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SUB DIRECC IÓN DE MA NTEN IMIENTO Y LO GÍSTICA SUBCO MITE TÉCNICO TÉCNICO D E N ORMAL IZACIÓN

ESPECIFICACIONES TÉCNICAS PARA PROYECTO DE OBRAS

IDENTIFICACIÓN Y SEGMENTACIÓN DE SISTEMAS DE PROCESO Y SERVICIOS AUXILIARES DE LAS INSTALACIONES INSTALACIONES DE PEP (IDENTIFICATION AND SEGMENTED OF PROCESS SYSTEMS AND AUXILIARY SERVICES OF PEP FACILITIES) FACILITIES)

P.1.1110.00:2014 Primera Edición diciembre 2014

Este documento es para uso interno por parte del personal autorizado de Pemex Exploración y Producción. Ninguna parte del mis mismo mo pued puede e cir circul culars arse, e, cit citars arse e o rep reprodu roducir cirse se par para a su dis distri tribuci bución ón exte externa, rna, sin pre previa via auto autoriz rizaci ación ón escr escrita ita de la Dirección General de Pemex Exploración y Producción.

DENTIFICACIÓN Y SEGMENTACIÓN DE SISTEMAS DE P ROCESO ROCESO Y I DENTIFICACIÓN NSTALACIONES DE PEP SERVICIOS AUXILIARES DE LAS I NSTALACIONES

Primera Edición

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PREFACIO Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios, en cumplimiento de la Ley Federal sobre Metrología y Normalización, y acorde con la facultad que le confieren la Ley de Adquisiciones, Arrendamientos y Servicios del Sector Público y la Ley de Obras Públicas y Servicios Relacionados con las Mismas, para que emita sus Normas de Referencia y Especificaciones Técnicas, emite la presente Especificación Técnica con el fin de que se utilice en la contratación de los servicios de identificación y segmentación de sistemas de proceso y servicios auxiliares de las instalaciones de PEP. En la elaboración de esta especificación participaron: Subdirección de Auditoría de Seguridad Industrial y Protección Ambiental Subdirección de Desarrollo de Campos Subdirección de Distribución y Comercialización Subdirección de Gestión de Recursos Técnicos Subdirección de la Unidad de Negocio de Perforación Subdirección de Mantenimiento y Logística Subdirección de Producción Región Marina Noreste Subdirección de Producción Región Marina S uroeste Subdirección de Producción Región Norte Subdirección de Producción Región Sur Subdirección de Servicios a Proyectos Subdirección de Administración y Finanzas Subdirección de Desarrollo de Negocios Subdirección de Planeación y Evaluación Instituto Mexicano del Petróleo

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DENTIFICACIÓN Y SEGMENTACIÓN DE SISTEMAS DE P ROCESO ROCESO Y I DENTIFICACIÓN NSTALACIONES DE PEP SERVICIOS AUXILIARES DE LAS I NSTALACIONES

Primera Edición

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Í ND IC E D E C ON TEN ID O

Página

0.

Introducción Introducc ión ................................. ................ .................................. ................................... ................................... .................................. ................................... ........................ ......

3

1.

Objetivo Objetiv o ................................. ................ ................................... ................................... .................................. ................................... ................................... ............................. ............

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2.

Alcance.................. Alcance........................... .................. .................. ................... ................... .................. .................. .................. .................. .................. .................. .................. ............... ......

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3.

Campo de aplicación aplica ción ................................. ................ ................................... ................................... ................................... ................................... .......................... .........

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4.

Actualización .................. ........................... .................. ................... ................... .................. .................. .................. .................. ................... ................... .................. .............. .....

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5.

Referencias Referen cias ................................. ................ .................................. ................................... ................................... .................................. ................................... ........................ ......

4

6.

Definiciones Defini ciones ................................. ................ .................................. ................................... ................................... .................................. ................................... ........................ ......

4

7.

Símbolos Símbolo s y Abreviaturas Abrevia turas ................................. ................ ................................... ................................... ................................... ................................... .................... ...

5

8.

Desarrollo Desarro llo ................................. ................ .................................. ................................... ................................... .................................. ................................... ........................... .........

6

8.1

Desarrollo Desarro llo de actividades activi dades ................................... .................. ................................... ................................... ................................... ................................... .................

6

9.

Concordanci Concordancia a con normas internacio internacionales nales ............ ...... ............ ............ ............ ............ ............ ............ ............ ............ ............ ........ ..

17

10.

Bibliografía Bibli ografía .................................. ................. .................................. ................................... ................................... .................................. ................................... ........................ ......

17

11.

Anexos .......... ................... .................. ................... ................... .................. .................. .................. .................. ................... ................... .................. .................. .................. ............. .... 18

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I DENTIFICACIÓN Y SEGMENTACIÓN DE SISTEMAS DE P ROCESO Y SERVICIOS AUXILIARES DE LAS I NSTALACIONES DE PEP Primera Edición

0.

