los equipos y líneas durante mayores tiempos sin requerir limpieza interna. Inhibir la formación de espuma lográndose operaciones eficientes, tanto en los equipos de separación de aceite (baterías de separación), como en los sistemas de compresión. Inhibir la corrosión causada por agentes corrosivos tales como salmueras, bióxido de carbono (CO2), ácido sulfhídrico (H2S), ácidos orgánicos y bacterias reductoras de sulfato. Inhibe y neutraliza ataques y medios corrosivos al metal respectivamente Diluir muestras de aceite crudo; de acuerdo al procedimiento para determinar pruebas fisicoquímicas. Reducir la fricción en el transporte de aceite crudo ligero. Consumo en máquinas de combustión interna de alto aprovechamiento de energía, con elevado rendimiento y eficiencia mecánica. Consumo en Turbo maquinaria. Lubricación de turbo maquinaria, grúas y compresores. Tratamiento de agua congénita Lubricación de compresores y turbina de potencia (a plica solo para módulo 7 y 8) Lubricación de generador de gases y turbina de potencia

Tabla 4.- Productos generados en el C.P. Abkatun-D Producto Aceite crudo Gas Amargo

Aplicación

Función

Aceite crudo manejado en el Centro de Proceso Abkatun-D Para endulzamiento y entrega a PG y PB

Es un insumo hacia otros centros de proceso. Gas combustible y derivado del gas





Tabla 5.- Propiedades físico-químicas de insumos del Centro de Proceso Abkatun-D Temp. de auto ignición (°C)

Densidad relativa @ 20/4 (°C)

Mayor 63 °C

ND

0.92-0.95 g/cm3

N/A

25°C

ND

ND

27

Propiedades físicoquímicas

Temp. de ebullición (°C)

Desemulsificantes EB-663

Mayor de 150 °C

N/D

Desemulsificantes ADP-109

Mayor de 71 °C ND

Inhibidor de incrustaciones IMP-IISI-2002-1 Dispersantes de asfáltenos y parafinas IMPIDAP-2002-1

Temp. de fusión (°C)

Temperatura de inflamación (°C)

Peso molecular (gr/gr-mol)

Estado físico

Olor y Color

Velocidad de evaporación

Solubilidad en agua

Presión de vapormmH g 20 °C

Volatilidad (%)

pH

NA

Líquido

Olor a compuestos aromáticos / ámbar

Menor de 0.1

Dispersable, soluble en aceite

0.01 mm Hg

ND

ND

0.840.9Grs./cm 3

N/A

Líquido claro

Amarillo Ligero

ND

Parcialmente soluble en aromáticos

ND

80% en solventes

-

ND

1.1

ND

Líquido

Ámbar

ND

Soluble

ND

ND

6.9

ND

Líquido

ND

ND

ND

ND

4.0-6.8

ND

ND

ND

ND

ND

0.7

0.0175 a 20°C

5.2 mm Hg a 25 °C

100

ND

ND

30%

9-12

ND

40-50%

8.0-9.5

ND

ND

14

ND

0.8950.9105

Antiespumante IMP-AE-2010

ND

ND

ND

ND

0.97

ND

Líquido

Xileno

144

-25

32

463

0.8802

106.17

Líquido

Inhibidor de corrosión Apollo pri-32

ND

ND

ND

ND

0.90-0.95 g/cm3

NA

Líquido

Inhibidor de corrosión Apollo pri-42

82°C INICIAL

N/A

Mayor 63°C

ND

0.800.93Grs./c m3

N/A

Líquido claro

Olor a compuestos aromáticos /ámbar Olor a compuestos aromáticos / ámbar Perceptible a >1 ppm / Ligeramente amarillo Olor a compuestos aromáticos / Ámbar Oscuro Ámbar Oscuro

ND

ND

Soluble en agua, Dispersable en Hidrocarburos Dispersable en agua y Soluble en Hidrocarburos



Tabla 6.- Propiedades físico-químicas de insumos del Centro de Proceso Abkatun-D Temp. de inflamació n (°C)

Temp. de auto ignición (°C)

Densidad relativa @ 20/4 (°C)


Estado físico

-7

+52 A 96

257

ND

210

Líquido

>300

ND

2250

NA

0.890.908

ND

Líquido

-161

-183

-223

523

0.717 A 0 °C

16.04

Gas

Propiedades físico-química

Temp. de ebullició n (°C)

Diésel

+282 A +338

Aceites lubricantes Gas combustible


Olor y Color ND / Oscuro Ámbar / Característi co a hidrocarbur os Incoloro / Inodoro


Solubilidad en agua

Presión de vapor mmHg 20 °C

Volatilidad (%)

Límite de inflamabilidad inferior (%)

Límite de inflamabilidad superior (%)

ND

Insoluble

2.6 a 50 °C

100

1.3

6.0

ND

ND

ND

ND

225 °C

240 °C

NA

3.5% A 17 °C

760 A -161 °C

NA

5

15

Tabla 7.- Propiedades físico-químicas de productos del Centro de Proceso Abkatun-D

Propiedades físicoquímica

Temp. de ebullición (°C)

Aceite crudo

237.8

Gas HúmedoAmargo

0.0585

Temp. de inflamación (°C)

Temp. de auto ignición (°C)

Densidad relativa @ 20/4


Estado físico

Olor y Color


Solubilidad en agua

Presión de vapor MM HG 20 °C

Volatilidad (%)

Límite de inflamabilidad inferior (%)

Límite de inflamabilidad superior (%)

10 A 80

5 A 100

25

0.89

225.02

Líquido

Repugnante / Café a negro

ND

Insoluble

0.84 kg/cm2

12

1.4

5

0.9996

22.204

0.4804

0.0148

0.4233

1.2818

0.01103

4.16.15

702.62

416.15

702.62

Gas HúmedoAmargo

0.0585




Nivel de Riesgo. De acuerdo al rombo de la NFPA, el nivel de riesgo a la salud, inflamabilidad, reactividad y riesgos especiales que presentan los insumos utilizados en la instalación se presentan a continuación: Descripción Aceites lubricantes Desparafinante PESP-XLN Dispersante IMP-IDAP-20021 Inhibidor IMP-IISI-2002-1 Antiespumante IMP-AE-2010 Mejorador de Flujo IMP-MF2008

8 GRADO DE RIESGO A LA SALUD

Riesgo a la Salud

Riesgo de Inflamabilidad

Riesgo de Reactividad

Riesgos Especiales

1 2

1 3

0 0

N/A N/A

2

3

0

N/A

2 2

2 3

0 0

N/A N/A

2

1

1

N/A

9 GRADO DE RIESGO DE INFLAM ABILIDAD

(COLOR AZUL)

(COLOR ROJO)

0 M INIM O

M ATERIAL NORM AL

0 M INIM O

NO ARDE

1LIGERO

RIESGO LEVE

1LIGERO

ARDE ARRIBA DE 93.3 ºC

2 M ODERADO

PELIGROSO

2 M ODERADO

ARDE ARRIBA DE 37.8 ºC

3 ALTO

EXTREM ADAM ENTE

3 ALTO

ARDE ARRIBA DE 23 º C

PELIGROSO

4 SEVERO

ARDE DEBAJO DE 23 º C

4 SEVERO

FATAL

10 GRA DO DE RIESGO DE REA CTIV IDA D (COLOR AM ARILLO) 0 M INIM O ESTABLE 1 LIGERO INESTA BLE SI SE CA LIENTA 2 M ODERA DO C AM B IO QU IM ICO V IOLEN TO 3 ALTO PUEDE DETONAR PERO REQUIERE DE UNA FUENTE DE IGNICIÓN. 4 SEVERO PUEDE DETONAR

11 GRA DO DE RIESGO ESPECIA L (COLOR BLANCO) OXY OXIDANTES A CID A CIDOS A LC A LC ALIN OS CORR CORROSIVO W NO USAR AGUA

Almacenamiento: Todos los insumos forman parte de un proceso continuo, por el cual su almacenamiento es temporal en áreas debidamente autorizadas y acondicionadas con dispositivos para contener derrames, equipos contraincendios y señalización de acuerdo a las normas vigentes. Los productos que son generados en el proceso son enviados a través de ductos hasta las estaciones de distribución en tierra por lo que no se almacenan en la instalación. Transporte: El transporte de los insumos se realiza vía marítima mediante embarcaciones en contenedores seguros, con su respectiva identificación y cumpliendo con la normatividad vigente, el tiempo de transportación varía ya que depende del itinerario de la embarcación no siendo más de 24 hrs el Rev. 5 Página 27 de 52


tiempo de reposición de los insumos, dependiendo del consumo de éstos, para el caso de los petroquímicos es cada 15 días mientras que para los lubricantes es bimestral.

