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• Mauro Sánchez Reyes

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Región Marina Noreste

Plan Rector para el Manejo Integral del Gas de la Región Marina Noreste

2012-2016

REGiÓN MARINA NORESTE

PEMEX EXPLORACiÓN Y PRODUCCiÓN

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

Proponen: Nombre

Gerencia

Ing. Marcos Tones Fuentes

Activo de Producción Cantarell

Ing. Martín López Solares

Activo de Producción Cantarell

Firma

Ing. Lázaro A. Mendoza Activo de Producción Cantarell May Carvajal Activo de Producción Ku Ing. Andrés Solano Maloob Zaap Ing. Antonio Rojas Activo de Producción Ku Figueroa Maloob Zaap Ing. Mauricio Godínez Activo de Producción Ku Oidor Maloob Zaap Ing. Carlos Conea Activo de Producción Ku Maloob Zaap Guenero de Coordinación Ing. Ricardo Padilla Gerencia Operativa, SPRMNE Martinez Ing. Gregorio Rubio Gerencia de Transporte y ~ Iñiguez Distribución de Hidrocarburos Ing. Lydia B. Artigas Gerencia de Transporte Distribución de Hidrocarburos Morales Alberto Gerencia de Transporte Ing. Jesús Distribución de Hidrocarburos González Sánchez Ing. Eduardo Elías Rayón

Gerencia de Transporte Distribución de Hidrocarburos Ing. Grajales Gerencia de Transporte Hilario Sánchez Distribución de Hidrocarburos Ing. Mario Sagahón Juárez Gerencia de Programación Evaluación Gerencia de Programación Ing. Cirilo Licona Islas Evaluación

Ing. Santiago Almazo

Guzman Gerencia de Evaluación

Programación

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

PEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN

REGIÓN MARINA NORESTE

Índice INTRODUCCIÓN ........................................................................................................................................................ 5 RESUMEN ................................................................................................................................................................... 5 OBJETIVO ................................................................................................................................................................... 6 PREMISAS ................................................................................................................................................................... 6 ALCANCE .................................................................................................................................................................... 7 ANTECEDENTES ........................................................................................................................................................ 7 FILOSOFÍA GENERAL DE OPERACIÓN ................................................................................................................ 10 DIAGNÓSTICO DE LA SITUACIÓN ACTUAL ........................................................................................................ 12 INFRAESTRUCTURA ACTUAL PARA EL MANEJO DEL GAS ............................................................................. 14 A) B) C) D) E) F)

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

PROGRAMA OPERATIVO 2011. .............................................................................................................................. 25 PRONÓSTICOS Y DISTRIBUCIÓN DE GAS 2012 – 2021 ........................................................................................ 26 A) B) C) D)

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

PROGRAMAS DE MANTENIMIENTO 2012 ............................................................................................................ 30 A) B)

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

INYECCIÓN DE N2 Y GAS HIDROCARBURO AL YACIMIENTO ......................................................................... 34 OBRAS Y ACCIONES A CORTO Y MEDIANO PLAZO .......................................................................................... 36 CALIDAD DEL GAS HÚMEDO AMARGO MARINO Y GAS RESIDUAL............................................................... 38 A)

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

SUMINISTRO DE GAS DULCE Y RESIDUAL PARA B.N. Y COMBUSTIBLE ....................................................... 42 RIESGOS Y FACTORES CRÍTICOS PARA EL CUMPLIMIENTO DEL APROVECHAMIENTO DE GAS. .......... 43 PROTOCOLOS DE COMUNICACIÓN ..................................................................................................................... 44 SISTEMAS DE SEGURIDAD..................................................................................................................................... 49 MEDICIÓN EN LAS INSTALACIONES DE COMPRESIÓN .................................................................................... 50 CONCLUSIÓN. .......................................................................................................................................................... 52 GLOSARIO ................................................................................................................................................................ 53

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PEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN

REGIÓN MARINA NORESTE

Introducción El gas natural es un recurso no renovable que ha cobrado una gran importancia a nivel mundial, en nuestro país el crecimiento en la demanda del mismo se ha cubierto con incremento en las importaciones de gas teniendo con esto altos costos. Uno de los retos más importantes para la industria petrolera es minimizar el gas enviado a la atmósfera e incrementar su índice de aprovechamiento, de tal forma que en la Subdirección de Producción Región Marina Noreste se tiene el compromiso de implementar acciones que contribuyan de manera notable a reducir el volumen de gas quemado, cumpliendo a la vez con las metas de producción. En el año 2004 se formalizó el Plan Rector para el Aprovechamiento de Gas en la RMNE, en el cual se especificaron los lineamientos a seguir para optimizar el manejo de gas en la Región durante el periodo 2004-2010. Actualmente, la Subdirección de Producción Región Marina Noreste continúa implementando proyectos integrales para evitar en el futuro el gas quemado por incrementos de la producción, mediante la infraestructura necesaria para su manejo y comercialización y aplicando las mejores prácticas operativas. Resumen El presente trabajo indica el estado actual que guardan los equipos de compresión en la SPRMNE y muestra una visión a mediano plazo (2012-2016) mediante un plan rector con las estrategias y construcción de infraestructura necesaria para dar cumplimiento a las directrices de Pemex y a su vez cumplir con las disposiciones técnicas emitidas por la CNH en materia de impacto ambiental, de tal manera que la Región Marina Noreste por ser la más importante del país, se encuentre dentro de los estándares internacionales referente al aprovechamiento de gas, teniéndose como meta un índice de aprovechamiento de gas del 97.5% en el año 2012 y 98.0% a partir del 2013. Dentro del contenido de este documento se mencionan también la filosofía de operación del manejo de gas, la capacidad de los equipos de compresión, el volumen de gas total a manejar, calidad del gas amargo y gas residual, requerimiento de gas del sistema de bombeo neumático y combustible, requerimiento de nitrógeno para inyección al yacimiento y BN, acciones y directrices que se tomarán para su cumplimiento, así como los riesgos y factores críticos.

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REGIÓN MARINA NORESTE

Objetivo Integrar un Plan que establezca la estrategia de manejo y distribución de gas en la RMNE, que permita asegurar en el corto, mediano y largo plazo el máximo aprovechamiento de gas, cumpliendo con las directrices de la alta Dirección de Pemex y las disposiciones técnicas y lineamientos de la CNH en materia de impacto al medio ambiente y rentabilidad de Proyectos. Premisas 

Esta propuesta se basa en un plan integral de administración de yacimientos a corto y mediano plazo, considerando la administración del gas de la zona de transición con sustitución de bocas y mantenimiento de presión, mediante la continuidad de la inyección de N2 y gas amargo contaminado.



Reinyección del gas extraído de la zona de transición, como recuperación mejorada para el mantenimiento de presión del yacimiento en el APC.



Los perfiles de producción de gas calculados en el APKMZ se obtuvieron a partir de las siguientes premisas: campo Ku, los pozos manifiestan gas tres meses antes de ser alcanzado su contacto gas aceite, y se mantienen operando 12 meses con un gasto de gas de 20 MMpcd, en Maloob y Zaap al tener los intervalos productores profundos se consideró la premisa de incremento gradual en la producción de gas de 10 a 50% en 5 años.



La información recibida de los Activos fue agrupada y proyectada en el tiempo a fin de capturar experiencias y lecciones aprendidas basadas en el comportamiento real de la región, con el fin de dimensionar y determinar la utilización de equipos.



Este análisis toma en cuenta el estado actual que guardan los equipos de compresión en la RMNE, y una visión a mediano plazo (2012-2016), mediante estrategias y construcción de infraestructura necesaria para su cumplimiento.



Los programas de construcción de infraestructura para el manejo del gas, consideran los tiempos necesarios para la licitación, desarrollo de ingeniería, construcción, instalación y puesta en operación de los equipos.



Para cumplir los techos establecidos por la Comisión Nacional de Hidrocarburos en materia de Aprovechamiento de Gas, la SPRMNE consideró el 84.0% de utilización de equipos de compresión de alta presión (módulos).

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Alcance El presente Plan será el instrumento que permitirá mostrar una visión clara del manejo, transporte y distribución del gas de la RMNE en el horizonte 2012-2021, en el cual se incluyen los pronósticos del gas total a manejar, los programas de inyección de gas húmedo amargo y nitrógeno al yacimiento, la estrategia para el suministro de los insumos para el bombeo neumático, las acciones y requerimientos de infraestructura y la estrategia de distribución para el cumplimiento de la calidad del gas a vender, a fin de alcanzar y mantener el índice de aprovechamiento de 97.5% en 2012 y del 98.0% a partir del 2013. El cumplimiento y apego a este Plan permitirá la mejora continua y el logro de las metas Regionales, respecto al aprovechamiento integral del gas. Antecedentes El 2 de noviembre de 1981 con la entrada en operación del primer módulo de compresión en Akal-C, se inició la estrategia de aprovechamiento del gas en la Sonda de Campeche; a partir de julio del 2000, dentro de las obras de modernización del Proyecto Cantarell se contempló la infraestructura para el aprovechamiento de gas, mediante la puesta en operación de las plataformas de compresión Akal-C6 y Akal-GC, y en años posteriores Akal-B, Akal-L y Akal-C7. En el año 2005, la región alcanzó un índice de aprovechamiento del 95.4 %, el más alto en la historia de la RMNE, iniciándose también la declinación de la producción de aceite, debido entre otros aspectos, al avance natural de los contactos Gas-Aceite y Agua-Aceite (reducción de las ventanas de aceite), casi simultáneo en los intervalos productores de los pozos ubicados a profundidades similares, así como a la capacidad limitada de las actividades para la reposición de estos pozos, a través de reparaciones y/o perforación de pozos nuevos. A partir de 2007 se incrementó la producción del gas de la zona de transición, y en el año 2008, se presentó el mayor volumen de gas hidrocarburo enviado a la atmósfera (737 MMpcd). Del 2009 y hasta la fecha, se ha logrado mantener una tendencia creciente en el aprovechamiento de gas, alcanzando un valor promedio de 91.0% en diciembre de 2010, y proyección de 93.8% al cierre del 2011. En la Figura 1 se ilustra el comportamiento histórico de la producción, consumo de bombeo neumático, gas de la zona de transición y gas quemado, así como el índice de aprovechamiento. Plan Rector para el Manejo Integral del Gas de la RMNE 2012-2016

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IAG 94%

3,500 81%

3,000

85%

95%

94%100%

93% 88%

87% 82%

79%

80%

74%

72%

2,500

(MMpcd)

90%

N2 BN

70% 60%

2,000

50% 1,500

30%

1,000 500 0 2000

40%

N2 ZT

Gas Residual BN Gas a la Atmósfera

20%

Gas producido (form. + ZT)

10% 2001

2002

Figura 1.

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

0% 2011

Comportamiento histórico de la produccion de gas.

La propuesta de la SPRMNE se basa en un plan integral de administración de yacimientos a largo plazo considerando las siguientes iniciativas:  Construcción de infraestructura infraestructura existente.

productiva nueva y rehabilitación de la

 Optimización de los sistemas artificiales de producción, esto es, buscando una reducción en el consumo de gas residual, aun siendo el Activo de Producción KuMaloob-Zaap un Activo en crecimiento.  La administración de los yacimientos Ku Maloob y Zaap para lo cual se están tomando acciones como reparación de pozos previa a su invasión, sustitución de bocas a partir de la perforación de 35 pozos adicionales, establecimiento de una RGA limite por campo, implementación de gastos críticos, estrangulamiento preventivo en pozos cercanos al contacto gas/aceite, ubicación de pozos en ventanas alternadas de producción, etc. Con el propósito de incrementar la capacidad de manejo de gas, y disminuir su quema, del año 2008 al 2010 se llevaron a cabo las siguientes obras:  4 Compresores de inyección al yacimiento: Akal-C (1), 2008; Akal-G (1), 2008; Akal-B (2), 2009.  2 Módulos de alta presión: Akal-B (2), 2009.  3 Turbo compresores Booster: Ku-S (1), 2010 y Akal-J (2), 2009.  Puesta en operación de la planta de eliminación de nitrógeno en Cd. Pemex, 2008. Plan Rector para el Manejo Integral del Gas de la RMNE 2012-2016

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 Interconexiones para la segregación de corrientes en plataformas en 2009 y en el CPTG Atasta en 2010.  Instalación y puesta en operación de un sistema de acondicionamiento de gas combustible para 170 MMpcd en el CPG Atasta en 2010.  En diciembre de 2010 se adelantó la puesta en operación de un módulo de alta presión para manejar 70 MMpcd, en Akal-C6, programada inicialmente para marzo de 2011. Al iniciar funciones como Región Marina Noreste en 1997, se contaba con algunas instalaciones para el manejo del gas (Akal-C4, Akal-J4, entre otras), sin embargo los volúmenes de gas se incrementaron por lo que fue necesario instalar y poner en operación infraestructura adicional para su manejo, Figura 2. 4,000 81% 3,500 66%

67%

85%

94%

87%

95%

97%

93% 82% 74%

72%

58%

79%

88%

94% 80%

Explotación Zona de Transición (ZT)

3,000

100%

60%

MMpcd

40%

2,500

Gas a manejar incluye residual para BN

Akal-J2 (280)

Capacidad de compresión 75%

2,000

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

1,000

500

0%

Akal-B (135) Akal-C7 (240) Akal-B (270)

1,500

20%

Akal-C6 (70)

- 20%

Akal-GC (270) Akal-C6 (280)

Akal-B (460)

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

- 40%

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

- 60%

Akal-C Perforación (350) 0

- 80%

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

Gas a manejar

Gas a manejar Proy.

Gas Hc s a la átmósfera

Capacidad de compresión de módulos

Capacidad de inyección

IAG RMNE %

Figura 2.