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Introducción

PEMEX Exploración y Producción, requiere administrar la integridad mecánica del equipo estático en sus instalaciones, por esta razón surge la necesidad de identificar y segmentar los sistemas de proceso y servicios auxiliares, para facilitar la clasificación, administración y control de dicha información. Esta Especificación Técnica se establece conforme al marco técnico normativo regulatorio emitido por la Ley Federal Sobre Metrología y Normalización y su Reglamento. Se revisó la normatividad interna de PEMEX y Organismos Subsidiarios, las Normas Oficiales Mexicanas y las Normas Mexicanas y no habiendo ninguna normatividad equivalente se emite la presente especificación. Para lograr una operación más confiable de los equipos e instalaciones mediante la prevención de fallas, PEP está implantando y aplicando metodologías de la Ingeniería de riesgo y confiabilidad, así como los requisitos del elemento 13 “Integridad Mecánica” del Subsistema de Administración de la Seguridad de los

Procesos (SASP) a los equipos estáticos, por lo cual se determinó que es fundamental obtener un censo de los sistemas de tuberías, tanques y recipientes a presión con criterios estandarizados y homologados que permita mejorar la administración de la integridad mecánica. Con el objeto de unificar criterios que deben aplicar los prestadores de servicio para identificar sistemas de proceso y de servicios auxiliares, se emite este documento a través del Subcomité Técnico de Normalización, a fin de obtener los siguientes beneficios al equipo estático: Censo único homologado. Registrar los sistemas segmentados homologados con los principios de ingeniería del proceso en los sistemas institucionales (SAP y SADI-RIM). • Facilitar la administración de las actividades de mantenimiento predictivo, preventivo y correctivo en los procesos de planeación, programación, ejecución y evaluación. • Homologar criterios en la determinación de alcances con los prestadores de servicio. • Mejorar el control de las actividades y registros por parte de clientes, prestadores de servicio, encargados de las instalaciones, áreas de planeación, programación, presupuesto, procura de recursos, supervisión y evaluación. • •

1.

Objetivo

Establecer los requisitos técnicos y documentales que deben cumplir el proveedor o contratista para identificar y segmentar en unidades de control los sistemas de proceso y servicios auxiliares de las instalaciones de PEP.

2.

Alcance

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

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3.

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Campo de aplicación

Esta Especificación Técnica es de aplicación general y observancia obligatoria para los prestadores de servicios que efectúen la segmentación del equipo estático de los sistemas de proceso y servicios auxiliares en las instalaciones marinas y terrestres de PEMEX Exploración y Producción. Por lo que debe ser incluida en los procedimientos de contratación: licitación pública, invitación a cuando menos tres personas o adjudicación directa, como parte de los requisitos que debe cumplir el proveedor, contratista o licitante.

4.

Actualización

A las personas e instituciones que hagan uso de este documento normativo técnico, se solicita notifiquen por escrito las sugerencias y observaciones para la revisión y actualización de esta Especificación Técnica que estimen pertinentes, dirigiéndose al Secretario Técnico del STN-PEP quien debe programar y realizar la actualización de acuerdo con la procedencia de las mismas y en su caso realizar el registro dentro el PINPMOS y a su vez comunicar a la Secretaría de Economía, enviándose a: Pemex-Exploración y Producción Subdirección de Auditoría de Seguridad Industrial y Protección Ambiental Gerencia de Auditoría y Normatividad de Seguridad Industrial y Protección Ambiental, SASIPA Subcomité Técnico de Normalización de Pemex-Exploración y Producción Av. Adolfo Ruiz Cortines 1202 Col. Oropeza, Villahermosa, Tab. Edificio Pirámide 10° piso Correo electrónico: [email protected]

5.

Referencias

5.1

NOM-008-SCFI-2002. Sistema general de unidades de medida.

5.2 ISO 14224:2006. Petroleum, petrochemical and natural gas industries - Collection and exchange of reliability and maintenance data for equipment. (Industrias del petróleo, petroquímica y gas natural – Recolección e intercambio de información de confiabilidad y mantenimiento para equipo). 5.3 NRF-227-PEMEX-2009. Evaluación de la integridad mecánica d e tuberías de proceso y recipientes a presión en instalaciones marinas. 5.4

NRF-274-PEMEX-2012. Evaluación de la integridad mecánica de tuberías y equipos estáticos

6.

Definiciones

6.1 Componente de tubería. Elemento mecánico que se une mediante soldadura u otro tipo de unión a un circuito de tubería (válvula, te, sección de tubería, codo, reducción, brida y otros). 6.2 Circuito de tubería. Conjunto de componentes de tubería que transportan el mismo fluido y operan en las mismas condiciones de proceso.



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

7. DTI

Símbolos y abreviaturas Diagrama de tubería e instrumentación.



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DFP

Diagrama de flujo de proceso

PEP

Pemex Exploración y Producción.

SADI-RIM

Sistema de Administración de Integridad Mecánica- Reportes de Integridad Mecánica.

SAP

Sistemas, aplicaciones y productos en procesamiento de datos.

UDC

Unidad de control.

Para las abreviaturas de las unidades y medidas, se debe cumplir con la NOM-008-SCFI-2002.

8.