5. REDUNDANCIAS El nivel de protección por redundancia del Centro de Proceso lo proporciona el Sistema de Paro por Emergencia (SPE) que se encuentra intercomunicado por un anillo de fibra óptica entre las Plataformas Permanente y habitacional. El SPE está diseñado para llevar al proceso a un estado seguro cerrando las válvulas de corte para aislar equipos y líneas, una vez que las condiciones de proceso salgan de los rangos de operación normales que exponen al personal y equipo a condiciones inseguras. Se compone por un equipo de control triple modular redundante (TMR)de la marca TRIPLEX, instalado en la Plataforma Permanente que recibe señales de las estaciones distribuidas en diferentes áreas del Centro de Proceso, éstas tienen la función de desencadenar manualmente el paro por emergencia, también el equipo TMRS tiene la función de enviar la señal de cierre y monitorear los estados de las válvulas de corte, estaciones manuales a través de las consolas de control de interfaz (HMI) instaladas en el cuarto de control de permanente, cuarto de control de compresión y cuarto de control de la habitacional.

6. CALIDAD Y DISPONIBILIDAD DE INSUMOS Y PRODUCTOS El Centro de Proceso Abkatun-D genera productos en sus procesos y requiere ciertos insumos para la operación óptima. La mayor parte de los insumos utilizados son inflamables, por lo que existe el riesgo de incendio donde se almacenan. Deben tomarse precauciones para evitar temperaturas extremas en su almacenamiento y que se formen vapores; almacenar en contenedores cerrados, fríos, secos, aislados, en áreas bien ventiladas y alejados del calor, fuentes de ignición y productos incompatibles como ácidos y materiales oxidantes. No almacenar en contenedores sin etiquetas. El almacenamiento de pequeñas cantidades de este producto, debe hacerse en contenedores de seguridad, trabajar a favor del viento durante la limpieza de derrames. Los equipos empleados para el manejo de esta substancia, deben estar conectados eléctricamente a tierra. A continuación se muestran estos productos e insumos con sus respectivas características de calidad. Aceite crudo: Tabla 8.- Propiedades físico-químicas del aceite crudo Aceite Aceite ligero

Densidad °API

% Agua y Sedimentos

Salinidad PPM

40

3

96,162



Tabla 9.- Composición del gas amargo Gas Amargo: Componente

% Mol Base seca

Componente

% Mol Base seca

Oxígeno Nitrógeno Metano Bióxido de Carbono Etano Ácido Sulfhídrico Propano Isobutano n-Butano Isopentano

N.D. 0,5680 ± 0,0099 77,5375 ± 0,15 0,6687 ± 0,020 12,0970 ± 0,19 ND 5,6004 ± 0,056 0,7636 ± 0,019 1,7278 ± 0,10 0,3750 ± 0,0058

Pentano Hexanos Heptanos Octanos Nonanos Decanos Undecanos Dodecanos Tridecanos Tetradecanos

0,4403± 0,011 0,1699 ± 0,013 0,0435 ± 0,0028 0,0062 ± 0,0057 0,0018 ± 0,00014 0,0003 ± 0,000030 N.D. N.D. N.D. N.D.

Tabla 10.- Composición del gas combustible Gas Combustible: Componente Oxígeno Nitrógeno Metano Bióxido de Carbono Etano Ácido Sulfhídrico Propano Isobutano n-Butano Isopentano

% Mol Base seca

Componente

% Mol Base seca

0,5802 ± 0,010 77,0877 ± 0,15 N.D. 12,5391 ± 0,20 N.D. 5,9911 ± 0,060 0,8530 ± 0,021 1,9080 ± 0,11 0,3840 ± 0,0060

Pentano Hexanos Heptanos Octanos Nonanos Decanos Undecanos Dodecanos Tridecanos Tetradecanos

0,4340± 0,011 0,1457 ± 0,011 0,0304 ± 0,0019 0,0095 ± 0,00087 0,0201 ± 0,0020 0,0172 ± 0,0017 N.D. N.D. N.D. N.D.



Tabla 10.- Propiedades físico-químicas de aceites lubricantes Aceites Lubricantes Parámetro

T-9

T-11

T-15

SAE15W40

ISO-150

SAE-90

Apariencia

Brillante

Brillante

Brillante

Brillante

Brillante

Brillante

Peso específico @ 15/15°C

0.870

0.874

0.878

N.D.

N.D.

N.D.

Peso específico @ 20/4°C

N.D.

N.D.

N.D.

N.D.

0.889

0.899 – 0.910

Densidad g/cm3 @ 20°C

0.875

0.875

0.875

0.890

0.8800.915

N.D.

Temperatura de inflamación °C

220

235

240

215

230

230

Temperatura de ignición °C

233

260

270

N.D.

N.D.

N.D.

Viscosidad cinemática mm 2/seg (cSt) @ 40°C

32

46

68

108

150

235-275

Viscosidad cinemática mm 2/seg (cSt) @ 100°C

5.2

6.9

9.2

15.3

14

15 - 19

Agua por Karl Fisher PPM

10

10

10

N.D.

N.D.

N.D.

Temperatura de autoignición °C

310

310

310

N.D.

N.D.

N.D.

7. MANEJO DE RESIDUOS PELIGROSOS Actualmente la recopilación, selección, cuantificación, almacenamiento, registro y envío de los residuos peligrosos y no peligrosos generados en este Centro de Proceso, es llevado a cabo por una compañía especializada. En el primer nivel de la plataforma habitacional se realiza la recopilación, separación, registro y desembarque de residuos no peligrosos (papel, cartón, desechos sanitarios, plásticos, cenizas, madera, etc.) En el primer nivel de la plataforma permanente se encuentra el área asignada como Almacenamiento Temporal de Residuos Peligrosos; aquí se realizan las labores de recopilación, separación, registro y desembarque de residuos peligrosos (sólidos impregnados con hidrocarburos, baterías, solventes, aceites gastados, residuos peligrosos-biológicos-infecciosos, etc.) los cuales son almacenados en recipientes metálicos de 1.5 m 3 de capacidad. El personal de PEP está obligado a caracterizar cualquier tipo de material que esté destinado a ser desechado que se genere durante libranzas de equipos y líneas de procesos por mantenimiento preventivo y/o correctivos, limpieza a través de corridas con equipo de limpieza interior, etc., entregar el desecho en el almacén los residuos peligrosos. Rev. 5 Página 30 de 52


Atendiendo a las necesidades, se clasifica por giro industrial y proceso, también por fuente no específica:

Grupo A: residuos sólidos impregnados con hidrocarburos. Grupo B: residuos sólidos y líquidos de pinturas, solventes, lodos, limpiadores y residuos provenientes de recubrimiento, pintura y limpieza. Grupo C: baterías gastadas y residuos de componentes eléctricos. Grupo D: solventes gastados y/o reactivos químicos caducos. Grupo E: residuos líquidos contaminados con hidrocarburos y /o aceites gastados. Grupo G: residuos explosivos y pirotécnicos. Grupo F: residuos peligrosos biológico-infecciosos(RPBI’S). Según las características CRETIB que presenten los residuos y/o las tablas, la norma NOM-052SEMARNAT-2005. La separación se realiza bajo la norma NOM-054-SEMARNAT-1993 después de la identificación dentro de alguno de los grupos reactivos: H: Genera calor por reacción química. F: Produce fuego por reacciones exotérmicas violentas. G: Genera gases en grandes cantidades. E: Produce explosiones debido a reacciones exotérmicas. Gt: Genera gases tóxicos Gf: Genera gases inflamables P: Produce polimerización violenta generando calor extremo y gases t óxicos inflamables. Después de haber identificado y clasificado los residuos se procede al pesado del material con una báscula calibrada por un técnico especialista acreditado por la Procuraduría Federal del Consumidor. Al personal que entrega los residuos se le entrega un acuse de recibo el cual lleva un número consecutivo, la fecha en que fue entregado, el equipo al que se le dio mantenimiento o el proceso que lo generó, el departamento o compañía generadora, el nombre del residuo, el peso del residuo, el grupo al que pertenece y las firmas del personal que entrega y el que lo recibe. Esto Rev. 5 Página 31 de 52