2012

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

Aún con la puesta en operación de los nuevos equipos de compresión (TC’s Booster, Módulos de alta presión y Módulos de Inyección al Yacimiento) no se cumplió con el índice de aprovechamiento de gas planeado en el POT-II 2010 (95.4%), debido principalmente a la mayor producción de gas de la zona de transición, y en menor porcentaje por la menor continuidad operativa de los equipos de compresión (módulos y booster). En función de los volúmenes esperados de gas, de la optimización operativa de los equipos de compresión en los diferentes centros de proceso y la puesta en operación de las obras que se tienen programadas en el presente Plan, será factible manejar la totalidad del Gas Húmedo Amargo (GHA), en el mediano y largo plazo. Plan Rector para el Manejo Integral del Gas de la RMNE 2012-2016

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Filosofía General de Operación Parte del gas total a manejar (Formación, B.N. y Z.T.) como primera etapa de separación en los Activos de Producción Cantarell y Ku-Maloob-Zaap, se envía desde los separadores remotos instalados en las plataformas satélites a través de gasoductos de recolección hacia los TC’s booster, los cuales trabajan con un rango de presión de 1.8 a 4.8 Kg/cm² en la succión del Compresor Centrífugo. El gas obtenido en la segunda etapa de separación en un rango de presión entre 0.5 a 1.0 Kg/cm² se maneja mediante los Turbocompresores Recuperadores de Vapor, los cuales lo descargan hacia la succión de los equipos booster con la flexibilidad de succionar gas de baja o gas de alta, en la Figura 3 se muestra un diagrama integral del manejo y distribución del gas húmedo amargo marino, en el cual se incluye desde la producción de pozos hasta los puntos de venta.

P. Des. 70-80 Kg/cm2

P. Succ. 6-8 Kg/cm2

Módulos de Compresión

Endulzadoras Akal-C8

Módulos de Inyección

P. Succ. 65-78 Kg/cm2

P. Des. 95-110 Kg/cm2

P. Des. 3-4 Kg/cm2

P. Succ. 2-3.8 Kg/cm2

Vapores

Booster

P. Succ. 0.5 Kg/cm2

Inyección al yacimiento P. Salida. 80-88 Kg/cm2

Separador primera etapa

Bombeo Neumático

Separador segunda etapa

CPTG Atasta

PEM EX PEM EX

CPG Cd. Pemex

P. Llegada 45-55 Kg/cm2 PEM EX PEM EX

RMSO

Figura 3.

CPG Nvo Pemex

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

El gas descargado por los compresores booster fluye hacia los turbocompresores de alta presión (módulos) de las plataformas Akal-J2-J4, Akal-B5, Akal-C4-C6-C7, Akal-GC y en el mediano plazo se derivará hacia las nuevas instalaciones de compresión en Nh-A2, Akal-G y Ku-A Compresión. La presión normal en la llegada a los turbocompresores de Plan Rector para el Manejo Integral del Gas de la RMNE 2012-2016

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alta presión se mantiene en un rango de 6.0 a 8.0 Kg/cm² y el gas comprimido se envía a una presión de entre 70 a 80 Kg/cm² a tres puntos de entrega del gas húmedo amargo (GHA) marino: Plantas de Proceso en tierra (PGPB) vía el CPTG Atasta y el Centro de Distribución de Gas Marino Cd. Pemex (CDGM), Plantas de Proceso en plataforma (Akal-C8) e Inyección de gas al Yacimiento. CPTG ATASTA GAS Y COND. DE NOHOCH-A

GAS Y COND. DE POL-A

41-43 kg/cm2

COMPRESION DE ALTA

82-88.5 kg/cm2

NITRODUCTO A NH-A

1 2 3 4 5 6 VAPORES

35 kg/cm2

GAS RESIDUAL A NOHOCH-A

A B 45-52 kg/cm2

2 3 4 5 GAS RESIDUAL

48-50 kg/cm2

55 kg/cm2

SLUG-CATCHER 48" Ø x 20 KM

44 kg/cm2

FA - 101 A/D

35 kg/cm2 Valv. aérea

53 kg/cm2

FA - 123 A/B

35 kg/cm2 TANQUES DE BALANCE

MF N2 DE CNC

FA - 103 A/B

50-65 kg/cm2

A PLANTA DE TRATAMIENTO DE AGUA

MF

PATÍN DE MEDICIÓN

GA-101 A/M

MF

MF

GAS COMB A CNC

MF MF L-2

CDGM CD. PEMEX GAS RESIDUAL DE CD. PEMEX

L-3 MF

MF

MF

L-2 GAS AMARGO AL CPG CD.PMX

L-3 GAS AMARGO AL CPG NVO. PMX

CONDENSADO AL CPG NVO. PEMEX GL-1 GL-2 F/OP’N

Figura 4.

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

En el Centro de Proceso y Transporte de Gas Atasta se recibe la mezcla de GHA y condensados de alta presión provenientes de las instalaciones marinas de la RMNE y RMSO (Figura 4). En este centro de proceso se separa y recomprime el GHA, y se estabilizan los condensados, ambos productos se envían al Centro de Distribución de Gas Marino Cd. Pemex a través de los ductos L-2 (gas amargo) de 36” Ø, L-3 (gas amargo) de 36” Ø y un gasolinoducto de 16” Ø (condensado amargo). En el CDGM Cd. Pemex se cuenta con rectificadores verticales, en los que se recupera el condensado amargo generado por el transporte del gas marino. El condensado separado y el gas rectificado, son medidos previamente para su venta y transferencia de custodia a PGPB y a la GTDH-Sur, respectivamente.

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Diagnóstico de la situación actual En las instalaciones marinas de la RMNE se cuenta con equipo de compresión para manejo de gas amargo en baja y alta presión, disponiendo para ello de 23 equipos para compresión de vapores, 53 equipos de compresión booster, 29 turbocompresores (módulos) de alta presión y 6 turbocompresores para inyección de gas al yacimiento, estos equipos se encuentran instalados y operando en los diferentes Centros de Proceso. Asimismo, en el APC se cuenta con suficiente capacidad de ductos marinos para la recolección y transporte del gas, mientras que en el APKMZ se puso en operación un nuevo gasoducto de 36”Ø para manejo de gas amargo en el mes de abril del 2011, con el cual se incrementó su capacidad de transporte a 950 MMpcd dando flexibilidad de manejo al gas de la Región. Figura 5 y Figura 6.

24ӯ

Ak-C6

24ӯ

Ak-C7

Ku-M

Ku-H

Ku-A 24ӯ

KMZ-59 (L-357) 36ӯ KMZ-16 (L-268)

36ӯ 36ӯ

L-83 36ӯ

Zaap-C

FPSO

20”Ø Equipo de compresión Booster (baja presión) Módulo de compresión de alta presión

GHA

Ku-S

Figura 5.

Ak-J2

Ak-J4

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

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Simbología

Ak-B4

Ak-L

Ak-B5

GHA con 40-70% mol N2 GHA con 6-8% mol N2

L Enl

Módulo de compresión de alta presión Equipo de compresión Booster (baja presión)

36ӯ

Módulo de inyección al yacimiento 36”Ø

36ӯ

268 36ӯ

Ak-N

357

36ӯ 36ӯ

20ӯ

20ӯ

Ak-C4 Ku-A

Ak-C6

Ak-C7

Ak-C8

30ӯ 268

36ӯ

367

36ӯ

End.

83

Ak-J J4

Nh-A

24ӯ

36ӯ

36ӯ

J2 Ak-C/Perf

24ӯ

24ӯ 24ӯ

Ak-G1 RMSO

Figura 6.

Ak-GC

ATASTA

Infraestructura para manejar el gas del Activo de Producción Cantarell

Aún con los movimientos operativos, que se realizan día a día para distribuir flujos y optimizar la utilización de los equipos disponibles para el manejo del gas, es necesario para el cumplimiento del índice programado de aprovechamiento de gas, la instalación y puesta en operación de equipo de compresión adicional, teniendo que instalar equipos en los complejos Akal-J, Akal-C, Akal-B, Nohoch-A, Akal-G, Ku-A, Ku-H, Ku-M y ZaapC de acuerdo a las Obras y Acciones a Mediano Plazo. Además de los grandes esfuerzos realizados para incrementar la infraestructura que permita en el corto y mediano plazo manejar la totalidad del GHA (Figura 7 a Figura 25), e incrementar el aprovechamiento del gas, la RMNE también está enfocada a maximizar el factor de recuperación de los hidrocarburos a largo plazo y considera las siguientes líneas de acción:  Plan de administración del yacimiento.  Sustitución de bocas de pozos críticos para extracción de aceite en zonas no drenadas.  Incrementar la inyección de gas al yacimiento para garantizar el mantenimiento de presión.

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 Optimización de infraestructura de transporte para reducir cuellos de botella.  Optimizar los consumos de gas para Bombeo Neumático.  Fortalecimiento de equipos multidisciplinarios para mejorar la calidad de decisiones técnicas.  Mejorar las prácticas operativas con apego a la normatividad vigente del SSPA Infraestructura actual para el manejo del gas En la Tabla 1 se muestran los equipos de compresión al cierre del 2011, para el manejo y distribución de gas húmedo amargo y de gas dulce/residual en la región. MODULOS RMNE BOOSTER RMNE Infraestructura deCapacidad gas MODULOS RMNE BOOSTER RMNE BOOSTERNo. RMNE MODULOS RMNECapacidad Capacidadactual para el manejo No. Instalación Plataforma por Equipo Capacidad Total Instalación Plataforma por Equipo MODULOS RMNE BOOSTER RMNECapacidad Capacidad Capacidad Capacidad Capacidad Capacidad Capacidad Equipos Equipos No. No. No. No. MMpcd MMpcd MMpcd Capacidad Capacidad Instalación por Equipo Total Instalación por Equipo Instalación Plataforma Plataforma por Equipo Capacidad Total por Equipo Total Instalación Plataforma Plataforma por Equipo MODULOS RMNE BOOSTER RMNE MODULOS RMNE BOOSTER RMNE No. No. Equipos Equipos Equipos Equipos

Tabla 1.

Instalación Instalación Instalación Akal-C Akal-C Akal-C Akal-C Akal-C Akal-C Akal-J

Akal-J Akal-J Akal-J Akal-B Akal-J Akal-J Akal-B Akal-B Akal-G Akal-B Akal-G Akal-G Akal-B Akal-B Akal-G Akal-G Akal-G Instalación Instalación Instalación Instalación Akal-C

Instalación Instalación Akal-J Akal-C Akal-C Akal-C Akal-J Akal-B Akal-J Akal-J Akal-C Akal-C Akal-L Akal-B Akal-B Akal-J Akal-B Akal-J Akal-N Akal-L Akal-L Akal-L Akal-B Akal-B Nohoch-A Akal-N Akal-N Akal-N Akal-L Akal-L Ku-A Nohoch-A Nohoch-A Nohoch-A Akal-N Akal-N Ku-S Ku-A Ku-A Ku-A Nohoch-A Nohoch-A Zaap-C Ku-S Ku-S Ku-S Ku-A Ku-A FPSO Zaap-C Zaap-C Zaap-C Ku-S Ku-S FPSO FPSO FPSO Zaap-C Zaap-C FPSO FPSO

Akal-C4 Plataforma por Equipo 4 110 MMpcd MMpcd MMpcd Capacidad Capacidad Capacidad Equipos No. No. MMpcd Akal-C4 Akal-C4 Plataforma por Equipo 110 Plataforma por Equipo por Equipo 44 110 Akal-C6 5 70 Equipos Akal-C4 Equipos 4 110 MMpcd MMpcd MMpcd Akal-C6 5 70 Akal-C6 5 70 Akal-C4 Akal-C4 110 Akal-C7 44 110 120 Akal-C6 5 70 Akal-C7 Akal-J2 Akal-C7 120 70 4545 120 Akal-C6 70 Akal-C6 70 Akal-C7 120 Akal-J2 Akal-J4 Akal-J2 70 110 444 70 Akal-J2 Akal-C7 Akal-C7 70 4 120 4 120 Akal-B5 N.P. Akal-J4 Akal-J4 130 110 443 110 Akal-J4 Akal-J2 Akal-J2 110 4 70 4 70 Akal-B5 N.P. Akal-B5 Solar N.P. 70 130 332 130 Akal-B5 N.P. Akal-J4 Akal-J4 130 110 110 Akal-GC Akal-B5 Solar 70 Akal-B5 Solar 243243 70 90 Akal-B5 N.P. Solar 70 Akal-B5 N.P. 130 3332 130 Total Akal-GC Akal-GC 90 329 90 Akal-GC Akal-B5 Solar 2 70 3 90 Akal-B5 Solar 2 70 Total Total 29 29 Total 329 Akal-GC 3 90 Akal-GC 90 VAPORES RMNE Total 29 29 Total VAPORES RMNE Capacidad VAPORES RMNE VAPORESNo. RMNE por Equipo Plataforma Capacidad Capacidad Capacidad Equipos No. No. VAPORES RMNEpor MMpcd VAPORES RMNE Capacidad por Equipo Plataforma Equipo Equipo Plataforma No. por Equipos Equipos por Equipo Plataforma MMpcd MMpcd MMpcd Capacidad Capacidad Capacidad Akal-C4 3 10 Equipos No. No. MMpcd por Equipo Plataforma por Equipo por Equipo Plataforma Akal-J4 3 10 Akal-C4 Equipos Akal-C4 3 10 Equipos MMpcd MMpcd MMpcd Akal-C4 3 10 Akal-J4 10 Akal-B4 Akal-J4 33 10 Akal-J4 Akal-C4 3 10 Akal-C4 3 10 Akal-L 8 Akal-B4 10 Akal-B4 33 10 Akal-J4 3 10 Akal-B4 Akal-J4 3 10 Akal-N 1 10 Akal-L Akal-L 33 88 Akal-L 3 Akal-B4 10 Akal-B4 10 Nh-A2 88 Akal-N 10 Akal-N 1312 10 Akal-N 1 10 Akal-L 3 8 Akal-L 3 8 Ku-A Nh-A2 Nh-A2 22 88 Nh-A2 8 Akal-N 12 10 Akal-N 1 10 Ku-S 7 Ku-A 2 8 Ku-A 2 8 Ku-A Nh-A2 2 8 Nh-A2 Zaap-C Ku-S Ku-S 222 7876 Ku-S Ku-A 2 Ku-A 2 8 FPSO Zaap-C 687 Zaap-C 22 610 Zaap-C Ku-STotal 23 2 76 Ku-S 2 7 FPSO 2 10 FPSO 2 10 FPSOTotal 23 Zaap-C 6 Zaap-C 610 Total 2322 FPSOTotal 22 2 10 FPSO 223 10 Total 23 23 Total