Desarrollo

8.1

Desarrollo de actividades

Para obtener información de los sistemas de tuberías como lo establece la ISO 14224:2006, se debe contar con una base integral para la recolección de datos de confiabilidad y mantenimiento, por lo que las condiciones de operación como temperatura y presión, se deben definir en los sistemas de proceso y servicios auxiliares para la obtención del censo en Unidades de Control, con esta segmentación se debe contar con estadísticas para cuantificar la confiabilidad del equipo estático para su comparación con la de otros equipos con características similares en otras instalaciones de PEP, efectuando posteriormente su evaluación de la integridad mecánica (ver NRF-227-PEMEX-2009 y NRF-274-PEMEX-2012), y se debe llevar a cabo conforme a los puntos siguientes (Ver anexo 11.8): 8.1.1

Recopilar información de la instalación

Para realizar la segmentación de la instalación, se debe tener como mínimo, la siguiente información: •

DTI y/o isométricos actualizados.

Se debe realizar el levantamiento en campo de los DTI y/o Isométricos no actualizados o elaborar los no existentes. La máxima autoridad de operación de la Instalación debe proporcionar a la máxima autoridad de mantenimiento de la instalación los siguientes documentos y datos del proceso productivo de la instalación: • • •

Condiciones de operación (presión, temperatura, entre otros). Diagramas de Flujo del Proceso (DFP). Filosofía de operación o descripción del proceso o contexto operacional y ventanas operativas.

8.1.2 Identificar los sistemas de proceso y de servicios auxiliares de la instalación (Líneas de Proceso o Líneas de servicio en SAP) Formar un grupo de trabajo para identificar y agrupar los sistemas en DTI y/o isométricos (Ver figura 53 del anexo 11.9), de acuerdo al fluido que transportan y a la descripción de cada proceso con la información disponible indicada en 8.1.1, a continuación se relacionan los sistemas identificados en PEP y sus alcances (Ver anexo 11.1):



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1. Sistema de Aceite de Acondicionamiento Hidráulico (AH). Comprende los circuitos de tubería y recipientes metálicos para el sistema hidráulico de grúas y centrales hidráulicas. (Ver figura 6 del anexo 11.9). 2. Sistema de Aceite de Sello (AS). Comprende los circuitos de tubería metálica que conducen el aceite a presión que en los ejes rotativos de un equipo dinámico evita que el gas escape de la envoltura cilíndrica, considera el paquete de almacenamiento y distribución de aceite de sello. (Ver figura 7 del anexo 11.9). 3. Sistema de Aceite Lubricante (AL). Comprende los circuitos de tubería y recipientes metálicos que conducen y almacenan el aceite para lubricar el equipo dinámico. (Ver figura 8 del anexo 11.9). 4. Sistema de Aceite Residual (AR). Comprende los circuitos de tubería y recipientes metálicos que conducen y almacenan el aceite de desecho. (Ver figura 9 del anexo 11.9). 5. Sistema de Aceite Separado (AP). Comprende los circuitos de tubería metálica que conducen el aceite crudo producto de la última etapa de separación y el equipo estático de proceso hacia almacenamiento y/o a cabezales de succión de bombas de envío a un punto de venta sin pasar a otro proceso de separación (Ver figura 10 del anexo 11.9). 6. Sistema de Aceite Separado (Descarga de Bombas) (CE). Comprende los circuitos de tubería metálica que conducen el aceite crudo separado de la descarga de bombas a punto de venta, considera las líneas de descarga de bombas y cabezales generales de descarga. (Ver figura 11 del anexo 11.9). 7. Sistema de Aguas Amargas Aceitosas (AA). Comprende los circuitos de tubería metálica que descargan el agua que deriva de los tanques de drenaje abierto, cerrado o cárcamos hacia un sistema de tratamiento (separador de placas corrugadas, tanque de estrangulamiento gas/aire). (Ver figura 12 del anexo 11.9). 8. Sistema de Agua Congénita (ACO). Comprende los circuitos de tubería metálica y no metálica que conducen el agua residual (salmuera) proveniente del proceso de separación de crudo o gas, considera las celdas de flotación (separadores), filtros, tanques de almacenamiento y bombas reforzadoras hacia una planta de tratamiento y/o, pozo letrina. (Ver figura 13 del anexo 11.9). 9. Sistema de Agua Contra incendio (CI). Comprende los circuitos de tubería metálica y no metálica que formando anillos o cabezales, sirven exclusivamente para distribuir y conducir el agua contra incendio desde la toma de agua (tanque de almacenamiento o fuente natural) hacia accesorios (monitores, hidrantes, aspersores y rociadores). (Ver figura 14 del anexo 11.9). 10. Sistema de Agua Cruda (ACR). Comprende los circuitos de tubería metálica y no metálica y tanques de almacenamiento que manejan agua dulce o salada proveniente de una fuente natural o artificial sin proceso de tratamiento químico, esta puede utilizarse para servicios y no incluye el sistema de agua contra incendio. (Ver figura 15 del anexo 11.9). 11. Sistema de Agua de Enfriamiento (AE). Comprende los circuitos de tubería metálica y recipientes que conducen y almacenan el agua para el enfriamiento de equipos. (Ver figura 16 del anexo 11.9). 12. Sistema de Agua de Inyección a Yacimientos (AIY). Comprende los circuitos de tubería metálica que conducen el agua desde la descarga de un equipo de bombeo hacia la inyección a pozos. (Ver figura 17 del anexo 11.9). 13. Sistema de Agua Desmineralizada (AD). Comprende los circuitos de tubería y recipientes metálicos y