para fines de comprobar que el personal que labora las instalaciones cumple con los requerimientos del anexo S. Se procede a realizar el embalaje en contenedores con resistencia suficiente para soportar los riesgos normales de manipulación y transporte, para residuos peligrosos de los grupos A, B sólidos, C, D y G se utilizarán contenedores metálicos de acero al carbón con capacidad de 1.5 m3, estos contenedores deberán contar con tapa que asegure su cierre hermético para evitar fugas o derrames de contaminantes, así mismo para evitar que se pueda originar una reacción con el medio ambiente como en el caso de los filtros, para los residuos líquidos del grupo B y el E se deberá utilizar contenedores de polipropileno rígidos (toter’s) con capacidad de 1.0 m3 que incluya protección de malla metálica y agarraderas resistentes para izaje. Los residuos del grupo F son de dos tipos, para los punzocortantes los recipientes deberán ser rígidos de polipropileno color rojo con capacidad de 7.5 l, el material de curación será colocado en bolsas rojas de polietileno con el símbolo universal de RPBI’s impreso, los contenedores para transportarlos a la embarcación serán de polipropileno color rojo con capacidad de 60 l con tapa. Todos los contenedores presentarán etiqueta auto adherible y resistentes a la intemperie cumpliendo con las normas NOM-002-SCT/2003, NOM-003-SCT/2000, NOM-007-SCT2/2002 y deben presentar el tipo de residuo, la instalación, proceso y equipo generador, estado físico, pH, composición química, destino, tipo de contenedor, indicaciones especiales, la clasificación del sistema internacional de la National Fire Protection Association (NFPA), las características CRETIB que posee y el riesgo que presenta al transportarlo. Posteriormente al terminar la jornada se procede al llenado de bitácora de registro del manejo de residuos, esto para uso exclusivo en la instalación y revisiones por la autoridad ambiental de registro, manejo de residuos para uso exclusivo en la instalación generadora y revisiones de la autoridad ambiental (PROFEPA). En la bitácora se anota el número de vale, el nombre del residuo incluyendo las características CRETIB que presente, el grupo al que pertenece, el estado físico, la cantidad generada, el área o proceso de generación, la compañía o departamento generador, la plataforma en la que fue generado, el nombre del personal que entregó el residuo, la fecha de recepción, la fecha en la que se dio salida, el número de manifiesto, la fase de manejo siguiente, el prestador de servicios o la razón social y el número de autorización ante la SEMARNAT. Cuando se ha llenado el contenedor al 80 % de su capacidad se procede a realizar la solicitud de aviso de embarque mediante el programa STM. En el caso de los residuos biológicos infecciosos no debe pasar máximo de 30 días para la solicitud de embarque.



Tabla 11.- Clasificación de residuos generados en el Centro de P roceso Abkatun-D. Grupo

Grupo “A”.- Residuos

sólidos impregnados con hidrocarburos

Grupo “B”.- Residuos

provenientes de las operaciones de recubrimientos, pintado y limpieza.

Grupo “C”.- Baterías

gastadas. (Pb-Ac), (Ni-Cd), alcalinas, etc.

Grupo “D”.- Solventes

gastados y/o reactivos químicos caducos.

Descripción

Proceso o Área que lo genera

Departamentos generadores

Estopas, trapos y guantes, madera, mangueras gastadas, empaques, guardar roscas, equipo de protección personal, envases, tambores vacíos, filtros impregnados con aceites gastados o grasa, lubricantes.

Derivados del Mantenimiento Mecánico y del proceso de producción y extracción del crudo.

MEDSA y OPERACION

Estopas, brochas, trapos y guantes, equipo de protección personal, envases, tambores vacíos impregnados pintura, thinner y / o barniz. Residuos de pintura, solventes y lodos.

Derivados del mantenimiento anticorrosivo de equipos y líneas de proceso.

MEDSA y GMI

Baterías de níquel - cadmio. Baterías de plomo - ácido. Baterías con residuos alcalinos.

Derivados del mantenimiento eléctrico o banco de baterías de los equipos, baterías de lámpara, radios, instrumentos de medición.

MEDSA

Xileno Residuos ácidos y alcalinos gastados provenientes del uso en el laboratorio. Productos químicos caducos.

Derivados de los laboratorios de Control de Calidad.

CONTROL DE CALIDAD DE FLUIDOS

8. ALARMAS Y DISPOSITIVOS DE PROTECCIÓN Con la finalidad de garantizar la integridad mecánica de los equipos e instalaciones, controlar las posibles acciones degradantes al ambiente y preservar la salud del personal que labora en sitio, la instalación cuenta con un serie alarmas y dispositivos de protección, los cuales se encuentran especificados en los Diagramas de Tuberías e Instrumentación, que buscan controlar o minimizar cualquier evento no deseado. Rev. 5 Página 33 de 52


Toda la turbo maquinaría (Turbo bombas, Módulos de Compresión, Turbogeneradores, Turbocompresores) cuentan con un Sistema de Monitoreo, Protección y Control conformado por los Subsistemas de Sensores de Vibración, Sensores de Temperatura y el Monitoreo y Control propiamente dicho. Estos subsistemas son los encargados de mantener el control de los parámetros de operación mediante una Lógica de Control Programable (PLC) que activa las alarmas y disparos cuando las condiciones de operación así lo requieran. Los paros de los equipos están precedidos por una alarma anunciadora; esto hace posible que se evite un paro, tomando acciones de tipo correctivo. Los paros manuales de la plataforma, de la producción y de las unidades pueden ser llevados a cabo desde la sección de paro en el tablero de control principal. La totalidad del sistema de producción está instrumentado para asegurar un paro por sí mismo de forma ordenada, por medio del diseño de un circuito a prueba de falla y un paro secuencial de equipo. En el diseño a prueba de falla todo el circuito de paro, incluyendo entradas, salidas e interconexiones, están normalmente energizados. En caso de un mal funcionamiento, los mecanismos afectados se des-energizarán y no requieren energía externa para provocar paro. En el paro secuencial de equipo, se detendrá la producción antes del área donde se registra el problema y en forma secuencial el equipo de producción importante que está después del área afectada. Si llegara a existir una falla en el sistema de paro, la planta se detendrá por un paro en cascada, activando los mecanismos de paro de cada pieza del equipo. El sistema de paro está compuesto de unidades de circuitos de paro diseñados para el control de piezas individuales de equipo o grupos de equipos. Estos circuitos unitarios de paro protegen al equipo de alteraciones internas, y adicionalmente reciben y envían señales a otros circuitos unitarios de paro apropiados. El arreglo de estos circuitos es jerarquizado para limitar el impacto que se tendrá sobre la operación de la plataforma debido a alguna alteración o falla. Se cuenta con un sistema completo de aviso para la acción de alarma y paro. Todas las funciones de paro son precedidas por el aviso de las alarmas de advertencia, con el objeto de darle al operador oportunidad de tomar una acción que evite el paro. En los casos en que se usan tableros locales de control, el aviso de mal funcionamiento del equipo será en dicho tablero local. Cada tablero enviará una señal de alarma o paro al cuarto de control principal, para eventualmente parar otro equipo relacionado y establecer un aviso del equipo controlado localmente. Sistema de paro de emergencia de la plataforma Con el fin de aumentar los niveles de seguridad en el proceso y cumplir con las normas de seguridad industrial de PEMEX, se cuenta con una secuencia de cierre de válvulas de corte en el Centro de Proceso Abkatun-D. La definición de paro de emergencia es la siguiente: “son un conjunto de accione s lógicas que

suceden simultáneamente al recibir una señal de entrada. Estos sistemas están integrados como Rev. 5 Página 34 de 52


un programa dentro de un SDMC o cualquier tablero de control y son considerados como un instrumento de seguridad, aunque no intervienen o tienen ac ción sobre el proceso”.

El cierre de las válvulas de corte de las plataformas: perforación y permanente, será por medio de una botonera instalada en el cuarto de control y a través de la estación de operación, en la plataforma habitacional se activará el cierre de las plataformas y el paro total de todo el complejo a través de la estación de operación. El Ingeniero de instalaciones, Encargado de Producción y Ayudante “B” son los responsables de: 

  

Verificar que el sistema de paro de emergencia cuente con los mantenimientos programados. Verificar los valores de disparo por alta o baja presión de cada válvula. Verificar que las válvulas de corte se encuentren en posición abierta. Verificar continuamente la presión de suministro hidráulico y de los cilindros de nitrógeno y que éstos se encuentren alineados a los actuadores de las SDV´S.