Total 440 MMpcd MMpcd MMpcd Capacidad Capacidad Capacidad MMpcd Total 440 Total Total 440 440 350 440 MMpcd MMpcd MMpcd

350 350 350 440 440 440 480 350 480 280 480 480 350 350 350 480 280 440 280 280 280 480 480 480 390 440 440 440 440 280 280 280 140 390 390 390 390 440 440 440 140 140 140 270 140 390 390 390 2790 270 270 270 140 270 140 140 2790 2790 2790 2790 270 270 270 2790 2790 2790

Capacidad Total Capacidad Capacidad Capacidad MMpcd Capacidad Total Total Total Total MMpcd MMpcd MMpcd Capacidad Capacidad Capacidad 30 MMpcd Total Total Total 30 30 30 MMpcd MMpcd MMpcd 30

30 30 30 30 30 30 24 30 30 30 30 30 30 10 24 24 24 24 30 30 30 16 10 10 10 10 24 24 24 16 16 16 16 10 10 10 14 16 16 16 16 16 16 12 14 14 14 14 16 16 16 20 12 12 12 12 14 14 14 202 20 20 20 20 12 12 12 202 202 202 192 202 20 20 20

202 202 202

Instalación Instalación Instalación Akal-C Akal-C Akal-C Akal-C Akal-J Akal-C Akal-C Akal-B Akal-J Akal-J Akal-J Akal-B Akal-B Akal-L Akal-B Akal-J Akal-J Akal-L Akal-L Akal-B Akal-B Akal-N Akal-L Akal-G Akal-N Akal-N Akal-L Akal-L Akal-N Nohoch-A Akal-G Akal-G Akal-G Akal-N Akal-N Ku-A Nohoch-A Nohoch-A Nohoch-A Akal-G Akal-G Ku-H Ku-A Ku-A Ku-A Nohoch-A Nohoch-A Ku-M Ku-H Ku-H Ku-H Ku-A Ku-A Ku-S Ku-M Ku-M Ku-M Ku-H Ku-H Zaap-C Ku-S Ku-S Ku-S Ku-M Ku-M FPSO Zaap-C Zaap-C Zaap-C Ku-S Ku-S FPSO FPSO FPSO Zaap-C Zaap-C

Capacidad Total Capacidad Capacidad MMpcd Capacidad Total Total

Plataforma por Equipo Total Akal-C perf. 1 55 55 MMpcd MMpcd MMpcd MMpcd Capacidad Capacidad Capacidad Capacidad Equipos No. No. MMpcd Plataforma por Equipo Total Plataforma porMMpcd Equipo Total Akal-C perf. 11 55 55 Akal-C perf. 55 55 Akal-C6 Equipos 1 110 110 Akal-C perf. Equipos 1 55 55 MMpcd MMpcd MMpcd MMpcd Akal-C6 11 110 110 Akal-C6 110 110 Akal-C perf. 114 55 55 Akal-C perf. 55 55 Akal-C7 50 200 Akal-C6 1 110 110 Akal-J perf 60 300 Akal-C7 50 200 Akal-C7 41415 50 200 Akal-C6 110 110 Akal-C6 110 110 Akal-C7 50 200 Akal-B4 75 375 Akal-J perf 60 300 Akal-J perf 554 60 300 Akal-J perf 60 300 Akal-C7 50 200 Akal-C7 50 200 Akal-L1 450 Akal-B4 75 375 Akal-B4 545465 75 375 Akal-B4 75 375 Akal-J perf 60 300 Akal-J perf 60 300 Akal-L enlace 50 150 Akal-L1 75 450 Akal-L1 65653 75 450 Akal-L1 450 Akal-B4 75 375 Akal-B4 75 375 Akal-L enlace 353526 50 150 Akal-L enlace 50 150 Akal-N 40 80 Akal-L enlace 6633 50 150 Akal-L1 75 450 Akal-L1 75 450 Akal-GC 90 270 Akal-N 40 80 Akal-N 22 40 80 Akal-N 40 80 Akal-L enlace 333342 50 150 Akal-L enlace 50 150 Nohoch-A 55 220 Akal-GC 90 270 Akal-GC 90 270 Akal-GC 90 270 Akal-N 40 80 Akal-N 40 80 Ku-A 60 300 Nohoch-A 55 220 Nohoch-A 424253 55 220 Nohoch-A 55 220 Akal-GC 90 270 Akal-GC 90 270 Ku-H 30 90 Ku-A 60 300 Ku-A 535334 60 300 Ku-A 5 60 300 Nohoch-A 4 55 220 Nohoch-A 4 55 220 Ku-M 3 43 129 Ku-H 30 90 Ku-H 3 30 90 Ku-H 3 30 90 Ku-A 60 300 Ku-A 60 300 Ku-S 55 165 Ku-M 43 129 Ku-M 3535 43 129 Ku-M 43 129 Ku-H 3 30 90 Ku-H 3 30 90 Zaap-C 70 280 Ku-S 55 165 Ku-S 334 55 165 Ku-S 55 165 Ku-M 43 129 Ku-M 43 129 FPSO 120 120 Zaap-C 70 280 Zaap-C 43431 70 280 Zaap-C 4 70 280 Ku-STotal 53 55 165 Ku-S 55 165 3294 FPSO 120 120 FPSO 1313 120 120 FPSO 120 120 Zaap-C 70 280 Zaap-C 441 70 280 Total 53 Total 53 3294 3294 53 3294 FPSOMÓDULOS FPSO 120 120 FPSO FPSO 11 AL YACIMIENTO 120 120 DETotal INYECCIÓN Total 53 AL 3294 53 3294 MÓDULOS DE DETotal INYECCIÓN AL YACIMIENTO YACIMIENTO MÓDULOS INYECCIÓN Capacidad Capacidad No. AL YACIMIENTO MÓDULOS DE INYECCIÓN por Equipo Total Instalación Plataforma Capacidad Capacidad Capacidad Capacidad Equipos No. AL No. MMpcd MMpcd MÓDULOS DE INYECCIÓN AL YACIMIENTO MÓDULOS DE INYECCIÓN YACIMIENTO Capacidad Capacidad Instalación Plataforma por Equipo Total Total Instalación Plataforma No. por Equipo Equipos Equipos por Equipo Total Instalación Plataforma MMpcd MMpcd MMpcd MMpcd Akal-C Akal-Cperf Equipos 3 190 570 Capacidad Capacidad Capacidad Capacidad No. MMpcd MMpcd No. por Equipo Total por Equipo Total Instalación Plataforma Instalación Plataforma Akal-B Akal-B5 Equipos 2 220 440 Akal-C Akal-Cperf 3 190 570 Akal-C Akal-Cperf 3 190 570 Equipos MMpcd MMpcd MMpcd MMpcd Akal-C Akal-Cperf 3 190 570 Akal-G Akal-G1 220 Akal-B Akal-B5 220 440 Akal-B Akal-B5 221 220 440 Akal-B Akal-B5 220 440 Akal-C Akal-Cperf 190 570 Nohoch-A Akal-C Akal-Cperf 3132 190 570 Akal-G Akal-G1 220 220 Akal-G Akal-G1 1 220 220 Nohoch-A 1 180 180 Akal-G Akal-G1 220 220 enlace Akal-B Akal-B5 220 440 Akal-B Akal-B5 221 220 440 Nohoch-A Nohoch-A Nohoch-A 180 180 Nohoch-A 1617 180 180 Nohoch-A 1,230 Total 1410 Akal-G Akal-G1 220 220 Akal-G Akal-G1 111 220 220 enlace enlace Nohoch-A 180 180 enlace 1,230 Total 67667 1410 Nohoch-A 1,230 Nohoch-A 1,230 Total 1410 Nohoch-A 1 180 180 Nohoch-A 17 180 180 1410 enlaceTotal enlace Total 77 Total 1410 1410

Instalación Terrestre Instalación Instalación Instalación Terrestre Terrestre Terrestre Instalación Instalación Terrestre Terrestre CPTG Atasta CPTG CPTG Atasta Atasta CPTG Atasta CPTG Atasta Atasta CPTG

CPTG ATASTA-SDC-GTDH Capacidad CPTG CPTG ATASTA-SDC-GTDH ATASTA-SDC-GTDH No. Servicio por Equipo CPTG ATASTA-SDC-GTDH Capacidad Capacidad Equipos No. No. MMpcd Capacidad Servicio por Equipo Equipo Servicio por CPTG ATASTA-SDC-GTDH CPTG ATASTA-SDC-GTDH No. Equipos Equipos

Capacidad Total Capacidad Capacidad MMpcd Capacidad Total Total Servicio por Equipo Capacidad Total Gas Amargo 3 600 1800 MMpcd MMpcd MMpcd MMpcd Capacidad Capacidad Capacidad Equipos No. No. MMpcd MMpcd Residual / Equipo Servicio por Equipo Total Servicio por Total Gas Amargo 33 600 1800 Gas Amargo 600 1800 3 450 1350 Equipos Equipos Gas Amargo 3 600 1800 MMpcd MMpcd MMpcd MMpcd Amargo Residual // Residual

33 450 1350 450 1350 Residual / Gas Amargo 332 600 1800 Gas Amargo 600 1800 Residual 160 320 Amargo Amargo 3 450 1350 Amargo / Residual Residual / Vapores 50 100 Residual 160 320 Residual 2332 160 320 450 1350 450 1350 Residual 160 320 Amargo Amargo Total 10 3570 Vapores 50 100 Vapores 222 50 100 Vapores 50 100 Residual 160 320 Residual 22 160 320 Total 10 Total 10 3570 3570 Total 10 3570 Vapores 2 50 100 Vapores 2 50 100 CPG AKAL-C SDC-GTDH (Gas Ácido) Total 10 10 (Gas 3570 3570 CPG AKAL-C AKAL-CTotal SDC-GTDH (Gas Ácido) Capacidad CPG SDC-GTDH Ácido) Capacidad No. (Gas Ácido) CPG AKAL-C SDC-GTDH por Equipo Capacidad Total Instalación Plataforma Capacidad Capacidad Capacidad Equipos No. (Gas No. MMpcd MMpcd CPG AKAL-C AKAL-C SDC-GTDH (Gas Ácido) Capacidad CPG SDC-GTDH Ácido) Capacidad Equipo por Total por Equipo Total Instalación Plataforma Instalación Plataforma No. Equipos por Equipos Equipo Capacidad Total Instalación Plataforma MMpcd MMpcd MMpcd MMpcd Capacidad Capacidad Capacidad Akal-C Akal-C8 Equipos 2 35 70 No. No. MMpcd MMpcd Equipo por Total por Equipo Total Instalación Plataforma Instalación Plataforma Akal-C Akal-C8 Equipos 35 70 Akal-C Akal-C8 22 35 70 Equipos MMpcd MMpcd MMpcd MMpcd Akal-C Akal-C8 2 RESIDUAL 35 70 RECOMPRESION GAS Akal-C Akal-C8 2 35 70 Akal-C Akal-C8 2 RESIDUAL 35 70 RECOMPRESION GAS RESIDUAL RECOMPRESION GAS Capacidad Capacidad No. RESIDUAL RECOMPRESION GAS por Equipo Capacidad Total Instalación Plataforma Capacidad Capacidad Capacidad Equipos No. RESIDUAL No. MMpcd MMpcd RECOMPRESION GAS RESIDUAL Capacidad por Equipo Capacidad Total por Equipo Total Instalación RECOMPRESION Plataforma GAS Instalación Plataforma No. Equipos por Equipos Equipo Total Instalación Plataforma MMpcd MMpcd MMpcd MMpcd Capacidad Capacidad Capacidad Capacidad Ku-M Ku-M 1 130 130 Equipos No. No. MMpcd MMpcd Equipo por Equipo Total por Total Instalación Plataforma Instalación Plataforma Akal-L Akal-L 80 160 Ku-M Ku-MEnl Equipos 130 130 Ku-M Ku-M 112 130 130 Equipos MMpcd MMpcd MMpcd MMpcd Ku-M Ku-M 1 130 130 1-150 Akal-L Akal-L Enl Enl 2 80 160 Akal-L Akal-L 2 80 160 Ku-A E-Ku-A2 3 550 Akal-L Akal-L 80 160 Ku-M Ku-MEnl 130 130 Ku-M Ku-M 112 130 130 2-200 1-150 1-150 Ku-A 1 E-Ku-A2 550 Ku-A E-Ku-A2 323 550 1-150 150 Akal-L Akal-L Enl 80 160 Akal-L Akal-L Enl 2 80 160 Akal-C8 600 600 Akal-C 2-200 2-200 Ku-A E-Ku-A2 31 550 2-200 11 1-150 1-150 Total 117 1440 Akal-C8 600 600 Akal-C8 600 600 Akal-C Akal-C Ku-A 1 E-Ku-A2 550 Ku-A E-Ku-A2 33 550 Akal-C8 1 600 600 2-200 2-200 NotaAkal-C 1: Puesta en operaciónTotal del compresor Total 1440 77 en Abr-2012 1440 111 Total 117 1440 Akal-C Akal-C8 600 600 Akal-C8 600 600 NotaAkal-C Puestaen en operación operación delcompresor compresor en en Abr-2012 Abr-2012 Nota 1:1:Puesta del Nota 1: Puesta en operaciónTotal del compresor Total 1440 77 en Abr-2012 1440 Nota1:1:Puesta Puestaen en operación operación del delcompresor compresor en en Abr-2012 Abr-2012 Nota

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

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

6 de Enero de 2012

14

PEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN

REGIÓN MARINA NORESTE

Asimismo, para la recolección y transporte del gas húmedo amargo en la RMNE se dispone de la siguiente infraestructura: a) Ductos para recolección y descarga del gas con TC’s Booster en el APC

Akal-TQ

92

20ӯ

C.P. Akal-L

C.P. Akal-N

C.P. Akal-B

16ӯ

289

228

24ӯ

203

36ӯ

36ӯ

229 206

Akal-TM/TTM

176

200

30ӯ

36ӯ 24ӯ

Equipo Booster

Kambesah

Vapores

No.