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no metálicos que manejan agua desmineralizada desde la salida de la planta desmineralizadora hasta el paquete de amina. (Ver figura 18 del anexo 11.9). 14. Sistema de Agua Potable de Servicios (APS). Comprende los circuitos de tubería y recipientes metálicos o no metálicos que conducen y almacenan el agua potable para servicios. (Ver figura 19 del anexo 11.9). 15. Sistema de Agua Tratada (AT). Comprende los circuitos de tubería metálica y no metálica y recipientes del proceso de tratamiento físico-químico del agua dulce o salada proveniente de una fuente natural o artificial, destinada para servicios. No incluye el agua potable de servicios. (Ver figura 20 del anexo 11.9). 16. Sistema de Aire de Instrumentos (AI). Comprende los circuitos de tubería metálica que conducen el aire seco a presión, considera acumuladores de aire, líneas a cabezales, cabezales generales de distribución de aire de instrumentos y líneas de suministro a equipos. (Ver figura 21 del anexo 11.9). 17. Sistema de Aire de Planta (A). Comprende los circuitos de tubería metálica que conducen el aire húmedo a presión, considera las líneas de descarga del paquete de compresión hacia el acumulador, el acumulador, entrada al paquete de secado o las líneas a cabezales, cabezales generales de distribución de aire y tomas de servicio sin pasar por el paquete de secado. (Ver figura 22 del anexo 11.9). 18. Sistema de Amina Rica (EFR). Comprende los circuitos de tubería y equipos metálicos que conducen amina rica desde la salida de la torre contactora hasta la torre regeneradora. (Ver figura 23 del anexo 11.9). 19. Sistema de Amina Pobre (EFP). Comprende los circuitos de tubería y equipos metálicos que conducen amina pobre desde la salida de la torre regeneradora y/o tanque de almacenamiento de amina hasta la entrada de la torre contactora. (Ver figura 24 del anexo 11.9). 20. Sistema de Condensados de Alta Presión (CA). Comprende circuitos de tubería metálica y recipientes metálicos que conducen o contienen líquidos resultado de la condensación del gas amargo de alta presión, incluye salidas de líquido de separadores de succión y descarga de módulos de compresión, cabezales recolectores de condensados, líneas de succión y descarga de bombas de condensado, que no sean integrados a otro proceso. El rango de presión de operación es de 30 hasta 80 kg/cm 2. (Ver figura 25 del anexo 11.9). 21. Sistema de Condensados de Baja Presión (CB). Comprende circuitos de tubería metálica y recipientes metálicos que conducen o contienen líquidos resultado de la condensación del gas amargo de baja presión, de tanques rectificadores de gas de primera y segunda etapa, separadores de succión y descarga de módulos de compresión “booster”, depuradores de gas combustible, depuradores de gas de

instrumentos, separadores de succión de módulos de compresión, cabezales recolectores de condensados, líneas de succión y descarga de bombas de condensados, que no sean integrados a otro proceso. El rango de presión de operación es menor de 30 kg/cm2. (Ver figura 26 del anexo 11.9). 22. Sistema de Condensados Dulces de Alta Presión (CDA). Comprende circuitos de tubería metálica y recipientes metálicos que conducen o contienen líquidos resultado de la condensación del gas dulce de alta presión, incluye la descarga de separadores bifásicos y trifásicos, salidas de líquido de separadores de succión y descarga de módulos de compresión, cabezales recolectores de condensados y líneas de succión y descarga de bombas de condensados. El rango de presión de operación es de 30 hasta 80 kg/cm2. (Ver figura 27 del anexo 11.9). 23. Sistema de Condensados Dulces de Baja Presión (CDB). Comprende los circuitos de tubería y