Cuando una válvula es cerrada por alguna circunstancia, ésta podrá abrirse una vez que complete su ciclo de cierre. En caso de que por alta o baja presión sea necesario aislar una parte o todo el proceso por emergencia, en las plataformas de perforación, permanente y habitacional se encuentran botoneras que realizan el cierre de una plataforma específica. Confirmar el valor de alta o baja presión utilizando para ello todas las pantallas necesarias y en su caso confirmarlo con el personal que se encuentra en el área de trabajo. La activación del sistema de paro de emergencia en cualquiera de estas plataformas será efectuada bajo las siguientes condiciones: 







Cuando se presente una situación crítica de proceso en alguna sección de cada una de las plataformas. Durante un siniestro (ruptura en línea o recipiente, fuego, explosión, etc.) el personal tomará la decisión de efectuar el paro de emergencia. Cuando se origina un pico de sobrepresión que rebasa las condiciones predeterminadas de los puntos de disparos (represionamiento temporal corto, golpe de ariete, etc.) Cuando se tienen mediciones erróneas en los elementos primarios (taponamiento de la toma, des-calibración, errores de procedimientos en los mantenimientos, etc.)



El sistema de paro deberá ser activado manualmente por medio de las botoneras del sistema. Acciones operativas en caso de activarse una señal audible  

Visualizar en pantalla la plataforma dónde se presenta la falla. En el monitor, ir a la página de alarmas y verificar la causa por la cual alarmó el sistema.

En caso de falsa señal de alarma. Reconocer y silenciar alarma. Avisar al Coordinador de Mantenimiento para corregir la falla.  

En caso de evento real. 



Inmediatamente informar al Ing. de Operación, Coordinador de Operación ó Administrador del Centro de Proceso y acudir al sitio a restablecer el estado de la SDV. Reconocer y silenciar alarma.

Una vez que se haya pulsado el botón de paro de emergencia en cualquiera de las plataformas, se activarán alarmas de tipo audible y visibles instaladas en la consola del cuarto de control, indicando que el sistema de paro fue activado. El sistema retardará la acción de cierre de las válvulas por el tiempo que sea indicado en la lógica de paro, para permitir que sea inhibida la secuencia de paro desde la consola. En caso de que dicha acción se confirme, el sistema enviará la señal de cierre de las válvulas de la plataforma para un paro seguro que englobara en forma general la siguiente secuencia: 1.

Corte de las corrientes de entrada de fluidos a la plataforma, por medio del cierre de las válvulas de corte SDV.

2.

Cierre del suministro de gas combustible.

3.

Paro de los equipos dinámicos a través de la interconexión con sus sistemas de control.

4.

Cierre de las corrientes de salida de productos, a través del cierre de las válvulas de corte SDV.

5.

Desfogue hacia el quemador, a través de la apertura de las válvulas de despresurización BDV’S y de control de presión PV’S.



El desarrollo a través del cual se da la activación del sistema de paro por emergencia dentro del Centro de Proceso Abkatun-D involucra las fases descritas a continuación: Fase 1: Se realiza el cierre inmediato de la SDV-3163 de llegada de L-155, dentro de la plataforma de perforación, SDV-3213 de envío/recibo de gas amargo y SDV-3201 cabezal general de pozos, además se activan las alarmas visibles y audibles instaladas en la estación de operación, así como las indicaciones locales, después se da inicio al cierre ordenado de la SDV-5701 de llegada de gas combustible en plataforma permanente. Fase 2: Posteriormente, en 10 minutos, SDV-3165 de llegada de Pol-B (actualmente fuera de operación), se inicia el cierre ordenado de la SDV-3162 descarga de óleo, SDV-3164 salida de oleo hacia Abkatun-A, paralelamente se da inicio el cierre de la válvula SDV-1101 de descarga de módulos, SDV-3161 interconexión del Oleo con el cabezal general y la SDV-3214 de descarga de módulos. Inmediatamente se silencia la alarma audible y se apaga la alarma visible, indicando que el paro por emergencia ha terminado con éxito y en donde todas las válvulas se deberán encontrar en estado cerrado. Las indicaciones de paro por emergencia local también se deberán encontrar apagadas. Fase 3: Finalmente al transcurrir 15 minutos, se activara esta fase cerrando la SDV-5701 llegada de gas combustible y en paralelo con la apertura de las válvulas de desfogue al quemador PV-0302,

PV-0422, PV-3114 A, PV-3114 B, PV-3115 A, PV-3115 B. Además existe la válvula SDV-2100 en la llegada de la línea 374 de 36”Ø en la plataforma de perforación que actúa de manera local en caso de una contingencia, calibrada por baja presión en 5 kg/cm2 y por alta presión en 55 kg/cm2. En la tabla No.12. Se enlistan las válvulas de corte involucradas en el paro general de la instalación, así como la ubicación de dichas válvulas.



Tabla 12.- Válvulas de cortes involucradas durante el paro por emergencia.

Primera fase Válvula ID SDV-3202 SDV-3201 SDV-3163 SDV-3165 SDV-1100 SDV-2000 SDV-2100 SDV-3151 Segunda fase Válvula ID SDV-3162 SDV-3164 SDV-3161 SDV-1101 SDV-3214 SDV-3213 Tercera fase Válvula ID SDV-5701 PV-0302 PV-0422 PV-3114A PV-3114B PV-3115A PV-3115B PA-3101A PA-3101B

Función Llegada de ABK-B Cabezal general de pozos Llegada de Litoral Llegada de Pol-B Entrada del separador de alta eficiencia Llegada de Ixtal-A (2) Llegada de Pol-A Llegada de Ixtal-A (1)

Ubicada en: Permanente Permanente Perforación Perforación Perforación Perforación Perforación Perforación

Función Descarga de oleoducto Salida de óleo hacia Abkatun-A Interconexión de Oleo/ cabezal Gral Descarga de módulos a gasoducto Oleoducto a TMDB Salida de gas hacia Abk-A

Ubicada en: Perforación Perforación Perforación Permanente Permanente Permanente

Función Llegada de gas combustible Desfogue al quemador Desfogue al quemador Desfogue al quemador Desfogue al quemador Desfogue al quemador Desfogue al quemador Recuperador de vapor Recuperador de vapor

Ubicada en: Permanente Permanente Permanente Permanente Permanente Permanente Permanente Permanente Permanente

Protección contraincendios El sistema primario de protección para la plataforma es el de agua contra incendio. Este sistema suministra agua de mar presurizada a una presión de 7.2 a 9.0 Kg/cm2 a los diferentes monitores de agua contra incendio que se encuentran instalados, a estaciones de mangueras y sistema de aspersión. Estos se encuentran en lugares accesibles, contando como mínimo con dos equipos extinguidores de operación manual en adición al sistema fijo de aspersión, para evitar riesgos Rev. 5 Página 38 de 52


considerables a la plataforma. El sistema de distribución de agua contra incendio está compuesto por un anillo principal. Este anillo se encuentra en el perímetro de la plataforma, contando con válvulas manuales para poder aislar cualquier zona de la plataforma El equipo contra incendio sobre los niveles superiores está provisto con suministro de agua por bajantes y elevadores del circuito. Este sistema ha sido diseñado para una velocidad promedio de 8 ft/s.