Capacidad MMpcd

Cap. Total MMpcd

6

75

450

3

50

150

3

8

24

20ӯ

Akal-KL/TKL

Kutz-TA

Futuro acueducto

20ӯ

202 24ӯ

Akal-TJ/TTJ

24ӯ

213

Oleoducto

232

El gas de las corrientes provenientes de Akal-TJ, ( gas de TJ, Kutz-TA y Kambesah) se enviará hacia Akal-J a través de los ductos 213 y 232 de 24”Ø (2012-2013).

Oleogasoducto

C.P. Akal-J

Gasoducto Fuera de operación Gas amargo, succión de Boosters Gas amargo, descarga de Boosters XX

Figura 7.

No. Clave del ducto

Centro de proceso Akal-L

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

6 de Enero de 2012

15

PEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN

REGIÓN MARINA NORESTE

24ӯ

Akal-M

Akal-DB

Akal-MB

236

Fuera de operación

24ӯ

235 24ӯ

24ӯ

Akal-BN

24ӯ

24ӯ

185

205

204

226

AB-5

AB-4

Akal-D/TD Equipo

No.

Capacidad MMpcd

Cap. Total MMpcd

Booster Vapores

5

75

375

3

10

30

C.P. Akal-B

24ӯ

209 30ӯ

24ӯ

230

19

14ӯ

14

Oleogasoducto Gas amargo, succión de Boosters Gas amargo, descarga de Boosters No. Clave del ducto

XX

C.P. Akal-C

Figura 8.

C.P. Nohoch-A

Centro de proceso Akal-B C.P. Akal-B

Akal-CI

Akal-E/TE 24ӯ

24ӯ

283

Producción Futura

199

Akal-I/TI

Cerrada

135

Ligero: Ixtoc / Ek Balam

169

226

Futuro

24ӯ

Akal-CD

24ӯ

Akal-DB 24ӯ

45 24ӯ

20ӯ

Futuro 24ӯ

Módulos C4

Booster

209 14

Equipo

Booster

Vapores

No.

Capacidad MMpcd

Cap. Total MMpcd

1

55

55

1

110

110

4

50

200

3

10

30

24ӯ

231

185

24ӯ 14ӯ

C.P. Akal-C 296 36ӯ

Akal-D/TD

16 14ӯ

30ӯ

172

24ӯ

Akal-H/TH

19

Gas amargo a inyección

C.P. Akal-G

Oleogasoducto Gasoducto, fuera de operación Gas amargo, succión de Boosters

24ӯ

118

Gas amargo, descarga de Boosters XX

C.P. Nohoch-A

No. Clave del ducto

Figura 9.

Centro de proceso Akal-C

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

6 de Enero de 2012

16

PEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN

REGIÓN MARINA NORESTE

Akal-M

Akal-MB 236

C.P. Akal-L

24ӯ

24ӯ

235

205

24ӯ

C.P. Akal-B

20ӯ

92

78

20ӯ

198

24ӯ

132

24ӯ

20ӯ

115

Se requiere cambio de servicio entre el gasoducto de 20ӯ (L-92) por el oleoducto de 24ӯ (L-198), para incrementar la capacidad de transporte de gas de Akal-L hacia Akal-N.

C.P. Akal-N

24ӯ

Equipo

No.

Capacidad MMpcd

Cap. Total MMpcd

Booster

2

40

80

163

20ӯ

20

24ӯ

Akal-E

107

C.P. Akal-J

24ӯ

15

Oleoducto

Oleogasoducto

El sistema de ductos entre Akal-N, Akal-B, Akal-E, Akal-L y Akal-J pueden operar con gas a succión y/o descarga de booster, de acuerdo con la disponibilidad de equipos entre dichas instalaciones.

Gas amargo, succión de Boosters Gas amargo, descarga de Boosters

No. Clave del ducto

XX

Figura 10. Kambesah

Centro de proceso Akal-N

C.P. Akal-L

C.P. Akal-N C.P. Akal-C

20ӯ

200

Kutz-TA

176

24ӯ

36ӯ

20ӯ

24ӯ

Futuro Acueducto

202

107

Ak-J Perf C.P. Abk-A

36ӯ

69

Ak-J4

24ӯ

Akal-TJ/TTJ

213

24ӯ

232 36ӯ

C.P. Akal-J Equipo

No.

Capacidad MMpcd

Cap. Total MMpcd

Booster Vapores

5

60

300

3

10

30

82 36ӯ 295 24ӯ

XX

24ӯ

26

No. Clave del ducto

Akal-F/TF

Oleoducto

Oleogasoducto

190

Gas amargo, succión de Boosters

Sihil-A

Gas amargo, descarga de Boosters

Figura 11.

Akal-O

20ӯ

Akal-FO /TFO

Centro de proceso Akal-J

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

6 de Enero de 2012

17

PEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN

REGIÓN MARINA NORESTE

C.P. Akal-C Oleogasoducto Gas amargo, succión de Boosters Gas amargo, descarga de Boosters

No. Clave del ducto

XX 16

296 36ӯ

14ӯ

En operación como oleoducto

Equipo

No.

Capacidad MMpcd

Cap. Total MMpcd

Booster

3

90

270

Futuro

DD-PB-1 C.P. Akal-G

Futuro

24ӯ

Futuro

Futuro

Akal-DDPW3

24ӯ

Futuro

Futuro

20ӯ

Futuro

Akal-DDPW2

24ӯ

158

Futuro

C.P. Nohoch-A

Futuro

Akal-GS

Akal-DDPW1 30ӯ

Akal-P

24ӯ

171

217 20ӯ

Futuro 187

24ӯ

Akal-GP TGP/TGP2

Akal-R/TR

Figura 12. C.P. Akal-C

Akal-D

24ӯ

209

Centro de proceso Akal-G Para dar flexibilidad en el manejo del gas de Akal-D y Akal-H hacia los C.P. Akal-C y/o Nh-A, se requiere rehabilitar e instalar separadores remotos en las plataformas satélite indicadas, respectivamente.

24ӯ

19

Equipo

No.

Capacidad MMpcd

Cap. Total MMpcd

Booster Vapores

4

55

220

2

8

16

36ӯ

30ӯ

67

172

24ӯ

Akal-H

C.P. Nohoch-A 119

24ӯ

118

Chac-A

Futuro 24ӯ

122

24ӯ

Akal-TH2

16ӯ

117

89

Nh-C

299

24ӯ

Akal-GP

30ӯ 24ӯ

171

187

24ӯ

173

Nh-B

Takin-A Oleogasoducto

Akal-R

Gas amargo, succión de Boosters Gas amargo, descarga de Boosters

Akal-S

XX

Figura 13.

No. Clave del ducto

Centro de proceso Nohoch-A

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

6 de Enero de 2012

18

PEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN

REGIÓN MARINA NORESTE

b) Diagrama general de descarga de gas con equipo Booster del APC Ak-L Prod

Ak-B5

Ak-B4 36ӯ

228

36ӯ

229

115

176

Gas del AIKMZ

230

20ӯ

36ӯ

30ӯ

36ӯ 36ӯ

Ak-N

83

357

Gas del AIKMZ 36ӯ

36ӯ

Ak-C4

Ak-C6

Ak-C7

69

268

36ӯ

67 14ӯ

16

Ak-J Perf

Ak-J4

36ӯ

Ak-GC

Ak-G1

Nh-A Enl Gasoducto Fuera de operación

Abkatún -A

Gas amargo, descarga de Boosters No. Clave del ducto

XX

Figura 14.

Descarga de gas con equipo Booster del APC

c) Ductos para recolección y descarga del gas con TC’s Booster en el APKMZ C.P. Ku-M 10”Ø

Lum-A

KMZ-51

S.P. Lum-1 24ӯ

Futuro

223 Equipo

No.

Capacidad MMpcd

Cap. Total MMpcd

Booster Vapores

5

60

300

2

8

16

14ӯ

261

24ӯ

Zaap-E

KMZ-68

20ӯ

C.P. Ku-A

36ӯ

36ӯ 24ӯ

Bacab-A

124

C.P. Akal-C

268 357

KMZ-64

C.P. Akal-J

36ӯ

83

Ku-B

30ӯ

251

Futuro

20ӯ

278 24ӯ

Ku-F Oleogasoducto

C.P. Ku-S

74 250

30ӯ

Gas amargo, succión de Boosters 20”Ø

Gas amargo, descarga de Boosters XX

No. Clave del ducto

Ku-C

Figura 15.

355

Ku-G

Ku-I

Centro de proceso Ku-A

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

6 de Enero de 2012

19

PEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN

REGIÓN MARINA NORESTE

Equipo

No.

Capacidad MMpcd

Cap. Total MMpcd

Booster

3

30

90

C.P. Ku-H 24ӯ

Maloob-C

344

24ӯ

24ӯ

KMZ-62 Multifuncional

222

Maloob-A

C.P. Ku-M Oleogasoducto Gas amargo, descarga de Boosters XX

No. Clave del ducto

Figura 16.

Centro de proceso Ku-H

C.P. Ku-A 20ӯ

278 24ӯ

Equipo

No.

Capacidad MMpcd

Cap. Total MMpcd

Booster Vapores

3

55

165

2

7

14

C.P. Ku-S

74

Ku-G Oleogasoducto

20ӯ

Gas amargo, succión de Boosters

355

Gas amargo, descarga de Boosters XX

No. Clave del ducto

Ku-I

Figura 17.

Centro de proceso Ku-S

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

6 de Enero de 2012

20

PEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN

24ӯ

REGIÓN MARINA NORESTE

Maloob-A 265

Maloob-B

24ӯ

30ӯ

290

24ӯ 24ӯ

Equipo

No.

Capacidad MMpcd

Cap. Total MMpcd

Booster Vapores

4

70

280

2

6

12

KMZ-56 298

24ӯ

Zaap-B Maloob-D

C.P. Zaap-C 30ӯ

36ӯ

304

165

Zaap-A 24ӯ

C.P. Ku-A

24ӯ

266

Oleogasoducto Gas amargo, succión de Boosters

Gas amargo, descarga de Boosters No. Clave del ducto

XX

Zaap-D

Figura 18.

Centro de proceso Zaap-C

24ӯ 24ӯ

265

Maloob-B

FPSO

Equipo

No.

Capacidad MMpcd

Cap. Total MMpcd

Booster Vapores

1

120

120

2

10

20

Maloob-A

30ӯ

270

1 274

30ӯ

24ӯ

273

C.P. Zaap-C Oleogasoducto Gas amargo, descarga de Boosters XX

No. Clave del ducto 266

24ӯ

24ӯ

Zaap-D

Figura 19.

Zaap-A

Manejo de gas con equipo Booster FPSO

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

6 de Enero de 2012

21

PEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN

REGIÓN MARINA NORESTE

d) Manejo de gas con equipo Booster FPSO C.P. Ku-M 222

24ӯ

C.P. Ku-H

FPSO

223 24ӯ

1

274

24ӯ

165

36ӯ

C.P. Zaap-C

36ӯ

268

36ӯ

Gas amargo a módulos de Ak-C7/C6

357

C.P. Akal-C

C.P. Ku-A 20ӯ 36ӯ

278

83

Gas amargo a módulos de Ak-J4

Gas amargo, descarga de Boosters XX

No. Clave del ducto

C.P. Ku-S

Figura 20.

C.P. Akal-J

Descarga de gas con equipo Booster del APKMZ

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

C.P. Akal-B C.P. Akal-L 36ӯ 36ӯ

228 229

AB-4 20ӯ

AB-5

Iny . Yac.

115

C.P. Akal-N 36ӯ

227 30ӯ

Descarga de Booster a succión de Módulos

230

Gas amargo de alta presión, a Inyección de Yacimiento

C.P. Akal-C

Gas amargo, descarga de Alta Presión XX

No. Clave del ducto

Figura 21.

Centro de proceso Akal-B

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

6 de Enero de 2012

22

PEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN

REGIÓN MARINA NORESTE

Descarga de Booster a succión de Módulos

C.P. Akal-B

Gas amargo de alta presión, a Inyección de Yacimiento

C.P. Nh-A

Gas amargo, descarga de Alta Presión XX

No. Clave del ducto

30ӯ

24ӯ

67

48

14ӯ

253

Akal-KL

C.P.G. Ak-C8

230

24ӯ

Módulos C4 Akal-E

24ӯ

Módulos C6

Módulos C7

169

36ӯ

36ӯ

357

268

211

C.P. Ku-A

24ӯ 14ӯ

16

69

36ӯ

83

C.P. Akal-G

36ӯ

C.P. Akal-J

Figura 22.

Centro de proceso Akal-C

C.P. Akal-L

36ӯ

176

C.P. Akal-J Booster

C.P. Ku-A

C.P. Nh-A

Módulos J4 24”Ø

83

30

36ӯ

36ӯ

36ӯ

24ӯ

69

179

70

Descarga de Booster a succión de Módulos Gas amargo de alta presión, a Inyección de Yacimiento Gas amargo, descarga de Alta Presión XX

C.P. Abk-A

No. Clave del ducto

C.P. Akal-C

Figura 23.