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recipientes metálicos que conducen o contienen los líquidos resultado de la condensación del gas dulce de baja presión en separadores de succión y descarga de módulos de compresión, de gas combustible, de gas de instrumentos; cabezales recolectores de condensados, líneas de succión y descarga de bombas recuperadoras. El rango de presión de operación es menor de 30 kg/cm 2. (Ver figura 28 del anexo 11.9). 24. Sistema de Desfogues (DA). Comprende los circuitos de tubería metálica y que conducen el gas de descarga de las válvulas de seguridad (PSV´s) o controladoras de presión, así como líneas de relevo provenientes de válvulas de corte o reguladoras, considera las líneas interconectadas al cabezal general de desfogues, cabezal de desfogues y separadores de desfogues, líneas que conducen líquidos provenientes del proceso hacia los quemadores de fosa. Considera las descargas a la atmósfera (sistema abierto) o al quemador (sistema cerrado). (Ver figura 29 del anexo 11.9). 25. Sistema de Diésel (DF). Comprende el tanque de almacenamiento de diésel y los circuitos de tubería metálica de carga y de estaciones de distribución de combustible. (Ver figura 30 del anexo 11.9). 26. Sistema de Drenaje Aceitoso Atmosférico (DD). Comprende los circuitos de tubería metálica que recolectan residuos líquidos de hidrocarburos provenientes de purgas del equipo estático de proceso y las líneas recolectoras desde las charolas o registros hacia el tanque de drenaje atmosférico o fosa API o cárcamos. (Ver figura 31 del anexo 11.9). 27. Sistema de Drenaje Presurizado (DP). Comprende los circuitos de tubería metálica que conducen los drenajes a presión de los recipientes (separadores y rectificadores de gas, separadores de líquidos en módulos de compresores, tanques de diésel o crudo) y purgas de líneas de proceso (cabezales de aceite, gas, condensados y desfogue), que se incorporan al cabezal de drenaje presurizado y el separador de drenaje presurizado. (Ver figura 32 del anexo 11.9). 28. Sistema de Enfriamiento (RF). Comprende los circuitos de tubería metálica y todo el paquete de enfriamiento a base de gas propano. (Ver figura 3 3 del anexo 11.9). 29. Sistema de Fluido de Calentamiento (FC). Comprende los circuitos de tubería y recipientes metálicos que conducen y almacenan el fluido utilizado como medio de calentamiento en los diferentes procesos (aceite, gasóleo, entre otros). (Ver figura 34 del anexo 11.9). 30. Sistema de Gas Ácido (GA). Comprende los circuitos de tubería metálica que conducen los vapores de gas recuperado en los paquetes de regeneración de glicol y amina rica, considera las líneas de descarga de vapores de los paquetes de regeneración y el paquete de compresión de gas ácido. (Ver figura 35 del anexo 11.9). 31. Sistema de Gas Amargo de Bombeo Neumático (GAB). Comprende los circuitos de tubería metálica que conducen el gas amargo de una línea derivada de la descarga de los módulos de compresión de alta presión a partir de la primera válvula dentro de la instalación hacia los pozos de producción. (Ver figura 36 del anexo 11.9). 32. Sistema de Gas Amargo de Proceso de Alta Presión (GAP). Comprende los circuitos de tubería metálica que conducen gas amargo asociado a los pozos de producción o producto de la separación crudo-gas y líneas de alimentación y descarga en módulos de compresión hacia el proceso de endulzamiento, considera la torre contactora gas-amina. El rango de presión de operación es igual o mayor de 30 y hasta 80 kg/cm 2 (Ver figura 37 del anexo 11.9). 33. Sistema de Gas Amargo de Proceso de Baja Presión (GBP). Comprende los circuitos de tubería



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

operación es menor a 30 kg/cm 2 (Ver figura 38 del anexo 11.9).

34. Sistema de Gas Amargo de Servicios (GAS). Comprende los circuitos de tubería metálica que conducen la descarga del gas amargo de los depuradores de gas cuya alimentación proviene de una línea de crudo o de gas amargo para servicios e instrumentación. (Ver figura 39 del anexo 11.9). 35. Sistema de Gas Combustible (GCO). Comprende los circuitos de tubería metálica que conducen gas dulce seco a partir de la salida del paquete de acondicionamiento (calentadores, separador de gas y/o filtro), cabezales de distribución y etapas posteriores de regulación de presión para alimentación de equipos (combustión interna). (Ver figura 40 del anexo 11.9). 36. Sistema de Gas Combustible Primera Etapa (GC). Comprende los circuitos de tubería metálica que conducen gas dulce seco proveniente de la primera válvula de regulación de presión del cabezal de gas dulce seco, comprende el paquete de acondicionamiento (calentadores, separadores de condensados). (Ver figura 41 del anexo 11.9). 37. Sistema de Gas Dulce de Bombeo Neumático (BN). Comprende los circuitos de tubería metálica que conducen el gas dulce seco, considera las tuberías del módulo de compresión de alta presión del centro de procesamiento de gas, el cabezal general de BN (desde la válvula de llegada a la instalación hasta la primera válvula reguladora de presión o la brida ci ega del cabezal) y las líneas de inyección a pozos. (Ver figura 42 del anexo 11.9). 38. Sistema de Gas Dulce de Proceso de Alta Presión (GDAP). Comprende los circuitos de tubería metálica que conducen gas dulce proveniente de los pozos de producción con rango de presión de operación igual o mayor de 30 y hasta 80 kg/cm 2 hacia la etapa de separación, filtrado y deshidratación, incluye separadores, filtros, torres de absorción y considera la descarga de etapas de compresión hasta la última válvula dentro de la instalación. (Ver figura 43 del anexo 11.9). 39. Sistema de Gas Dulce de Proceso de Baja Presión (GDBP). Comprende los circuitos de tubería metálica que conducen gas dulce proveniente de los pozos de producción con rango de presión de operación menor de 30 kg/cm 2 hacia una etapa de separación, filtrado y deshidratación, incluye separadores de líquidos y filtros, considera la primera etapa de compresión hasta la succión de la segunda etapa. (Ver figura 44 del anexo 11.9). 40. Sistema de Gas Dulce de Servicios (GS). Comprende los circuitos de tubería metálica que conducen el gas dulce seco, comprende a partir de la primera válvula reguladora de presión, líneas de alimentación hacia acumulador de gas de instrumentos, el acumulador de gas de instrumentos y líneas de distribución para equipos e instrumentos, comprende el gas de sello (Ver figura 45 del anexo 11.9). 41. Sistema de Gas Dulce Húmedo (GDH). Comprende los circuitos de tubería metálica que conducen el gas dulce húmedo desde la salida de la torre contactora de amina hasta la torre contactora de glicol. (Ver figura 46 del anexo 11.9). 42. Sistema de Gas Nitrógeno de Bombeo Neumático (GI). Comprende los circuitos de tubería metálica que conducen gas nitrógeno proveniente del anillo de nitrógeno, a partir de la primera válvula del límite de la instalación, considera el cabezal general de nitrógeno solo hasta la primera válvula reguladora de presión y líneas de inyección a pozos. (Ver figura 47 del anexo 11.9).