Detección de gas y fuego El Control Eléctrico Programable (CEP) realiza el control del sistema de Gas y Fuego, se encuentra ubicado en el área de procesos, cuenta con alarmas visibles y audibles en exteriores, instrumentos de campo, detectores de gas combustible, detectores de gas tóxico y detectores de flama. El sistema funciona básicamente con el monitoreo de manera continua de todas sus entradas analógicas y discretas. Cuando no existe ninguna alarma, el Sistema de Detección de Gas Combustible y Fuego tendrá encendida la alarma de condición normal (verde) de cada semáforo. Este color en el semáforo de alarma indica que NO existe riesgo alguno en el área monitoreada y que el sistema tiene un funcionamiento normal. Los detectores de Fuego UV/IR están configurados a un único nivel de alarma, de acuerdo al nivel de confirmación de fuego en el detector, cuando el valor de su señal alcance el 75% de su rango el CEP, toma esta señal como detección de fuego confirmado, manda a apagar las alarmas visibles de condición normal (color verde), y enciende las alarmas visibles color rojo, y manda a activar las alarmas audibles acompañadas de un mensaje de “Fuego” y posteriormente un tono

característico, a su vez mandara a activar los dispositivos de para por emergencia. El sistema regresa a su normalidad Presionando el botón de reconocimiento de alarmas, en necesario mencionar que el sistema se activara nuevamente si la condición de fuego a un permanece, si la condición de fuego ha desaparecido, Presionar el botón virtual de reconocimiento en la HMI para que el sistema regrese a su estado normal. Los detectores de Gas Combustible se configuran a un nivel de alarma pre-alarma cuando la concentración de gas es mayor o igual a 20% L.E.L., en ese momento el CEP manda a apagar las alarmas visibles de condición normal (color verde), y manda a encender las alarmas visibles color ámbar, si la concentración aumenta por arriba de la alarma alta a 40% L.E.L, en ese momento el CEP activa las alarmas audibles acompañadas de un tono má s un mensaje de “Fuga de Gas Combustible”, si la concentración aumenta por arriba de la alarma alta-alta a 60% LEL se mantendrán las alarmas audibles y visibles activas y se activaran los dispositivos de paro por emergencia, permanecerán apagadas las alarmas visibles de condición normal, el sistema regresa a su normalidad hasta que pase la condición de alarma. Los detectores de Gas Toxico de H2S se configuran a un nivel de alarma pre-alarma cuando la concentración de gas es mayor o igual a 10 PPM, en ese momento el CEP manda a apagar las Rev. 5 Página 39 de 52


alarmas visibles de condición normal (color verde), y manda a encender las alarmas visibles color ámbar, si la concentración aumenta por arriba de la alarma alta a 15 PPM, en ese momento el CEP activa las alarmas audibles acompañadas de un tono más un mensaje de “Fuga de Gas toxico”, si la concentración aumenta por arriba de la alarma alta-alta a 50 PPM se mantendrán las alarmas audibles y visibles activas y se activaran los dispositivos de paro por emergencia, el sistema regresa a su normalidad hasta que pase la condición de alarma. El sistema cuenta con estaciones manuales de alarma que solamente se activan cuando se detecte una situación de incendio, caída del personal al mar o cuando la plataforma se encuentre en una emergencia que justifique el abandono de la misma.

9. AMBIENTE DE OPERACIÓN Las condiciones ambientales en el Centro de Proceso Abkatun-D son muy particulares y agresivas, es necesario que las instalaciones que lo constituyen estén adecuadamente protegidas contra los efectos del medio ambiente. Cualquier instalación y en particular la petrolera, están diseñadas y construidas para soportar condiciones climáticas adversas (huracanes, tormentas eléctricas, etc.), con el fin de proteger la integridad del personal a bordo. En caso de presentarse condiciones meteorológicas adversas como huracanes, se cuenta con el PRE-H, el cual proporciona las acciones o medidas para afrontar estos fenómenos meteorológicos, a fin de preservar la vida del personal, la protección del medio ambiente, la integridad de sus instalaciones y por ende dar cumplimiento a los programas de producción de aceite y gas. Este mecanismo contempla las actividades generales a realizar, para que en el caso de la posible afectación por la proximidad de un huracán, se apliquen en forma anticipada, rápida y ordenada las acciones de cierre de pozos, paro de instalaciones y desalojo del personal, conforme al procedimiento de evacuación de personal costa afuera. En caso de existir la necesidad de un paro total o parcial de la instalación debido a un evento programado o no deseado se cuenta con la flexibilidad para desviar la producción de aceite y gas hacia los Centros de procesos Abkatun-A y Pol-A sin suspender el envío de los mismos a los puntos de entrega y garantizar el cumplimiento de los programas de producción de la región. Dentro del Plan de Respuesta a Emergencias por huracanes se establecen dos fases para la evacuación del personal: ETAPA DE EVACUACIÓN PARCIAL: Aquellos trabajadores que cuya actividad es necesaria pero no determinante para la operación y mantenimiento de la instalación y no indispensable para el cierre de pozos y paro de instalaciones: a) Personal de Perforación y de Compañías. b) Personal de Operación designado por el Administrador del Centro de Proceso. Rev. 5 Página 40 de 52


c) Personal de Mantenimiento designado por el Administrador del Centro de Proceso. ETAPA DE EVACUACION TOTAL: Personal que realiza las actividades fundamentales de operación y mantenimiento en las instalaciones y en un momento dado, serán los encargados de sacar de operación las instalaciones y los primeros en retornar después de la inspección de daños, para reiniciar las operaciones: a) Personal de Operación. b) Personal de Mantenimiento mínimo requerido. Una vez confirmado que no existe afectación del fenómeno meteorológico en el área, se aplica el retorno ordenadamente del personal autorizado para realizar trabajos de inspección y evaluación de daños, para así determinar las acciones correctivas y la reanudación de operaciones. Las condiciones ambientales en el Golfo de México son las que se muestran en la tabla 13: Tabla 13.- Condiciones Ambientales en el Golfo de México Viento

150 millas/hr (máxima)

Altura máxima de oleaje 38 pies por encima del nivel bajo promedio Mareas normales

6 pies

Precipitación pluvial

100 pulgadas/año

Temperatura del agua

15,6 °C mínima 26,7 °C máxima

Temperatura

La temperatura media anual es de 30°C, presentándose una temperatura máxima extrema de 41°C y una mínima de 2.5° C.

Presión

La presión atmosférica es de 14.7 psia.

Precipitación pluvial

El nivel de precipitación anual promedio es de 1693 – 2097 mm. El promedio de días de lluvia anual es de 30 días.

Vientos

La velocidad promedio de los vientos reinantes es de 10 km/h y los vientos dominantes de 126 km/h, mientras que los vientos máximos son de 200 km/h. El tipo de viento dominante es con dirección noreste y su máxima intensidad es en dirección Norte / Norte-Sur.

Humedad Relativa

La humedad relativa promedio es de 85%; 100% máxima y 70% mínima.



Atmósfera

Marina tropical y extremadamente corrosiva.

Clima

Cálido húmedo con lluvias abundantes en verano, con periodos cortos de sequía intermedia, temporadas secas (noviembre-abril) con un periodo de lluvias invernales y nortes.

Con respecto a los sistemas y equipos del Centro de Proceso Abkatun-D, la mayoría opera a estas condiciones, a excepción de los tableros de control de las turbobombas de permanente, variadores de velocidad de las bombas reforzadoras y los tableros de control de los módulos de compresión, los cuales se mantienen a una temperatura promedio de 1 8°C en cuartos de control. Acciones preventivas para evitar corrosión Por estar en una zona marina, el Centro de Proceso Abkatun-D, está expuesto a la corrosión, por lo que existen medidas para evitar la corrosión; toda estructura metálica debe ser sometida a limpieza y protección anticorrosiva. Cuando las operaciones propias de la plataforma la van deteriorando y por efectos de oxidación y corrosión, el metal se va desgastando formando costras en su superficie se torna necesario realizar una limpieza que consiste en eliminar de la superficie metálica las costras de óxido o materiales extraños con un proceso llamado "sandblast", el procedimiento consiste en aplicar un chorro de arena con abrasivos húmedo o seco (arenas y/o metales) a presión que contiene un inhibidor de corrosión, que elimine cualquier elemento extraño al metal así como también elimina en la medida de lo posible la emisión del polvo para no afectar el ambiente y los equipos dinámicos de la instalación y una vez limpias las estructuras, las tuberías y/o los recipientes se aplica el esmalte o pinturas como elementos de recubrimiento anticorrosivo.

10. VENTANAS Y MONITOREO DE VARIABLES OPERATIVAS El monitoreo de las variables operativas se lleva a cabo de acuerdo a los sistemas o procesos del Centro de Proceso. Para la batería de permanente, el proceso y variables son monitoreados y controlados a través de un sistema de instrumentos neumáticos y eléctricos en campo. El equipo de bombeo de aceite crudo cuenta con sus tableros de control independientes, en la tabla siguiente se muestran las variables principales que son monitoreadas:



Nivel de Riesgo VS Límites de la variable de proceso

Nivel de Riesgo

? Rango Seguro Operación insegura

Operación insegura Rango de Operación Normal

A

A Min

Min

CEO´s

Máx

Máx

LSO´s Límites de la variable del proceso

El proceso de manejo de gas es a través de un sistema independiente para los módulos 7, 8, 9 y 10. El monitoreo y control de las variables propias de los módulos de compresión (sistemas de gas combustible, lubricación, vibración, temperatura, compresión de gas, turbo maquinaría, etc.) es en cada cuarto de control del módulo.