Centro de proceso Akal-J

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

6 de Enero de 2012

23

PEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN

REGIÓN MARINA NORESTE

C.P. Akal-C

16

180 16ӯ

14ӯ

C.P. Akal-G

Módulos GC

Ak-G

Iny . Yac. Futuro

56 24ӯ

Descarga de Booster a succión de Módulos Gas amargo, descarga de Alta Presión

Servicio de Compresión

Gas amargo de alta presión, a Inyección de Yacimiento

C.P. Nh-A

Figura 24.

Centro de proceso Akal-G

f) Ductos de transporte y distribución de gas en alta presión de la RMNE C.P. Akal-L C.P. Akal-B 24”Ø

Gas amargo, succión de módulos

B Perf

Gas amargo de alta presión, a Inyección de Yac. FUTURO Gas amargo de alta presión, a Inyección de Yacimiento

F

L Perf

Akal-N

36ӯ

Akal-CI

227 24ӯ

253

Gas amargo, alta presión

24ӯ

F

F

14ӯ

169

Akal-KL

Gasolinoducto

C.P. Akal-C

C.P.G. Akal-C8

24ӯ

Gasolinoducto, fuera de operación No. Clave del ducto

XX

Akal-E 180 16ӯ

24ӯ 36ӯ

268

357

36ӯ

211

Pol-A

24ӯ

179 48

36ӯ

C.P. Ku-A

C.P. Akal-G

24ӯ

24ӯ

83

C.P. Nh-A

56

C.P. Akal-J

Nh-A Perf

24ӯ

30

152

36ӯ

36ӯ

77 36ӯ

C.P.G. Cd. Pemex

36ӯ

36ӯ

L-2

CDGM Cd. Pemex 36ӯ

C.P.G. Nvo. Pemex

24ӯ

Figura 25.

L-2

16ӯ

L-3

CPTG Atasta

GL-1 16ӯ

GL-2

L-3 GL

Ductos de transporte y distribución de gas

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

6 de Enero de 2012

24

PEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN

REGIÓN MARINA NORESTE

Programa Operativo 2011. En el año 2011 la región estableció el compromiso ante la Dirección General de Pemex y la CNH de disminuir el gas quemado, teniendo como meta alcanzar un índice de aprovechamiento promedio de 93.8% al cierre del 2011. Para lograrlo se requirió una eficiente administración de pozos cíclicos, sustitución de bocas e incrementar la confiabilidad operativa de los equipos de compresión de gas. Para lograr los resultados del aprovechamiento de gas, en el 2011 se llevaron a cabo las siguientes acciones y obras, las cuales ya se tenían consideradas en el Plan Maestro para el Aprovechamiento del gas 2010-2014, a fin de cumplir el compromiso adquirido:  A principios de año se llevaron a cabo las interconexiones en Akal-C8 para desviar el gas ácido hacia inyección al Yacimiento con los TC’s de Akal-C perf.  Interconexiones en Akal-L y Akal-J para incrementar el manejo de gas de Akal-L hacia los TC’s de alta presión.  En Abril entró en operación el gasoducto de 36”Ø X 24 Km. de E-Ku-A2 hacia Akal-C6, con lo cual se incrementó la capacidad a 950 MMpcd de transporte de gas húmedo amargo del APKMZ.  En Junio de 2011, entro en operación un equipo de compresión de gas para baja presión (booster de 70 MMpcd) en la plataforma Zaap-C.  Durante el mes de octubre entraron a operación, tres equipos de compresión de gas para baja presión (booster de 50 MMpcd c/u) en Akal-L enlace.  Reconfiguración de los tres compresores centrífugos (booster) de Ku-M para incremento de manejo de GHA en baja presión.  Ku-M, un equipo para recompresión de gas residual para bombeo neumático de 130 MMpcd.  En diciembre, un sistema de compresión en Akal-J2 (4 módulos de alta presión de 70 MMpcd c/u) para incremento de manejo de GHA en alta presión.  En diciembre, se terminó la modernización del turbocompresor de alta presión (módulo) No. 3 de Akal-C7. Con la conclusión de las obras y acciones antes descritas y con la administración de pozos cíclicos, se logrará cumplir el programa operativo de manejo y aprovechamiento de gas comprometido para el año 2011. Plan Rector para el Manejo Integral del Gas de la RMNE 2012-2016

6 de Enero de 2012

25

PEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN

REGIÓN MARINA NORESTE

Pronósticos y distribución de gas 2012 – 2021

En la Figura 26, se muestra el perfil histórico para el periodo (1997-2011), de la capacidad para el manejo de gas en la región en MMpcd, la ubicación e índice de aprovechamiento correspondiente, también se observa el pronostico a partir del año 2012 hasta el 2021, donde se alcanzará una capacidad de compresión de 2,844 MMpcd en el año 2015, mientras que en el año 2012 se tendrá un incremento en el IAG, hasta alcanzar 97%, y a partir del año 2013 un valor de 98% .

Figura 26.

Capacidad de manejo en alta presión e inyección 2012 – 2021

Con base en los pronósticos de gas a manejar a partir del año 2012, se tendrá un incremento gradual en el volumen de gas de la zona de transición, hasta alcanzar 1,200 MMpcd en el año 2020, el promedio del gas de formación será de 523 MMpcd en el periodo, a fin de cumplir las metas de producción de aceite crudo. Figura 27 y Figura 28.

Cabe mencionar que debido a las características actuales del yacimiento en el campo Akal del APC y por la explotación de pozos productores en el contacto gas-aceite, los

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

6 de Enero de 2012

26

PEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN

REGIÓN MARINA NORESTE

simuladores disponibles no predicen de manera contundente los volúmenes de gas producido, por lo cual en el presente Plan se consideran los escenarios máximo esperado y probable del gas total a manejar. a) Gas total a manejar en la RMNE 100.0

% IAG Máx.95.0 % Uso

90.0 85.0 80.0 75.0 70.0

3500

97.5 84

2012

98.0

98.0

84

84

2013

2014

98.0

99.0

99.0

99.0

99.0

75

75

75

75

75

75

2016

2017

2018

2019

2020

2015

99.0

99.0

75 3500

2021

MMpcd

Capacidad de compresión 3000

3000

2500

2500

2000

2000

1500

1500

Escenario máximo esperado 1000

1000

Escenario probable

500

500

0

0 2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

Z.T. Máx.

775

860

970

1104

1111

1128

1180

1184

1200

1200

B.N. Máx.

1115

1145

1165

1191

1172

1160

1054

955

915

893

Form. Máx.

550

570

576

563

538

532

515

480

460

445

Z.T. Prob.

775

860

970

1058

968

938

890

808

780

750

B.N. Prob.

1115

1145

1165

1157

1120

1075

1017

935

875

850

Form. Prob.

550

570

576

552

515

500

491

465

422

403

Cap. Comp.

2386

2532

2666

2844

2787

2787

2787

2587

2587

2587

Figura 27.

Gas de la RMNE a manejar

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

6 de Enero de 2012

27

PEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN

REGIÓN MARINA NORESTE

b) Distribución de gas en la RMNE 3500

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

3000

GHA enviado a PGPB Escenario Probable

MMpcd

2500 GHA c/N2 iny. al yac. en el APC Máximo esperado

2000 1500

GHA iny. al yac. en el APKMZ

GHA a PGPB Máximo esperado

1000 500

GHA a C8

Gas quemado

0 GHA InyAPC APCMáx. GHAc/N2 c/N 2aIny

2012

2013

2014

2015

2016

1252

1381

1504

1537

1525

1509

1543

1423

1361

1345

450

450

450

450

450

450

450

GHA Iny GHA APKMZ Iny APKMZ

2017

2018

2019

2020

2021

GHA a GHA PGPBa Máx PGPB Máx

575

503

514

174

178

193

199

190

208

188

GHA a C8

550

640

640

640

640

640

530

530

530

530

Quemado Gas quemado

63

51

53

57

28

28

27

26

26

25

GHA c/N 2 Iny APC Prob. TOTAL RMNE

1252

1381

1504

1463

1327

1247

1238

1089

984

948

GHA a PGPB Prob. GHA a PGPB Esp

575

503

514

157

158

148

153

113

87

50

GHA a C8

Datos: GTDH_1 y 2.

Figura 28.

Distribución de gas de la RMNE

c) Gas a manejar en el APC Durante el periodo 2012-2021, el APC considerará manejar los volúmenes de gas representados en la Figura 29, con el propósito de maximizar la producción de aceite crudo comprometido por la SPRMNE, así como para dar cumplimiento a la resolución que la Comisión Nacional de Hidrocarburos emitió respecto al aprovechamiento del gas.

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

6 de Enero de 2012

28

PEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN

REGIÓN MARINA NORESTE

2000

Escenario máximo esperado

1800

Escenario Probable

1600

MMpcd

1400

Gas de la zona de transición

1200

1000 800 Gas de B.N.

600 400 200 Gas de formación

0 ZT (Máx) BN (Máx) Form (Máx) Esc. Prob.

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

775 620 220 1615

860 635 237 1732

970 640 247 1857

990 661 243 1820

993 640 220 1655

990 630 217 1575

1030 545 195 1465

1004 465 180 1315

1002 425 160 1210

1000 415 155 1173

Figura 29.

Escenario de gas a manejar en el APC

d) Gas a manejar en el APKMZ En el APKMZ se pronosticó que se manejará para el periodo 2012-2021, los volúmenes de gas mostrados en la Figura 30.

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

6 de Enero de 2012

29

PEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN

REGIÓN MARINA NORESTE

1200 Escenario máximo esperado Escenario Probable

1000 Gas formación máximo esperado

MMpcd

800 Gas de B.N.

600

400

200

0 Gas form max esp BN (Máx) Form (Máx) Esc. Prob.

Gas de formación

2012 0 495 330 825

2013 0 510 333 843

Figura 30.

2014 0 525 329 854

2015 114 530 320 947

2016 118 532 318 948

2017 138 530 315 938

2018 150 509 320 933

2019 180 490 300 893

2020 198 490 300 867

2021 200 478 290 830

Escenario de gas a manejar en el APKMZ

Programas de mantenimiento 2012 Con la finalidad de poder cumplir con el índice de aprovechamiento de gas del 97.5% para el 2012, se debe aplicar el programa de mantenimiento a los equipos de compresión de ambos Activos de Producción:

a) Para los equipos de compresión en el APC. De la Tabla 2 a la Tabla 4 se muestran los mantenimientos a los módulos de alta presión, inyección y equipo booster para el manejo de gas señalando el periodo anual, semestral, ubicación y capacidad para cada uno de ellos.

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

6 de Enero de 2012

30

PEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN

Tabla 2.

Programa de Mantenimiento a Módulos

Tabla 3.

Programa de Mantenimiento a equipos de Inyección

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

REGIÓN MARINA NORESTE

6 de Enero de 2012

31

PEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN

Tabla 4.

REGIÓN MARINA NORESTE

Programa de Mantenimiento a equipos Boosters

b) Para los equipos de compresión en el APKMZ. En la Tabla 5, se muestran los mantenimientos a los equipos booster para el manejo de gas señalando el periodo anual, semestral, ubicación y capacidad para cada uno de ellos.

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6 de Enero de 2012

32

PEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN

Tabla 5.

REGIÓN MARINA NORESTE

Programa de Mantenimiento a equipos de compresión

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6 de Enero de 2012

33

PEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN

REGIÓN MARINA NORESTE

Inyección de N2 y Gas Hidrocarburo al Yacimiento En el año 2000 se inició el suministro e inyección de 1,200 MMpcd de Nitrógeno al Yacimiento del campo Akal, por la Compañía de Nitrógeno de Cantarell S.A de C.V. (CNC) mediante un contrato con vigencia hasta el 12 de Abril del 2016 y en el año 2005 se contrató un módulo adicional con vigencia hasta el año 2027 con la finalidad de proporcionarle 300 MMpcd de N2 al APKMZ (Quinto módulo), sin embargo para mantener la plataforma de producción de 850 mbpd de aceite del APKMZ es necesario inyectar 650 MMpcd de nitrógeno a los yacimientos, por lo que los 350 MMpcd faltante se complementaran con el Nitrógeno que dejara disponible el APC . De acuerdo al comportamiento actual del yacimiento Akal, se identificó la necesidad de continuar la inyección de nitrógeno con la finalidad de conservar la energía del yacimiento, lo cual permitirá que el crudo pueda fluir hacia los pozos con la energía suficiente para posteriormente ser llevado hasta la superficie mediante el sistema de bombeo neumático, adicionalmente, con el mantenimiento de presión por la inyección de nitrógeno se podrá controlar el contacto agua-aceite, favoreciendo el drene gravitacional. Para el caso del campo Akal se requiere continuar con el suministro de 1,200 MMpcd de nitrógeno hasta Mayo del 2021. Se han realizado una serie de acciones para maximizar el valor económico de los yacimientos e incrementar el factor de recuperación de hidrocarburos, entre las cuales se encuentran: la administración de pozos críticos, perforación de pozos en las zonas no drenadas, actividad intensiva de reparaciones mayores y menores y obras para el mantenimiento de presión al yacimiento. Los beneficios económicos por la inyección del gas nitrógeno, no son factibles de cuantificar en forma aislada sino que forman parte de las acciones antes mencionadas en manera conjunta. En agosto del 2004 se inició la inyección de gas hidrocarburo contaminado con N2 al yacimiento en pozos de Akal-E con dos TC’s instalados en Akal-C perforación, debido al incremento de gas producido en la zona de transición se tuvo la necesidad de incrementar la infraestructura para la inyección de gas, por esta razón en el año 2008 y 2009 iniciaron operaciones: 1 TC adicional en Akal-C perforación, 2 TC’s en Akal-B y 1 TC en AkalG1; actualmente con estos 6 equipos se inyecta un total de 1,150 MMpcd de gas hidrocarburo contaminado con N2 en el campo Akal. Para lograr la meta de inyección de gas amargo al yacimiento, se están llevando a cabo la conversión del turbocompresor C-50 de BN a inyector en Nh-A Enlace (180 MMpcd) y la adquisición, instalación y puesta en operación de dos turbocompresores con capacidad Plan Rector para el Manejo Integral del Gas de la RMNE 2012-2016