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43. Sistema de Gas Nitrógeno de Instrumentos y Servicios (NIS). Comprende los circuitos de tubería metálica que conducen gas nitrógeno proveniente del anillo de nitrógeno, se considera a partir de la primera válvula reguladora de presión, líneas de alimentación hacia acumuladores de nitrógeno, acumuladores de nitrógeno y líneas a distribución de gas para equipos e instrumentos. (Ver figura 48 del anexo 11.9). 44. Sistema de Glicol (GL). Comprende el paquete de regeneración de glicol rico, el separador de hidrocarburos, intercambiadores de calor y almacenamiento de glicol, líneas de alimentación y descarga a la torre contactora. (Ver figura 49 del anexo 11.9) 45. Sistema de Inyección de Químicos (IQ). Comprende los tanques de almacenamiento de químicos y líneas de inyección en líneas de proceso (inhibidor de corrosión, inhibidor de asfáltenos, antiespumante, entre otros). (Ver figura 50 del anexo 11.9). 46. Sistema de Separación de Crudo (P). Comprende los circuitos de tubería metálica que conducen el hidrocarburo proveniente de los pozos de producción o a partir de la primera válvula dentro de la instalación de la llegada de un ducto hacia la etapa de separación (separadores, deshidratadoras y/o desaladoras), también se consideran los líquidos recuperados de tanques de desfogue y de separadores de líquidos de gas amargo, el aceite recuperado de drenajes presurizado y/o atmosférico, si estos son incorporados al proceso de separación. (Ver figura 5 1 del anexo 11.9). 47. Sistema de Venteo Atmosférico (VA). Comprende los circuitos de tubería metálica que conducen los vapores generados en tanques de drenajes atmosféricos, de almacenamiento y/o equipo dinámico hacia la atmósfera. (Ver figura 52 del anexo 11.9). Nota: Los tanques, recipientes y filtros que se delimitan de acuerdo a cada sistema forman parte del mismo sistema.

En el caso de que las instalaciones de PEP a segmentar, tengan sistemas no contemplados en los alcances del apartado anterior, se deben efectuar reuniones de trabajo entre el personal del Activo de Producción y/o Gerencias de Servicios (GTDH, GMIM, GML y GME) con la Gerencia de Administración del Mantenimiento, en la cual en base a las condiciones de operación y a los lazos de corrosión, se definirá el nuevo sistema de manera conjunta, considerando el nombre, alcance y la nomenclatura del mismo. Una vez definido el nuevo sistema los responsables de operación y del mantenimiento de la instalación podrán modificar la prioridad (alta, media o baja) de cada uno de los sistemas acorde al contexto operacional de la instalación. El nombre, nomenclatura y prioridad del sistema, deben registrarse en el Sistema de Administración de Integridad Mecánica - Reportes de Integridad Mecánica. (SADI-RIM). 8.1.3

Segmentar los sistemas en UDC

8.1.3.1 Antes de iniciar la segmentación de sistemas en UDC, se debe consultar en el Sistema de Administración de Integridad Mecánica - Reportes de Integridad Mecánica. (SADI-RIM) si existe una segmentación previa de la instalación a segmentar. Si es así, esta puede servir como base para realizar la nueva segmentación. 8.1.3.2 Para segmentar los sistemas y definir la descripción de la UDC, se deben tomar en cuenta la secuencia del proceso, el tipo de fluido y las condiciones de operación. Se recomienda realizar recorridos en campo en los sistemas a segmentar.