Tabla 14.- Límites operativos del proceso de separación TABLA DE LOS LIMITES DE PROCESO PARA LA OPERACIÓN SEGURA Operación / Proceso:

Actividad

OPERACIÓN DE LA BATERÍA DE SEPARACIÓN DE ABK – D.

Variable Unidad

Rango de Operación Normal

Límites Seguros de Operación

Consecuencias de la desviación (Operación / Seguridad / Salud / Ambiental)

Pasos para corregir

MINIMO

MINIMO MAXIMO

MINIMO

MAXIMO

MINIMO

MAXIMO

Inestabilidad en la batería, tanto para envió de gas a compresión, con el desplazamiento del aceite a la 2ª Etapa A/B.

Envió de líquidos a la plataforma de Compresión y bajos nivel de aceite por re-presiónamiento hacia las plataformas periféricas

Reducir envió del gas a Compresión para mantener la presión de operación

Liberación del gas excedente de comprimir y liberar el mismo por el quemador , para evitar el incremento de la presión

Evitar canalizar gas hacia la Envió de líquidos a la segunda etapa de separación plataforma de Compresión e incrementar la presión de separación

Reducir envió de crudo de primera a segunda para mantener el nivel óptimo en la batería

Reducir envió de la mezcla de Crudo hacia la batería para controlar el nivel del separador.

Inestabilidad en la batería, tanto para envió de gas a compresión, con la presión de succión a las TBBAS.

Envió de líquidos a la plataforma de Compresión y bajos nivel de aceite en los separadores

Reducir envió del gas a Compresión para mantener la presión de operación

Liberación del gas excedente de comprimir y liberar el mismo por el quemador , para evitar el incremento de la presión

Evitar canalizar gas hacia la alimentación del equipo de bombeo, por la placa de vertimiento instalada en el separador.

Envió de líquidos a la plataforma de Compresión

Reducir el volumen de la producción, para evitar el bajo nivel en el separador.

Reducir envió de mezcla de crudo (estrangulación de pozos), para controlar el nivel del separador y evitar envió de líquidos a Compresión.

NORMAL

MAXIMO

Separador de

1ª Etapa A/B/C

Kg/gm2

6.2

7

9.5

6.0

10.0

Separador de

1ª Etapa A/B/C

Separador de 2ª Etapa A/B

Separador de 2ª Etapa A/B

%

Kg/cm2

%

25

2.1

39

40

2.2

55

45

3.0

60

20

2.0

35

50

3.5

65



Tabla 15.- Límites operativos del turbocompresor de baja presión

PARÁMETROS

UNIDAD

NORMAL

MINIMO

MÁXIMO

Vibración de GG

Mils

0.2

0.05

0.2

Presión de descarga del compresor

Psi

60

17

75

Temperatura TIT

°C

870

810

900

Velocidad del GG

RPM

96

72

100

Turbina de potencia

In/Seg

0.3

0.12

0.5

Vibración de la turbina de potencia

In/Seg

0.3

0.12

0.5

Velocidad de la turbina de potencia

RPM

95

65

99

Presión de aceite lubricante

Psi

56

50

59

Temperatura de aceite lubricante

°F

136

130

140

Presión diferencial filtros de aceite

PSID

5.25

4

6

Vibración radial de cople

Mils

0.6

0.2

1

Temperatura radial lado cople

°F

143

138

150

Vibración radial lado libre de compresor Temperatura radial de compresor

Mils

0.46

0.36

0.52

°C

143

138

150

Presión aceite sellos

PSID

19.3

18.6

20

Presión de gas sellos

PSID

19.3

18.6

20

Turbina

Compresor



Tabla 16.- Límites operativos de módulos de compresión 7 y 8.

RANGO PARAMETROS

UNIDAD NORMAL MINIMO MÁXIMO

Turbina Vibración del PG

Mils

1.4

0.4

2

Vibración GG

Mils

1.4

0.4

2

Presión de descarga del C.C.

Kg/cm²

13.5

11

15

Temperatura TIT

ºC

750

680

780

Vibración del GG

RPM

8898

8800

9900

Vibración Turbina de potencia PGT-25

Mils

1.4

0.4

2

Temperatura Turbina de Potencia

ºC

550

159

600

Vibración T.P. lado X

Mils

2.4

0.3

3

Vibración T.P. lado Y

Mils

2.4

0.3

3

Vibración T.P. LC_X

Mils

2.4

0.3

3

Vibración T.P. LC_Y

Mils

2.4

0.3

3

Vibración Axial ZE901_A

Mils

2.4

-10

10

Vibración Axial ZE901_B

Mils

2.5

-10

10

Velocidad de Turbina de Potencia

RPM

6600

4500

7000

Compresor de Baja y Media presión 2BCL606 Vibración LTP_XE_1309_X

Mils

1.6

0.3

2.4

Mils

1.6

0.3

2.4

Vibración LTP_XE_1309_Y

Mils

1.6

0.3

2.4

Vibración Axial Compresor 2BCL-606

Mils

2.5

-10

10

Vibración Axial Compresor ZE-1304-A

Mils

2.5

-10

10

Vibración Axial Compresor ZE-1304-B

Mils

2.5

-10

10

Temperatura 2BCL-606 TE-1349

ºC

85

35

115

COMPRESOR



Tabla 17.- Límites operativos de módulos de compresión 9 y 10.

PARAMETROS

TAG.

UNID.

GENERADOR DE GASES Velocidad del G.G.

SI-1600

RPM

Velocidad de t.p. SI-1616 Temp. Inter-etapa de la Turb. Presión de desc. del PI-1606 compresor Presión de aceite lubricante PI-1319

RPM ºC

Kg/cm ² Kg/cm ² Presión aceite lubricante en PI-1317 Kg/cm g.g ² Presión de desc bomba de PI-1411 Kg/cm barrido ² Nivel de carterac. Sintetico LI-1300 mm Temperatura ac. Sintético TI-1301 ºC Presión dif. Filtros de PDI-1104 Kg/cm admisión ² Vibración del G.G. VI-1623 μm Vibración t.p. VI-1621 μm P. Dif. Ac. Lub. Principal / PDI-1414 Kg/cm barrido ² PROCESO Presión de succión 1ª etapa PI-305 Kg/cm ² Presión de descarga 1ª PI-313 Kg/cm etapa ² Temp. de descarga 1ª etapa TI-307 ºC Presión de succión 2ª etapa PI-605 Kg/cm ² Presión de descarga 2ª PI-613 Kg/cm etapa ² Temp. de descarga 2ª etapa TI-607 ºC Posición valv. surge 1ª etapa Posición valv. surge 2ª

P.OPER. ALARMA DISPARO MIN MAX MIN MAX MI MAX N 9700 1010 0 0 6700 6800 0 790 805 0

0

6510 0 0 0

1020 0 6835 0

20

25

0.00

0

0

26.3

30

34

33

0

0

0

1.1

2

1.7

0

0

0

7

9

8

0

0

0

420 24 0.01 4 100 110 0.00 1

550 26 0.01 5 110 120 0.02 5

410 25 0

0 39 0

0 0 0.00 5

560 0 0.01 5 102 114 0.02

0 0 0

0 0 0.01 7 178 152 0

6.1

6.9

0

0

2

8.5

15

20

0

0

138 15

140 19

0 0

150 0.00

76

77

0

0

12. 00 0 10. 00 70

21.0 0 160 24.0 0 85

195

197

0

0.0 0 0

215. 00 0

0

0

FV-310

%

0

100

0

205. 00 0

FV-610

%

0

100

0

0

0



etapa Registrador de flujo desc.

FI-813

Temperatura de aceite lub.