6 de Enero de 2012

34

PEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN

REGIÓN MARINA NORESTE

de 200 MMpcd cada uno en Akal-G para el 2012 y uno más en Akal-B para mayo-2013, con lo cual se tendrá una capacidad instalada de inyección de 2,010 MMpcd en el APC. Asimismo se identificó la necesidad del mantenimiento de presión en el Jurásico Superior Kimmerigdiano del yacimiento Sihil por lo que se requieren inyectar del orden de 400 MMpcd. Por otra parte, el APKMZ ha elaborado estudios para incrementar el factor de recuperación de aceite crudo en los campos Maloob y Zaap, determinando que mediante la inyección de 450 MMpcd de gas amargo al yacimiento en dichos campos se logrará recuperar hasta un 3% adicional de crudo pesado (13° API). Con base en lo anterior y a fin de disponer de la infraestructura requerida, tanto para cumplir con las metas regionales del aprovechamiento integral de gas como para inyectar 450 MMpcd de gas amargo en Maloob y Zaap, se requiere instalar en Ku-A una plataforma con equipos de compresión que cumplan con el propósito antes citado. En la Figura 31 se visualiza de forma integral y clara los programas de inyección de nitrógeno y gas amargo al yacimiento en los Activos: Suministro de 1500 MMpcd de N2 por CNC 2500 GHA c/N2 Iny. al cretácico en el APC Escenario Probable

GHA Iny. al Yac-APKMZ A partir del 2015

GHA c/N2 Iny. al cretácico en el APC Máximo esperado

MMpcd

2000 GHA c/N2 Iny. al JSK-APC A partir del 2013

1500

1000

500

0 2012

GHA c/N2 Iny Cret. Max 1252

GHA c/N 2 APC-Cret.

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

981

1104

1137

1125

1109

1143

1023

961

945

450

450

450

450

450

450

450

GHA Iny GHA InyAPKMZ APKMZ GHA c/N2 Iny JSK Max GHA c/N 2 APC-JSK

400

400

400

400

400

400

400

400

400

N2NIny APC Yac. APC 2 Iny.

645

645

645

995

995

995

995

995

995

995

N 2 Iny. APKMZ N2 inyYac. APKMZ

650

650

650

300

300

300

300

300

300

300

para BN N2 paraN2BN

205

205

205

205

205

205

205

205

205

205

981

1104

1063

927

847

838

689

584

548

GHA c/N Prob. 1252 2 APC GHA c/N2 Iny APC Prob

Figura 31.

Programa integral de inyección de N2 y gas amargo al yacimiento

En la Tabla 6 se indican los volúmenes totales de inyección de nitrógeno y gas húmedo amargo en cada uno de los Activos de Producción Cantarell y Ku Maloob Zaap, así como el total de la RMNE.

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35

PEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN

Tabla 6.

REGIÓN MARINA NORESTE

Volúmenes totales de inyección de N2, GHA por activo y total RMNE 2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

1,897

2,026

2,149

2,532

2,520

2,504

2,538

2,418

2,356

2,340

645

645

645

995

995

995

995

995

995

995

1,252

1,381

1,504

1,537

1,525

1,509

1,543

1,423

1,361

1,345

Total inyectado APKMZ

650

650

650

750

750

750

750

750

750

750

N2

650

650

650

300

300

300

300

300

300

300

0

0

0

450

450

450

450

450

450

450

Total inyectado RMNE

2,547

2,676

2,799

3,282

3,270

3,254

3,288

3,168

3,106

3,090

N2

1,295

1,295

1,295

1,295

1,295

1,295

1,295

1,295

1,295

1,295

GHA

1,252

1,381

1,504

1,987

1,975

1,959

1,993

1,873

1,811

1,795

Total inyectado APC N2 GHA

GHA

Obras y acciones a corto y mediano plazo Con base en los volúmenes esperados del gas a manejar y en los requerimientos de inyección de gas al yacimiento (Nitrógeno + GHA) y con el propósito de garantizar el aprovechamiento de gas comprometido, así como el mantenimiento de presión en los yacimientos de la RMNE, se determina que además de la infraestructura actualmente instalada y operando se deben de concluir las obras que están en proceso de ejecución y llevar a cabo las obras nuevas y acciones siguientes (Tabla 7), las cuales se estima concluirlas en el periodo 2012 - 2014: Tabla 7.

Obras y Acciones a Mediano Plazo

Cantidad

Instalación

1

Nohoch-A Enlace

1

Akal-C8

2

Akal-G1

2

Nohoch-A Enlace

Entrada en operación

Descripción de la obra Instalación y puesta en operación de un turbocompresor para inyección, de 180 MMpcd. Instalación y puesta en operación de un turbocompresor para inyección de gas dulce semiseco a la red de BN, de 600 MMpcd. Instalación y puesta en operación de dos turbocompresores para inyección de gas húmedo amargo al yacimiento, de 200 MMpcd c/u. Instalación y puesta en operación de dos turbocompresores de baja presión (booster), de 60 MMpcd c/u.

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Enero-2012 Abr- 2012

May-2012

Nov-2012

6 de Enero de 2012

36

PEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN

3

Nohoch-A2

1

CPTG Atasta

1

Akal-C7

1

Akal-C8

1

Zaap-C

1

Ku-A

1

Akal- B

1

Nohoch-A2

1

Akal-J

1

Akal-C

2

CPTG Atasta

1

CPTG Atasta

1

GTDH-MNE

REGIÓN MARINA NORESTE

Instalación y puesta en operación de tres turbocompresores de alta presión (módulos), de 70 MMpcd c/u. Reparación y adecuación de cabezal de descarga general de gas amargo para asegurar la calidad en la entrega de GHA(segregación de corrientes) Modernización del turbocompresor de alta presión (módulo) No. 4. Instalación y puesta en operación del segundo turbocompresor para inyección de gas dulce semiseco a la red de BN, de 600 MMpcd. Instalación y puesta en operación de un turbocompresor de baja presión (booster), de 70 MMpcd. Instalación y puesta en operación de un turbocompresor de baja presión (booster), de 60 MMpcd. Instalación y puesta en operación de un turbocompresor para inyección de gas húmedo amargo al yacimiento, de 200 MMpcd. Instalación y puesta en operación de un turbocompresor de baja presión (booster), de 60 MMpcd. Instalación y puesta en operación de un turbocompresor de baja presión (booster), de 60 MMpcd. Instalación y puesta en operación de un turbocompresor de baja presión (booster), de 110 MMpcd. Adquisición y puesta en operación de dos motocompresores para manejo de vapores, de 12 MMpcd c/u. Rehabilitación, modernización y puesta en operación de un turbocompresor de BN de 160 MMpcd. Contratar servicio para el suministro de 1,200 MMpcd de Nitrógeno por 5 años a partir de Abril-2016 para el campo Akal del APC.

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

Dic -2012

Nov-2012

Dic- 2012 Abr- 2013

Mar -2013

Nov-2013

May -2013

Julio- 2013

Julio- 2013

Julio - 2013

junio -2013

Oct -2013

Nov -2013

6 de Enero de 2012

37

PEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN

1

4

1

1

1

REGIÓN MARINA NORESTE

Servicio de compresión en baja y alta presión para manejar 200 MMpcd de gas amargo. Construcción y puesta en operación de cuatro gasoductos (1 Ak-CI/Ak-E de 24”Ø; 1 Ak-E/Ak N,; 1 Ak-N/Ak-B de 24”Ø; y 1 Ak-N/Ak-L de Akal -B,N,L, E 24”Ø) para transporte de 400 MMpcd de gas húmedo amargo ó N2 desde Ak-B y Ak-C para inyectarlo al yacimiento (JSK) en pozos de AkN y AK-L. Instalación y puesta en operación de una plataforma de compresión para manejo de 450 Ku-A MMpcd de gas amargo en alta presión (módulos) e inyección al Yacimiento. Instalación y puesta en operación de un Ku-H turbocompresor de baja presión (booster), de 70 MMpcd. Instalación y puesta en operación de un Ku-M turbocompresor de baja presión (booster), de 70 MMpcd. Akal-G1

Ene- 2014

Ene- 2014

Sep- 2014

Nov -2014

Nov -2014

Con la conclusión y puesta en operación de estas obras, se garantizará el cumplimiento del aprovechamiento de gas y se contará con el equipo de relevo suficiente para efectuar los mantenimientos preventivos a los turbocompresores, sin afectar el manejo integral del gas. Calidad del gas húmedo amargo marino y gas residual El gas a manejar en el Activo de Producción Cantarell (APC), tiene una concentración de nitrógeno variada, dependiendo de la zona de explotación del campo y de la ubicación de la zona productora de los pozos, a diferencia del gas a manejar en el APKMZ, el cual presenta una baja concentración de nitrógeno, y depende en gran medida de la calidad del gas dulce/residual usado para bombeo neumático. a) Contenido de N2 en las corrientes de gas. Las corrientes de gas de los dos activos de la Subdirección de Producción Región Marina Noreste (SPRMNE) se combinan durante su manejo y transporte, estas corrientes de gas y condensado amargo, fluyen por el gasoducto NH-A/Atasta de 36”Ø hacia el CPTG Atasta, asegurándose que en dicha corriente la concentración de nitrógeno se mantenga entre 14 y 16% mol, con un volumen aproximado de 550 a 600 MMpcd.

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38

PEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN

REGIÓN MARINA NORESTE

En la planta de Atasta, el gas proveniente de la RMNE se mezcla con la corriente de gas de la Región Marina Suroeste (RMSO), diluyéndose la concentración de nitrógeno a un valor menor o igual al 12% mol. Posteriormente el volumen de gas de ambas regiones es enviado a Ciudad Pemex donde se separa en dos corrientes, la primera se envía al Centro de Proceso de Gas en Ciudad Pemex para su endulzamiento, secado y posterior eliminación de nitrógeno mediante la planta eliminadora de nitrógeno (NRU), a la salida de esta planta se unen las corrientes provenientes de las plantas criogénicas y el gas dulce seco del Activo de Producción Muspac- Macuspana, logrando así contar con el volumen requerido y en especificaciones para su consumo en las instalaciones de la RMNE como gas combustible y gas para el sistema de bombeo neumático. La segunda corriente se mezcla con otras corrientes provenientes Complejo de la Región Sur parade disminuir concentración de nitrógeno y cumplir Procesador Gas Cd. la Pemex con las especificaciones, entregándose N R U con un valor menor o igual al 5.9% mol a Pemex Gas y Petroquímica Básica, en las plantas de Cactus y Nuevo Pemex. Separación y Compresión Bypass de Criogénica 1 COMP 1 NRU 1

COMP 2

Gas a ventas Mezclado De acondicionamiento COMP 3

NRU 2

Bypass de Criogénica 2

Figura 32.

Diagrama esquemático de la configuración de la NRU.

La NRU cuenta con tres TC’s que manejan 210 MMpcd c/u y con dos trenes de proceso de 315 MMpcd c/u ver Figura 32; el volumen normal de entrada a la NRU es de 420 MMpcd de gas dulce seco (residual) y los productos de salida son: gas residual con 2.0% mol para su envío a consumo (combustible y B.N.) y el nitrógeno que se envía a la atmósfera con un contenido máximo de 1.08% mol de hidrocarburos. Esta planta opera bajo un proceso criogénico en el cual alcanzan temperaturas de -183°C ver Figura 33.

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39

PEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN

GAS REGEN. CRIO 1 Y 2

REGIÓN MARINA NORESTE

TL-304

CH-304 A/B

TL-303 SUM GAS COMB. A PEMEX

29 kg/cm2 65.2 mmpcd 42 °C

TL-301

MED CH-302

68 kg/cm2 397.8 mmpcd 40.2 °C

CH-303

GAS RESIDUAL GASODUCTO Y/O B.N.

MED BB-301

MV-301 GAS ALIM. CRIO 1

TL-302

CH-301

GAS RESIDUAL GASODUCTO Y/O B.N.

62.7 kg/cm2 420 mmpcd 37.7 °C

TV-101

1-PV-002 MED

GAS ALIM. CRIO 2

2-PV-002 AP MP BP AP/CAL

AP MP BP AP/CAL

FG-101A/B

GAS DE REGENERACIÒN A CRIO. 1 Y 2

NRU 2

NRU 1

MED

Figura 33.

33 kg/cm2 24.9 °C

65 mmpcd

Diagrama esquemático del proceso de remoción de nitrógeno.

Sin embargo, la puesta en operación de la planta NRU no fue suficiente para controlar totalmente la calidad del gas natural a clientes externos e internos, por lo cual se llevaron a cabo interconexiones en plataformas marinas (Figura 34 y Figura 35) con el propósito de segregar las corrientes de gas con alto contenido de N 2 para su inyección al Yacimiento y el gas hidrocarburo más limpio para su envío a Akal-C8 y al CPTG Atasta para su entrega a plantas de PGPB. C-3

A Nh-A

C-4

C-6 30” Ø Línea F/Op’n.

20”

20” Ø

36” Ø

36”

20”

20”

De Ak-B5

18”

24ӯ Hacia

20” Ø

16” Ø

16”

Ak-G 36” Ø

24x16”

De Nh-A

C-8

C-7

Gas dulce al B.N.

36” Ø

36”

Gas acido a Ak-J4

30ӯ

De Ak-H

De Ak-B4 De Ak-J 30” Ø

30x36”

36x42”

42” Ø

Booster

30”

Módulos

16”

De/A Ak-G

De Ku-A

16”

De Ak-GR

Figura 34.