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8.1.3.3 Localizar en el DTI y/o Isométrico las válvulas que mantienen un margen de seguridad para prevenir o mitigar un evento peligroso. Acorde a su importancia y localización estratégica para la segmentación, se definen fronteras que delimiten los sistemas a partir de estos elementos, ya que generalmente tienen como función, controlar las variables de un proceso (nivel, flujo, presión, temperatura), por ejemplo las siguientes: • • • • • • • •

Válvulas de seguridad (PSV). Válvulas de retención y de exceso de flujo (BDV). Válvulas de control de nivel (LV). Válvulas reguladoras de presión (PV, Sistemas de control de proceso). Válvulas auto-reguladoras de presión (PCV). Válvulas de bloqueo manuales. Válvulas de corte (SDV, Sistemas de paro por emergencia manual y automático). Válvulas de presión y vacío (VPV).

La válvula que se utiliza para dividir la UDC pertenece al circuito aguas arriba, respetando el sentido del flujo, en este caso la UDC inmediata inicia en brida. 8.1.3.4 • • • • • • • • • • •

Identificar los equipos que se consideran para delimitar y referenciar una UDC, como por ejemplo:

Separadores. Rectificadores de gas. Filtros. Bombas. Compresores. Enfriadores. Calentadores. Intercambiadores de calor. Tanques. Trampa de diablo. Torre de adsorción (regeneradora o contactora).

8.1.3.5

A continuación se mencionan los criterios para segmentar las UDC:

8.1.3.5.1 Una UDC tipo circuito debe cumplir con una longitud de 5 metros como mínimo o debe tener mínimo 10 elementos (carretes, válvulas, codos, bridas, entre otros), excepto en los casos en que ésta cambie de sistema o exista una frontera que propicie el cambio de condiciones de operación. 8.1.3.5.2 En los casos en que la UDC que se encuentre después de un equipo o válvula de control no cumpla con la longitud y número de elementos establecidos y que su destino sea un equipo o válvula de control, se debe segmentar como parte de la UDC que lo precede [Ver anexo 11.4, figuras No. 3 (a) y 3 (b)]. 8.1.3.5.3 El circuito que va de las trampas de diablos hacia válvulas de seguridad PSV se debe segmentar como una sola UDC y se anexa al sistema relacionado el fluido que maneje (trampa de oleogasoducto: separación de crudo; trampa de gasoducto: gas amargo de proceso; entre otros), (Ver anexo 11.6). 8.1.3.5.4 Los circuitos de tubería de las trampas de diablos que descargan a una charola de drenaje atmosférico se deben segmentar y se les asignara la UDC correspondiente a la línea que sale inmediatamente de la charola, si en un DTI se muestran varios drenajes que van a una misma charola entonces todos los disparos serán una misma UDC.



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8.1.3.5.5 En recipientes horizontales y verticales, el circuito de tubería que descarga a una o más válvulas PSV, drenajes, entre otros, se deben segmentar de forma independiente al recipiente, tomando en cuenta como frontera la boquilla del recipiente, misma que se adicionará a la UDC principal de la salida de ese recipiente. (Ver anexo 11.3). 8.1.3.5.6 Enlistar las piernas de nivel de todos los tanques y recipientes (verticales u horizontales) y asignarle la nomenclatura de la UDC del recipiente y al final las letras LG, si un tanque o recipiente tiene más de una pierna de nivel a estas se les asignará un número consecutivo. (Ver anexo 11.5). 8.1.3.5.7 Cuando una UDC comunique dos o más instalaciones de producción colindantes, deberá asignarse a la instalación donde se origine el flujo (Ver anexo 11.2). 8.1.3.6 En el caso particular para los sistemas de Gas y Condensado Amargos y Dulces con alta y baja presión los rangos de presión son: Baja presión: Menor que 30 kg/cm 2 Alta presión: Igual o mayor a 30 kg/cm 2 y hasta 80 kg/cm 2 8.1.3.7 Asignar un color representativo a cada UDC segmentada, para facilitar su identificación en los Diagramas de Tuberías e Instrumentación 8.1.3.8 La tubería de instrumentación puede ser incluida a solicitud del área responsable de la instalación (tubing de acero inoxidable). 8.1.3.9 El equipo dinámico y los ductos (trampas de diablos y líneas regulares), no se deben considerar en el alcance de esta segmentación. 8.1.3.10 La frontera de las líneas de proceso de una instalación a otra se deben considerar de acuerdo al ámbito de competencia del responsable de mantenimiento de la instalación. 8.1.4

Identificación de la UDC

Con el objetivo de identificar la unidad de control bajo una estructura homologada y ordenada se debe estructurar en tres niveles de la siguiente manera: Nivel 1: Identificador de la instalación Nivel 2: Identificador de sistema Nivel 3: Identificador de equipo o consecutivo del circuito. Circuitos: AAAAAAA-AAAA-XXX Consecutivo del circuito (3 caracteres numéricos) Sistema (1 a 4 caracteres alfanuméricos) Instalación (3 a 7 caracteres alfanuméricos) Ejemplo: PPKUA-GBP-001 Circuito Número 1 Sistema de Gas Amargo de Baja Presión. Plataforma de perforación KU-A