TI-1407

Presión dif. Filtro de ac. Lub. Nivel de ac. Mineral Nivel de ac. Lub. En t.p

PDI-1408 Kg/cm 1.3 1.5 ² LI-1401 mm 1054 1060 631 LI-1300 mm 420 550 410

MMP CD ºC

60

111

0

0

0

0

22

55

21.0 0 0

54.0 0 1.4

0

0

0

0

0.00 550

92 0

0 0

11. REGISTROS Área de manejo de Aceite Para la producción de hidrocarburos, se elabora un reporte diario donde se registra la producción integrada durante 24 hr el cual cierra a las 05:00 a.m. de cada día. La producción reportada de aceite separado, estabilizado y bombeado corresponde a los trenes de medición del Activo, el gas reportado corresponde al gas de formación (gas asociado) separado por las mismas baterías. Además se reportan las actividades, intervenciones menores y mayores, mantenimientos, fallas y movimientos operativos en los pozos y plataformas satélites, cuya producción llega a este Centro de Proceso. Área de manejo de Gas Por otra parte, para el manejo de gas y condensados se elabora un reporte diario a las 05:00 hr, que integra el volumen de gas comprimido y la producción de gas manejado en 24 hr por los 4 módulos y 2 turbocompresores. En ambos casos, se registra también las horas de operación, disponibilidad, mantenimiento preventivo y mantenimiento correctivo o falla de los sistemas del Centro de Proceso. Adicional a lo anterior, se cuenta también con un sistema informático llamado PROMSO para el monitoreo de las instantáneas de manejo de aceite y gas cada hora de todas las áreas de producción, en éste sistema se lleva el registro de las horas de operación, de mantenimiento y reparación de los equipos principales. Asimismo, existen registros de los parámetros de operación de la turbo-maquinaria, las cuales se plasman en hojas de lecturas que se llenan con los parámetros y donde se muestran los valores máximos y mínimos permisibles para la correcta operación de los equipos.


CONTEXTO OPERACIONAL “CENTRO DE PROCESO ABKATUN-D” Día: VIERNES Hora: 16:00 hrs Fecha: 29-ago-14

Cabezales Litoral (263)

P(k g/ cm ²) 19,2 49° 55° 48°

Paquete de Regulación Entrada a Bateria "A" Antes de regulacion Después de regulación

P(kg/cm²) 12,0 8,6

"A"

Trenes

T (°C) 46° 44°

Equipos Presión succión Presión descarga VPG(%) Velocidadproductor degas V/BBA(rpm) Velocidadbomba Temperatura escape (°C) Horas revisión Horas disponible Horas operando Horas mantenimiento Fecha de paro Entro en operación Manejo

Tren °API H2O(%) PPM LMB

"B"

P (kg/cm²) T °C P (kg/cm²) 8,6 44° 8,6 2,5 42° 2,6 8,4 Kg/cm2 C° 2,4 Kg/cm3 C° 8,2 43° C°

Separación 1 c. Separación 2a. Rectificación 1a. Rectificación 2a. Rectificación 1a (FA-3103-B)

No. 3

No. 4

No.5

DISP

DISP

OP 3,3 41,0 93,7% 3.420 594°

OP 3,3 41,0 95,2% 3.597 623°

11 09/08/1 4

17/08/14

Oleoducto salida ABK-A

GRUAS

P(kg/cm²) 40,0 10,0

T (°C) 43° TG - A TG - B

Estado

SDV -3162

AVANCE66.0%

AVANCE54.21%

Reacondicionamiento decuarto decompresión del a plataforma permanente3er nivel de c.p.ABK-D incluyeequi pos y muros contraincendio .................................... A V A N CE 9 7 .8 0 % F-COTEMAR-02 FASE 2 Instalación detall eres demantenimiento mecánico,eléctrico eins trumentosgas en tercer nivel depermanente .................................................................................. A V A NC E 9 4 .1 5 % F-COTEMAR-06 FASE 2 Instalación,pr uebas ypuesta enoperación del sistema deas persión queprotege al FA3101-A......................................................................................................... A V A N CE 5 8 . 31 % F-COTEMAR-09 FASE 2 Instalació ny puestaen operacióndepaquetedeaire deplantae A V A N CE 8 5 . 19 % instrumentos.................................................................................................................... F-COTEMAR-15 Instalación, configuración,pruebas y puesta en operación deins trumentación local eléctrica, equipos paquetey generación de desplegados gráficos en el SDMC.............. A V A NC E 9 0 . 27 % F-COTEMAR-16 FASE 2 Instalación del sistema defuerza,al umbrado ytierras para puentey tripode A V A NC E 5 3 .9 0 % nuevo................................................................................................................................ F-COTEMAR-23 2 FASESuministroeinstalacióna válvulasmecánicasyválvulasdecontroldepresión AVANCE 99.02% .................................................................................................................................. ........ F-COTEMAR-08 FASE 2 Instalación y puesta en operación de02 tanques acumuladores deaire para el paquetede aire deins trumentos..................................................................................... A V A N CE 8 5 . 00 % F-COTEMAR-11 FASE 2 Instalación y puesta en operación del sistema de medición degas de descarga de modulos....................................................................................................................... A V A N CE 6 5 . 43 % F-COTEMAR-14 FASE 2 Suministro,i nstalación,pruebas y puesta en operación deválvulas decontrol denivel en diversos dia metros en plataforma permanentedel C.P ABK-D ................... A V A N CE 9 6 . 39 % F-COTEMAR17 FASE 2 suministro instalacion,calibracion y puesta en operación devalvul as de seguridad.......................................................................................................................... A V A N CE 9 9 . 10 % F-COTEMAR-19 FASE 2 Suministro, instalación,i nterconexion,pruebas y puesta en operación desis temade medición de diesel,i nstrumentación,equipos,cana lización deseñales y configuración A V A N CE 9 2 .0 0 % ......................................................................................................................................... F-COTEMAR-0 1-FASE2

Cía.EMERSON

Rehabilitación deac tuadores hidráulicosy neumáticos dela marca Betis y shafer......... AVANCE85.01% ROLLSROYCE

Instalación en sufaseII de 1 paquetede generación electrica 501-KB5S ENTG-C de la plataforma ABKATUNDELTA Litoral Tabasco .................................................................................. AVANCE 33.82% KIDDE

Fases de evacuación Parcial 601 Total 37 Total 638

Último accidente

08-ene-13 Días sin accidentes

597

PTCR´S Estatus Disponible Clase - "A" Revision Clase - "B" Disponible To tal d e Perm iso s

Solicitados 64 69 133

Compresores de are Op'n Disp

GB-3501 "IR" nuevo GB-3502

Rehabilitación del sistema dedetección de gas,fuego, alarmas y supresión defuego,instal ado enla Plataforma Habitacional.................................................................................................. A V A NC E 9 8 .0 7 % DRESSER RAND ADQUISICIONDEDOSMODULOSDECOMPRESIONPARAELCENTRO DEPROCESO ABK-D, INCLUYEI NSTALACION, PRUEBAS, PUESTAEN OPERACIONY ADIESTRAMIENTO NO.41 80928019 .-COMPAÑIA ETM/DRESSER RAND.................................................................................... A V A NC E 5 1 .0 0 % Instalación, pruebas y puesta en operación del modulo 9 del C.P A..BK-D.................... A V A N CE 4 6 . 20 % Instalación, pruebas y puesta en operación del modulo 10 del C.P ABK-D...................... A V A N CE 5 5 . 90 % C.P. LIT-A COSTERO VALVULA DE 16" 10:50 Hrs.Se cierra 15% 11:50Hrs. Secierra del 15%al 30% 12:00Hrs. Secierra del 30%al 50% 12:20Hrs. Secierra del 50%al 70% 13:00Hrs. Secierra de70%al 100% PLATAFORMA UECH-A HACIA OCH-1BVALVULA DE20" N O.1 14:30Hrs. Seestrangula del 100%al 50% 15:00Hrs. Seestrangula del 50%al 75% 15:30Hrs. Seestrangula del 75%al 100% .Quedando cerrada PLATAFORMA OCH-1BVALVULA DE 24" 14:35Hrs. Seabre10%

Succión

Descarga

Carga

Temperatura ºC

2,2

7,0

96,00%

36°

15:00 Hrs.Se amplia del 10%al 20% 15:15Hrs. Seamplia del 20%al 40% 15:40 Hrs. Se amplia del 40%al 60%

6,3

71,5

100%

47°

PLATAFORMA Tsimin-B 15:45Hrs. Se cierra pozo Tsimin-14 para desmantelar cruzeta detrabajo y realizar prueba dehermeticidad.