Cabezal de succión de módulos Cabezal de succión de Booster Cabezal de descarga de módulos Cabezal de succión de compresores de inyección Interconexiones para segregación de corrientes

Diagrama de cabezales de succion APC.

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40

PEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN

REGIÓN MARINA NORESTE

Gas de alta a Ak-C7

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

AB4

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

PV

AB5

Interconexiones para segregación de corrientes Gas a Inyección

Taurus-60 24”

Mars-100 Módulos

24”

16”

600 #

600 #

16” - 600# 18”

18”

24”x16 ” 24”

24”

10”

10”

16”

10”

10” 10” - 900#

10” - 900#

AB-4

36”

Gas de Booster de Ak-N

24”

Gas de Booster de AB-4

18”

36x24 ” 36”

30”

36”

36”

Gas de Booster de Ak-L

18”

24”

36” 30”

30”

30”

Gas de Booster de Ak-L

24”

30”

30”

36”

36”

30”

24”

36”

36”

24”

24”

24”

36”

Gas de Booster de Ak-L a Ak-C4

36”

FA-4211B

Figura 35.

FA-4211A

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

Adicionalmente a las interconexiones realizadas en plataformas marinas, también fue necesario que en el CPTG-Atasta se realizara la construcción de nuevos cabezales e interconexiones para mezclar de manera controlada gas de la RMNE con gas de la RMSO (Figura 36), a fin de entregar el GHA marino con máximo 12%mol de N2 a las plantas procesadoras de Cd. Pemex y con 5.9%mol de N2 a las plantas de Nuevo Pemex.

C HR-111

C

A

L-2

36ӯ 24ӯ

Enlace LRC

PATIN MEDICION

36ӯ

66-B

CD. PEMEX

69

PI

67-A

C

Vcone L2 24ӯ

85

C C

66-A

PT

36ӯ

C

Línea de pateo 13 a cubetas

A

36ӯ

SDV-500

36ӯ

A C

650 MMPCD

A C

650 MMPCD

2

HR-107

SDV-205

C

C A

Regulación Pol-A PCV-603

A C

PCV-604

PSV-101I 785 psig 55 kg/cm2

Regulación Nohoch

A A

POL

A

A

A

A

A

PCV-601

PCV-602

A A

A

Figura 36.

C

B

SDV-501

C

36ӯ

A ESDV-1209A ESDV-1208B

C

A Aérea 65B

A

ESDV-1106J

ESDV-1209B

C

PT-437C

A

ESDV-

ESDV-1208C

A

C

K

C

A

A

Válvula para controlar el contenido de N2 mezclando gas de Pol-A a la corriente de Nohoch según se requiera.

A ESDV-

36ӯ

842 PI

A

PI

24ӯ

500 MMPCD

C

C

4

%A ESDV-1209C

500 MMPCD

ESDV-

C

ESDV-1208D

A

ESDV-1106L

C

C

SDV-401

ESDV-1106K

En caso de falla del M-6 se cambia de servicio el 4 ó 5 y se cargan los BN 2 y 3, ajustando la carga. En ambos casos mientras se restablecen las condiciones de carga y presión se pierde el control de la calidad del gas (N2).

J

PI

A 36ӯ

C

C Ante el disparo de cualquiera de los módulos M-1, 2 o 3 se controla la carga moviendo las válvulas ESDV-1209C y la denominada “GATO” mientras se restablece la operación del (los) módulo(s) o entra en operación otro (operan 2 y 1 disponible).

A

C 650 MMPCD

ESDV-

A

C

FA-101

I

A C

887

ESDV-1106I

A

3

A C

SIN TAG

PSV-101A 740 psig 52 kg/cm2

ESDV-1208A

FA-101

C

C 1

By-pass Compresión Estación

PI

HR-1100

C

C

A C

A

M-A/B

24ӯ

A

Año 2010

BY-PASS COMPRESION

12ӯ

Línea nueva de descarga a L-3

ESDV-9102A

PT

Enlace V-64

C 66

%A

8ӯ

16ӯ

Enlace Succión BN

SDV-123

SDV-9204

GATO 24ӯ

24ӯ

SDV-9113

A

86 Kg/cm2

A

36ӯ

“Vcone” L3 24”Ø

A

BY-PASS L2 y L3

Línea nueva de descarga a L-2

PT

A

SDV-9102

L-3

NVO. PEMEX A

24ӯ

850-920 mmpcd @ 86 Kg/cm2

SDV-9107

ASDV-9201

ESDV-9205A

ESDV-9201A

C

A 65A

NOHOCH

ESDV-9064B

HR-125

Válvula para controlar la presión de descarga en ambas líneas.

24ӯ

ESDV-9113A

480-600 mmpcd @ 82 Kg/cm2

L

D

11-M6 A 36ӯ

C

ESDV-1209D

24ӯ

C

A

5

C

500 MMPCD

6

14-M6

16-M6

PI

A

1173

24ӯ

A

Diagrama esquemático de interconexiones en plataformas marinas.

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6 de Enero de 2012

41

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Con la puesta en operación de la NRU y las obras de segregación de corrientes en plataformas marinas y el CPTG-Atasta, se tiene asegurada la calidad en la entrega del GHA marino a la subsidiaria PGPB, y por consiguiente también se garantiza el suministro el gas residual con bajo porcentaje mol de nitrógeno hacia la RMNE, así como a clientes externos dando cumplimiento a la norma NOM-001-SECRE-2010 emitida por la Comisión Reguladora de Energía. Suministro de Gas dulce y residual para B.N. y combustible La subsidiaria PGPB y el Activo de Producción Muspac-Macuspana (APMM) de la Región Sur (RS) suministran el gas residual con la calidad adecuada para su uso como bombeo neumático y gas combustible requeridos para la producción de los hidrocarburos y su manejo. Asimismo, en la Región se cuenta con plantas de procesamiento (Akal-C8) y un sistema de ductos (marinos y terrestres) para complementar el suministro, transporte y distribución de gas dulce/residual. Las fuentes y gasto estimado de suministro del gas residual son: Centro Procesador de Gas en Cd. Pemex de PGPB que debe enviar en promedio 750 MMpcd y los campos Narváez y San Román con 50 MMpcd del APMM de la Región Sur; por otra parte la GTDH-MNE cuenta con las Plataformas Akal-C7 y C8 para la compresión, procesamiento y suministro de 450 MMpcd de gas dulce semiseco a la red de bombeo neumático y con la modernización de los módulos de compresión más la puesta en operación del TC de BN de Akal-C8 en abril-2012 se espera alcanzar un volumen de 600 MMpcd. Asimismo, con el propósito de optimizar el consumo de gas dulce/residual requerido como bombeo neumático para la operación de los pozos productores y disminuir la quema de gas hidrocarburo, así como para incrementar el estado de resultados en el APC, se implantó la estrategia de utilizar nitrógeno para complemento del bombeo neumático mediante la segregación de algunos tramos de la red submarina de gas dulce/residual Figura 37.

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Figura 37.

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Diagrama esquemático del anillo de BN.

Riesgos y factores críticos para el cumplimiento del Aprovechamiento de gas. Los riesgos y factores críticos que podrían afectar al cumplimiento de las metas en el aprovechamiento de gas pueden ser:  Manejo de pozos cíclicos y control de agua y gas.  Cumplir en tiempo y forma los programas de instalación de infraestructura y equipos para el manejo del gas.  Minimizar riesgos y retrasos asociados a condiciones meteorológicas adversas.  Cumplir con el nivel de utilización de los equipos de compresión en alta presión: 84% hasta Diciembre del 2014 y 75% para contar con mayor flexibilidad a partir de enero de 2015.

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 Disponer del refaccionamiento requerido para cumplir con el programa de mantenimiento preventivo y predictivo.  Operación confiable de los equipos de compresión de gas residual de BN en Akal-L y del Activo de producción Ku-Maloob-Zaap.  Contar con una operación confiable de los equipos de compresión de gas residual de BN y gas amargo en el CPTG-Atasta.  Maximizar la continuidad operativa de todos los TC’s (vapores, booster, módulos e inyección) instalados en plataformas marinas de la RMNE, así como de los equipos de compresión y de las endulzadoras y plantas de tratamiento de Akal-C7 y C8.  Maximizar la continuidad operativa de los módulos de compresión de nitrógeno para inyección al yacimiento.  Operación confiable de las plantas procesadoras de gas de Cd. Pemex y Nuevo Pemex de la subsidiaria PGPB y de la planta de eliminación de N2 del CPG Cd. Pemex.  Disponer del volumen y presión de gas residual y nitrógeno que se requiere para la correcta operación del sistema artificial de BN.  Cumplimiento estricto del programa de implantación del sistema de confiabilidad operacional (SCO)  Cumplir el programa de instalación de equipos BEC en el Activo de Producción KuMaloob-Zaap

Protocolos de Comunicación Con el propósito de incrementar el aprovechamiento del gas en la RMNE, se han desarrollado los siguientes protocolos de comunicación entre las Regiones Marinas y la Coordinación de la GTDH-SDC, a fin de atender eventualidades de forma oportuna.

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Evento

Acciones

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Tiempo Respuesta

Poner en operación Falla de módulo(s) equipo de disponible(s) y/o compresión distribuir el gas en Inmediata de alta en los complejos AkalAkal-J. C4, Akal-C6 y AkalC7. Poner en operación Falla de módulo(s) equipo de disponible(s) y/o compresión distribuir el gas en Inmediata de alta en los complejos, AkalAkal-C4. C6, Akal-C7 y AkalJ4. Poner en operación Falla de módulo(s) equipo de disponible(s) y/o compresión distribuir el gas en Inmediata de alta en los complejos, AkalAkal-C6. C4, Akal-C7 y AkalJ4. Poner en operación Falla de módulo(s) equipo de disponible(s) y/o compresión distribuir el gas en Inmediata de alta en los complejos, AkalAkal-C7. C4, Akal-C6 y AkalJ4. Poner en operación Falla de módulo(s) equipo de disponible(s) y/o compresión Inmediata privilegiar el manejo de alta en del gas de Akal-L en Akal-B. los complejos, Akal-

Responsable

Teléfono

AK-J4: 3-41-15 / 24. SCADA: 5-37-29 / 5-37-34 AKC4: 3-31-15 / 24. AK-C6: 3-32-57 / 3-33-16. AK-C7: 3-33-87. AK-C4: 3-31-15 / 24. SCADA, SCADA: 5-37-29 / Ingeniero de 5-37-34 Operación y Jefe AK-C6: 3-32-57 / "B" de la 3-33-16. AK-C7: plataforma Akal3-33-87. C4. AK-J4: 3-41-15 / 24. AK-C6: 3-32-57 / SCADA, 3-33-16. Ingeniero de SCADA: 5-37-29 / Operación y Jefe 5-37-34 "B" de la AK-C4: 3-31-15 / plataforma Akal- 24. AK-C7: 3C6. 33-87. AK-J4:3-41-15/24. SCADA, AK-C7: 3-33-87. Ingeniero de SCADA: 5-37-29 / Operación, 5-37-34 Técnico y AK-C4: 3-31-15 / Encargado de 24. AK-C6: 3proceso de la 32-57 / 3-33-16. plataforma Ak-C7 AK-J4:3-41-15/24. SCADA, AK-B: 3-48-15 / Ingeniero de 3-48-27. Operación, SCADA: 5-37-29 / Técnico y 5-37-34 Encargado de AK-C7: 3-33-87. proceso de la AK-C4: 3-31-15 / SCADA, Ingeniero de Operación, Técnico y Jefe "B" de la plataforma AkalJ.

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Falla de equipo de compresión de alta en Akal-GC.

Falla de Compresor de Inyección en Akal-C.

Falla de Compresor de Inyección en AkalG1.

C4, Akal-C6, AkalC7 (enviando a la atmósfera el gas con más alto contenido de Nitrógeno). Poner en operación módulo(s) disponible (s) y/o enviar el gas a succión de Booster en Akal-C6 y AkalC7 para direccionarlo hacia succión de módulos Inmediata en Akal-C4 y posteriormente enviarlo a Inyección al Yacimiento (de lo contrario enviar el gas a la atmósfera en la misma Akal-G). Poner en operación equipo de inyección disponible y/o en su defecto enviar el gas proveniente de AkalInmediata C6 a plantas y el gas de Akal-C4 enviarlo a la atmósfera por alto contenido de Nitrógeno. Poner en operación equipo de inyección disponible en AkalC y/o enviar el gas a Inmediata la atmósfera por alto contenido de Nitrógeno en la misma Akal-G.

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plataforma AkalB.

24. AK-C6: 332-57 / 3-33-16.

AK-GC: 3-30-46 / 3-30-45 SCADA, SCADA: 5-37-29 / Ingeniero de 5-37-34 Operación, Jefe B AK-C7: 3-33-87. de la plataforma AK-C4: 3-31-15 / Akal-GC. 24. AK-C6: 332-57 / 3-33-16.

AK-C4: 3-31-15 / SCADA, 3-31-24. Ingeniero de SCADA: 5-37-29 / Operación, Jefe B 5-37-34 de la plataforma AK-C6: 3-32-57 / Akal-C. 3-33-16.

AK-C4: 3-31-15 / SCADA, 3-31-24. Ingeniero de AK-GC: 3-30-46 / Operación, Jefe B 3-30-45 de la plataforma SCADA: 5-37-29 / Akal-G. 5-37-34

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Falla de Compresor de Inyección en Akal-B.

Falla de equipo Booster en el APKMZ

Poner en operación equipo de inyección disponible y/o enviar el gas con alto Inmediata contenido de Nitrógeno a la atmósfera en la misma Akal-B. Privilegiar el envío de gas del APKMZ hacia módulos de Akal-C6 y Akal-C7, ajustando el envío de Inmediata gas a tierra, monitoreando y controlando el contenido de nitrógeno.

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SCADA, Ingeniero de Operación, Técnico y Encargado de proceso de la plataforma AkalB. SCADA, Ingeniero de Operación, Técnico y Encargado de proceso de la plataforma donde ocurra el evento.

AK-B: 3-48-15 / 3-48-27. SCADA: 5-37-29 / 5-37-34

SCADA: 5-37-29 / 5-37-34 APKMZ: 2-31-38 / 2-31-36 AK-C6: 3-32-57 / 3-33-16 AK-C7: 3-33-87

En caso de ocurrir cualquiera de los eventos mencionados anteriormente, el Ingeniero de Operación o Jefe “B” de la instalación donde ocurra la falla, inmediatamente deberán informar a los ingenieros de SCADA a los teléfonos 5-37-29 y 5-37-34. Protocolo de comunicación para atender eventualidades en la Red de B.N. de la RMNE, cuando ocurra cualquiera de las siguientes fallas en plantas de Cd. Pemex y en los TC’S del CPTG Atasta.   

Falla de plantas endulzadoras en el CPG Cd. Pemex. Falla de plantas criogénicas en el CPG Cd. Pemex. Falla de turbocompresores de gas residual en el CPTG Atasta.

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

1.-

2.-

Descripción de actividades Responsable Teléfono Incrementar al máximo el volumen de gas SCADA y Enc. SCADA: 5-37-29 endulzado en Akal-C8, para mantener la de Plantas en AK-C8: 3-33-31 presión en la red de Bombeo Neumático. Akal-C8

Dependiendo de la duración y el impacto en el CTDGCsistema de Bombeo Neumático se debe GTDH, GCO,

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CTDGC: 5-24-70, 524-85.

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analizar y definir la utilización de Nitrógeno COPIE-S.S. y para B.N. en plataformas satélites que sea S.N. del APC factible.

COPIE S.S: 5-51-52 COPIE S.N: 5-51-12

3.-

De no llegar el volumen de gas amargo SCADA, necesario para operar las endulzadoras a su Encargados de máxima capacidad, el personal de SCADA y Plantas en el jefe “B” de Akal-J4 deben coordinar con el Akal-C7/C8, Jefe “B” de Akal-C4 y Akal-B comp. el envío Jefe “B” de del flujo de gas requerido para cargar al 100% Akal-C4, Akallos módulos que estén disponibles en Akal- C6, Akal-J4 y C7, Akal-B y Akal-C6, ya que estas Akal-B plataformas proporcionan el gas a las plantas endulzadoras.

SCADA: 5-37-29 AK-B: 3-48-18 AK-J4: 3-41-24 AK-C4: 3-31-24 AK-C8: 3-33-31 AK-C6: 3-33-16 AK-C7: 3-33-87

4.-

Para cumplir con el punto anterior, se debe SCADA, Akal- SCADA: 5-37-29 derivar el gas boostereado de Akal-J, aunque C4, Akal-J4. AK-J4: 3-41-24 los módulos de Akal-J4 recirculen y se AK-C4: 3-31-24 disminuya la inyección de gas amargo al yacimiento.

Protocolo de comunicación para atender eventualidades en la Red de B.N. de la RMNE, cuando ocurra falla en módulos y/o plantas de proceso de Akal-C8: INSTRUCCIONES: Cuando ocurra disminución en el suministro de gas dulce de Akal-C8 hacia la red de Bombeo Neumático, se debe proceder como se indica a continuación:

1.

2.

Descripción de actividades Responsable Si la falla ocurre en una planta o en alguno de SCADA y los módulos y solamente disminuyen volumen Encargados de de gas endulzado, SCADA solicita a los Plantas en Akal – encargados de plantas de C8 que incrementen C8 y SPDGCal máximo el gas endulzado con la planta que GTDH. continúa operando, para mantener la presión en la red de Bombeo Neumático, e informa al Suptte. de Prog. y Distrib. de Gas y Cond’s, GTDH.

Teléfono SCADA: 5-37-29 AK-C8: 3-33-31 SPDGC: 5-24-85 y 5-24-85

Si no se logra mantener la presión en el SPDGC-GTDH, SPDGC: 5-24-85 Plan Rector para el Manejo Integral del Gas de la RMNE 2012-2016

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sistema de gas de B.N. con la ejecución de las acciones del punto anterior, entonces la Suptcia. de Prog. y Distrib. de Gas y Cond’s solicita a PGPB que incrementen al máximo posible el envío de gas residual hacia la RMNE. 3.

4.

5.

CPTG Atasta y PGPB.

PGPB: 88130166 CPTG: 2-91-06

De ser factible se incrementará el envío de gas SCADA, SPDGC: 5-24-85 amargo a plantas de PGPB (se evaluará la SPDGC-GTDH, PGPB: 88130166 posibilidad de reducir o dejar de inyectar gas GCO, PGPB, Ak- CPTG: 2-91-06 al yacimiento), para que PGPB nos envíe C4, Ak-J4 y AK-C4: 3-31-24 hacia la RMNE el máximo volumen de gas CPTG Atasta. AK-J4: 3-41-24 residual. SCADA, SCADA: 5-37-29 Si las plantas endulzadoras de Akal-C8 salen SPDGC-GTDH SPDGC: 5-24-85 de operación total, de igual forma se debe GCO, PGPB y PGPB: 881proceder como se indica en los puntos 2 y 3. CPTG-Atasta. 30166 CPTG: 2-91-06 Dependiendo de la duración y el impacto en el sistema de Bombeo Neumático se debe analizar y definir la utilización de Nitrógeno para B.N. en plataformas satélites que sea factible.

SCADA, CTDGC-GTDH, GCO, COPIES.S. y S.N. del APC, APKMZ (COPIE-A y COPIE-B.

CTDGC: 5-2470, 5-24-85. COPIE S.S: 5-5152 COPIE S.N: 551-12

Sistemas de Seguridad Una de las premisas principales en la misión de la Región Marina Noreste y en congruencia con la Política de Seguridad establecida por la alta Dirección, es la de garantizar la Seguridad, Salud y Protección Ambiental en beneficio del personal, de la preservación del entorno ecológico y de la integridad de las instalaciones, así también las operaciones y los procesos industriales que se realizan en la región, que por su propia naturaleza implican un riesgo asociado el cual debe ser minimizado a través de una adecuada Administración de la Seguridad. En este orden de ideas y considerando lo anterior, hoy día los sistemas instrumentados de seguridad de proceso y sistemas de detección de gas, fuego y supresión de incendio, han adquirido una importancia relevante por lo cual es necesario considerar estos sistemas Plan Rector para el Manejo Integral del Gas de la RMNE 2012-2016

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durante el diseño de las nuevas instalaciones y procurar actualizar las existentes aplicando la siguiente normatividad: IEC 61508 Functional Safety: Safety Related Systems. IEC-61511 Functional safety: Safety instrumented systems for the process industry sector ISO-10418 Petroleum and natural gas industries – offshore production platforms – Analysis, design, installation and testing of basic surface safety systems. NRF-045-PEMEX-2002 Determinación del nivel de integridad de seguridad de los sistemas instrumentados de seguridad. NRF-011-PEMEX-2001 Sistemas automáticos de alarma por detección de fuego y/o por atmósferas riesgosas. “SAAFAR”. NRF-019-PEMEX-2001 Protección contraincendio en cuartos de control que contienen equipo electrónico. Además se han determinado para la región criterios de diseño particulares conforme a la funcionalidad y operación de las instalaciones desarrollándose los “Criterios homologados de los sistemas de seguridad: Paro por Emergencia, Gas y Fuego” que deben ser aplicados a los sistemas de seguridad de las instalaciones de esta región. La aplicación de lo anterior coadyuvará a incrementar la seguridad del personal, instalaciones y la protección del medio ambiente. Medición en las instalaciones de compresión Con el fin de asegurar la confiabilidad de los sistemas de medición de gas y condensados, en especial los de transferencia de custodia entre Activos/GTDH MNE, entre GTDH´s y en los de venta, es necesario asegurar operativamente el punto de medición (mantener el fluido en una sola fase, libre de agua y sólidos, homogéneo y sin variación de los parámetros críticos tal como presión y temperatura), aplicar adecuadamente las tecnologías basadas en estándares de medición, asegurar que dichos sistemas cumplan con los requerimientos metrológicos, administrarlos adecuadamente evidenciando el control de su desempeño para mantener su confiabilidad en el tiempo, así como capacitar al personal responsable de estos a nivel de campo, aprovechando las ventajas tecnológicas actuales y la innovación continua en el desarrollo de la ingeniería electrónica para visualizar en tiempo real, en forma local y remota los parámetros de Plan Rector para el Manejo Integral del Gas de la RMNE 2012-2016

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medición y su estadística, con objeto de tomar decisiones oportunas basadas en información confiable y optimizar el aprovechamiento del gas en la RMNE. Integrar los conceptos enunciados en el párrafo anterior bajo la implementación de un sistema de administración de la medición, permitirá homologar las buenas prácticas en la medición y asegurará su confiabilidad. El sistema de administración deberá estar acorde a los adelantos tecnológicos que surjan dentro del mercado y a las necesidades de comunicación y de transferencia de información requerida por la organización. A continuación se indican de forma enunciativa pero no limitativa, algunos de los estándares aplicados en la industria mundial: A.G.A. (American Gas Association). AGA Report No. 3, Part 1-1990 Natural Gas and Related Fluid Measurement using Orifice Meter General Equations and Uncertainty Guidelines AGA Report No. 3, Part 3-1992 Natural Gas and Related Fluid Measurement using Orifice Meter Natural Gas Applications. AGA Report No. 3, Orifice Metering of Natural Gas Part 2: Specification and Installation Requirements (2000) AGA Report No.7 - 1996 Measurement of Gas by Turbine Meters AGA Report No.8 - 1992 Compressibility Factor of Natural Gas and Other Hydrocarbon Gases. AGA Report No.9 - 1998 Measurement of Gas by Multipath Ultrasonic Meters AGA Report No. 11, Measurement of Natural Gas by Coriolis Meter ANSI (American National Standard Institute). ANSI B190.3-2000 Rotary Type Gas Displacement Meters. API (American Petroleum Institute). Manual of Petroleum Measurement Standards (MPMS) Chapter 14 Section 1 - 2000, "Natural Gas Fluids Measurement"; "Collecting and Handling of Natural Gas Samples for Custody Transfer", Chapter 21 Section 1 - 1993, "Flow Measurement Using Electronic Metering Systems", “Electronic Gas Measurement”. El personal encargado de los sistemas de medición deberá capacitarse para contar con los conocimientos mínimos, tales como:  Vocabulario metrológico  Fundamentos de metrología, densidad, temperatura, presión y flujo Plan Rector para el Manejo Integral del Gas de la RMNE 2012-2016

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 Dominio de la norma NOM-008-SCFI-2002 - Sistema General de Unidades de Medida  Dominio de la norma NMX-CC-IMNC-10012-2004 (ISO 10012:2002).  Dominio de la norma MNX-EC-17025-IMNC-2006 (en especial puntos de venta).  Dominio de la norma NRF-111-PEMEX-2006 – Equipos de medición y servicios de metrología.  Comprensión del Título Segundo - Metrología y del Título Cuarto – De la acreditación y de la determinación del cumplimiento, de la Ley Federal sobre Metrología y Normalización.  Estimación de incertidumbres.  Operación y mantenimiento de sistemas de medición.  Estadística aplicada a los sistemas de medición.  Administración de sistemas de medición. Conclusión. La Subdirección de Producción de la Región Marina Noreste tiene el firme propósito de producir los volúmenes de producción de aceite comprometidos y de cumplir con las metas de aprovechamiento de gas, destinando las inversiones requeridas y acciones para incrementar la capacidad de manejo de gas con la finalidad de alcanzar el 97.5% en el año 2012 y el 98% de aprovechamiento de gas a partir del año 2013, generando valor económico para el país mediante la explotación racional y eficiente de sus campos y cumpliendo con su responsabilidad ambiental y social.

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Glosario APC: Activo de Producción Cantarell. APKMZ: Activo de Producción Ku-Maloob-Zaap. APMM: Activo de Producción Muspac Macuspana. B.N.: Bombeo Neumático BTPKS: Brecha Terciario Paleoceno Cretácico Superior. BOOSTER : Equipo de Compresión de Baja presión. CAA: Contacto Agua-Aceite CDGM: Centro de Distribución de Gas Marino (Cd. Pemex) CNC: Planta de Nitrógeno. CP: Centro de Proceso. CPG: Centro de Proceso de Gas. CPTG: Centro de Proceso y Transporte de Gas. CRE: Comisión Reguladora de Energía. CNH: Comisión Nacional de Hidrocarburos GHA: Gas Húmedo Amargo. GTDH: Gerencia de Transporte de Hidrocarburos. GCO: Gerencia de Coordinación Operativa. Kg/cm²: (unidad de medida de presión). MMpcd: Millones de pies cúbicos por día. (Gas) N2: Nitrógeno NRU: Planta de Separación de Nitrógeno (Nitrogen Remove Unit). Ø: Diámetro Pemex: Petróleos Mexicanos PGPB: Pemex Gas y Petroquímica Básica PEP: Pemex Exploración y Producción. POA: Programa Operativo Anual. POM: Programa Operativo Mensual. POT: Programa Operativo Trimestral. RGA: Relación Gas-Aceite (m³/m³). RMNE: Región Marina Noreste. RMSO: Región Marina Suroeste SPRMNE: Subdirección de Producción Región Marina Noreste. SPRMSO: Subdirección de Producción Región Marina Suroeste. SENER: Secretaría de Energía. SIASPA: Sistema Integral de Administración de la Seguridad y Protección Ambiental. TC: Turbo Compresor Z.T.: Zona de Transición. Archivo: Plan 2012-2016v_GPE REV4_24Ene2012

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