MANTTO OPN MANTTO OPN

Turbocompresor - A Turbocompresor - B Módulo No - 7 Módulo No - 8

1,84

OP Disp Disp

MG-1 MG-2 Cía. RR 1er N MG-1 Cía. RR 3er N

AVANCE 80.0%

Personal deCia Emerson continua mantenimiento

PROYECTOS F-OSA-33 Suministro y prefabricado e instalación deCuarto de Control Aceite,CCM y de baterías en la plataforma permanente 1er nivel.............................................................................. A V A NC E 7 8 .1 9 % F-OSA-021 Instalación depaquetedrenaj eacei toso........................................................ A V A NC E 9 8 .3 9 % F-CAMSA-001 Programa de actividades posteriores a la libranza del proyecto deadecuación delos procesos en la plataforma ABK-D.................................................................................. A V A NC E 3 9 .7 2 %

684,12 478,94

Moto generadores

Op Repara

SDV -3161

PERSONALDE LACIA.BURGMANN INSTALASELLOSGAS -GAS EINICIAMONTAJE DELOS SELLOS SECOS.

Salida ABK-A

L-263 (llegada)

PERFORACION

PERMANENTE MODULO No.7

471,69 469,85 1,84 11,50 9,10 2,28 2,40 483,18 478,94

Certificada Si SI SI

Habitacional Lado norte Lado sur

Turbogeneradores

Equipo

L-374 (llegada)

Habitacional Perforación 150 2 140 346 290 348

PEMEX Cias. Total

17/08/1 4

Diésel (M³) Agua (TON) Generación eléctrica (KW)

3118

C.P. ABK-D

Personal deCi a.Emerson continua mantenimiento

11

Tren 3118 Tren 3117

Antes regulada Después regulada

3117

Gas de alta total Gas alta enviado a compresión G as q ue ma do a lt a Gas baja total Gas baja enviado compresión Vapores Generados en ABK-A Gas quemado baja Gas total formación Gas total a compresión Gas total comprimido Gas quemado medido "Fluenta" Gas combustible RGA (m³/m³) Gas enviado a ABK-A/ Pol-A

11

09/08/14

3.384 125.801 122.417 3.384 2,69% 125.232

Manejo de Gas (MMPCD)

T °C 43° 41° 4 1° 36° 41°

No. 2

11

Tren 3118 0 0 0

Análisis de fluidos

"B" T (°C) 46° 45°

Tren 3117 122.417 122.417 0

Prod. Ac. Bruto (Qb) Prod. Ac. Neto (Qo) Agua por Tren de Medición (recuperador aut) Volumen de Agua Drenada a Pozo Producción bruta total Producción neta total medida Producción de agua manejada total % de agua total manejada Instantánea (+ agua drenada)

T (° C)

100%

%Aper vál. 30"Ø lleg Abk-D L-374

P(kg/cm²) 12,0 8,6

Actividades

Manejo de Aceite (BPD) O.U.K.

P(k g/ cm ²) T (° C) Salida Enlace 39,4 85° Llegada Pol-A 22,5 15,5 Llegada Abk-D ducto 155 L-263 Salida Pol-A ducto 374 19,6 Llegada Abk-D ducto 374 16,1

140.000

10.600

120.000

8.600

100.000 6.600 80.000 4.600

60.000

2.600

40.000 20.000

600 1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

18

19

20

21

22

23

24

25

26

27

28

29

30

.

Figura 7.- Reporte del Centro de Proceso Abkatun-D


CONTEXTO OPERACIONAL “CENTRO DE PROCESO ABKATUN-D” REGISTRO

CARACTERÍSTICAS

FRECUENCIA

Reporte diario Operación Gas

Incluye los apartados de horas de operación de la t urbo maquinaria, Presiónes de llegada de gas, volumen de gas recibido, volumen de gas comprimido, volumen de gas quemado, estado de equipos principales y auxiliares así como sus variables más relevantes.

Diario

Bitácora de operación

Se registran actividades de mantenimiento y operación realizadas en el turno, movimientos operativos, anomalías encontradas y estado de los equipos.

Se llena en cada turno operativo

REPORTA Jefe “B” de Plantas, validado por el

Ingeniero de Operación Gas Op. Espta. Ptas. Compresoras. Op. Espta. Ptas. (Elect / Hielo) Op. Espta. Plantas Trat. 1er. Nivel. Op. Espta. Plantas Trat. 2do. Nivel. Jefe “B” de Plantas

Op. 1ra. Plantas Compresoras. Op. 1ra. Generación Eléctrica.

Bitácora de Lectura de variables de operación

Se registran en formatos específicos a las categorías existentes las variables de operación de presión, temperatura, flujo, nivel, vibración, etc. de la turbo maquinaria, servicios auxiliares y el proceso de gas.

Gráficas de flujo

Registran el flujo del gas recibido de baterías y el gas comprimido que se envía a Otras Instalaciones, así como el flujo de gas combustible consumido por los diferentes sistemas (Equipos de Compresión, Generación eléctrica, bombeo, servicios)

Reporte diario de condiciones de calidad del crudo Reporte diario de condiciones de calidad de gas amargo y gas combustible

Incluye los apartados de horas de toma de muestra, así como los resultados de los análisis obtenidos como son °API, %H2O, Sal en LB/MB y temperatura. Incluye los apartados de calidad de gas amargo y gas combustible con las variables de N2, BTU y condesados recuperados en corrientes de gas amargo, variables que afectan la continuidad operativa de la turbo maquinaría

Op. Espta. Plantas Trat. 1er. Nivel. Op. Espta. Plantas Trat. 2do. Nivel. Cada 2 horas

Jefe “B” de Plantas

Op. 1era. Planta Compresoras. Op. 1era Generación Eléctrica.

Diario

Son registradas gráficamente por el registrador de flujo e interpretadas en Unidades de Ingeniería por el Jefe “B” de Plantas.

Diario

Probador analítico.

Diario

Analizador en línea

Bitácora de Residuos Peligrosos

Registra volúmenes generados por tipo de residuo según su clasificación A, B, C y D.

Diaria / Mensual

Bitácora de Residuos Sólidos No Peligrosos

Registra volúmenes generados según su clasificación

Diaria / Mensual

Control de Permisos de Trabajo con Riesgo clase A y B

Actividad que ampara fecha de inicio y término de la actividad, folio, estado del permiso.

Diaria / Mensual

Ingeniero de SIPA. Firma cada responsable de la generación del residuo. Ingeniero de SIPA. Firma cada responsable de la generación del residuo. Ingeniero de SIPA.



REGISTRO

CARACTERÍSTICAS

FRECUENCIA

Reporte mensual de SISPA

Se registra volúmenes generados de aceite, gas amargo, gas quemado, consumo de diesel, consumo de agua, residuos peligrosos, así como actividades de simulacros (SSPA).

Mensual

Registros de SSPA

Incluye programas y cumplimiento de auditorías efectivas, seguimiento de acciones de auditorías efectivas, programas y cumplimiento de disciplina operativa. Se registra el censo y estado de los equipos de seguridad del CENTRO DE PROCESO y plataformas satélites (SISPACP). Pláticas de SSPA

Catorcenal

Bimestral Diario / Mensual

Reporte diario Operación Aceite

Incluye los apartados de horas de operación de la t urbo maquinaria, presiones de batería de separación, movimientos operativos

Bitácora de operación

Se registran actividades de mantenimiento y operación realizadas en el turno, movimientos operativos, anomalías encontradas y estado de los equipos.

Bitácora de lectura de variables de operación

Se registran en formatos específicos a las categorías existentes las variables de operación de presión, temperatura, flujo, nivel, vibración, etc. de la turbo maquinaria, servicios auxiliares y el proceso de aceite.

Cada hora

Gráficas de flujo

Registran el flujo del gas recibido de baterías y el gas comprimido que se envía a otras instalaciones, así como el flujo de gas combustible consumido por los diferentes sistemas (Equipos de Compresión, Generación eléctrica, bombeo, servicios).

Diario

Diario

REPORTA Ingeniero de SIPA Administrador del CENTRO DE PROCESO Coordinador de Operación Coordinador de Mantto. Ingeniero de SIPA Administrador del CENTRO DE PROCESO Coordinador de Operación Coordinador de Mantto. Ingeniero de línea Encargado de Producción, validado por el Ingeniero de Operación Aceite Encargado de Producción,

En cada turno operativo

Ayudante “B”

Turbinero Bombero medidor Encargado de Producción, Ayudante “B”

Turbinero Bombero medidor Encargado de Producción, Ayudante “B”

Turbinero Bombero medidor


Contexto Operacional ABK-D-2016 -V 7 (2)

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