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Excepción de circuitos tales como piernas de nivel que se conectan de forma independiente a los equipos principales; Ejemplo: PPKUA - GAP – FA3102LG1 Pierna de Nivel 1 del FA-3102 Sistema de Gas Amargo de Alta Presión. Plataforma de perforación KU-A Equipo: AAAAAAA - AAAA - AAAAAAAAA Identificador de equipo (TAG) (hasta 10 caracteres alfanuméricos) Sistema (1 a 4 caracteres alfanuméricos) Instalación (3 a 7 caracteres alfanuméricos) Ejemplo: PPKUA - GAP-FA3102 Separador de pruebas FA-3102 Sistema de Gas Amargo de Alta Presión Plataforma de perforación KU-A Nivel 1: Identificador de la instalación o estructura marina, debe contener hasta 7 caracteres alfanuméricos, considerando el tipo de instalación (tabla 1) o servicios de la estructura marina (tabla 2) y su nombre, conforme a la siguiente clasificación: AAAAAAA-AAAA-XXX Instalación (3 a 7 caracteres alfanuméricos) Instalación de producción AAA Tipo de instalación BSE Batería de separación

AAAA AKB1 Akal B Producción 1

Estructura Marina AA Servicio de la estructura PB Plataforma de Producción

AAAAA Nombre de la estructura ABK93 Abkatún 93



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Instalaciones de Producción Clave

Plataformas Marinas

Denominación Genérica

BSE

Batería de Separación

ECO

Estación de Compresión

PDH

Planta Deshidratadora

Clave

Denominación Genérica (servicio)

PB

Plataforma de producción

CA

Plataforma de compres ión Plataforma habitacional

PIA

Planta de Inyección de agua

HA

PED

Planta Endulzadora

PP

Plataforma de Perforación-Satélite

ERE

Estación de Recolección

SE

Plataforma de separación

CAB

Central de Almacenamiento y Bombeo

PE

Plataforma de Enlace

CBD

Central de Bombeo y Distribución

EME

Estación de Medición

TL

Plataforma de Telecomunicaciones

PM

Plataforma de Medición

MI

Plataforma de Mantenimiento Integral

BN

Base Naval

PY

Plataforma de Inyección

CDA

Central de Distribución de Aceite

CDG

Central de Distribución de Gas

CAE

Central de Almacenamiento Estratégico

PEN

Plante de eliminación de Nitrogeno

GEL

Central Eléctrica

BCO

Estación de Producción y Compresión

PG

Plataforma de Generación

ACO

Planta Tratamiento Aguas Congénitas

SC

Plataforma de Producción / Compres ión

SCC

Estación de Calentamiento de Crudo

PD

Plataforma de Almacenamiento

Tabla 1 Tipo de Instalación

Tabla 2 Servicio de la estructura marina

Nivel 2: Identificador de s istema, está nomenclatura es la “ID” indicada en el Anexo 11.1, pueden ser de 1 a 4 caracteres. Nivel 3: Identificador de equipo o consecutivo del circuito, se consideran 3 caracteres numéricos. La asignación del número consecutivo de las UDC tipo circuito debe comenzar desde 001 para cada sistema de la instalación 8.1.5

Elaborar tabla de segmentación

Elaborar tablas de segmentación las cuales deben estructurarse como mínimo con la siguiente información (Ver ejemplo en el Anexo 11.7). Centro de Proceso/Complejo: Se indica el centro de proceso o complejo al cual pertenece la Instalación. Instalación: Nombre de la Instalación el cual debe coincidir con el registrado en SAP y en el Sistema de Administración de Integridad Mecánica - Reportes de Integridad Mecánica. (SADI-RIM). • Sistema: Nombre del sistema (en el sistema SAP es equivalente a la línea de proceso/servicio). • UDC: Nomenclatura de la UDC asignada. • Tipo de UDC: Indicar si es circuito, pierna de nivel o el tipo de equipo (filtro, separador, recipiente, entre otros equipos estáticos censados). • •

•

Descripción: Para una UDC, tipo circuito se debe iniciar con la palabra “Circuito” seguido del diámetro de

• • • •

la tubería (se toma el diámetro mayor de toda la UDC), posteriormente se indica donde inicia y dónde termina (pueden ser varios destinos), indicando el TAG de válvulas y recipientes para tener una mejor ubicación en el DTI y/o isométrico. DTI/ Isométrico: Indicar el número del DTI o Isométrico en donde se encuentra la UDC. Color de la UDC en DTI o Isométrico: Asignar un color a la UDC e indicarlo en la tabla. UDC anterior: Este campo aplica para poder tener una trazabilidad de la UDC antecedente. Nodo: Este campo aplica para poder identificar la UDC al nodo correspondiente, con respecto a la



• •

• • • • • • • •

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metodología de la Inspección Basada en Riesgo (en caso de que se cuente con este estudio en la instalación y sistema). Sistema o línea de proceso/servicio anterior: Este campo aplica para poder tener antecedentes. Observaciones: Deberán indicarse los comentarios relevantes, por ejemplo: cuando es actualización de la segmentación indicar: cambio de descripción, cambio de nomenclatura de la UDC, cancelación de la UDC, desmantelamiento, cambio de sistema, circuito nuevo por actualización en campo entre otros. Prioridad: Indicar la importancia del sistema en la instalación. Fecha: Fecha en que fue elaborada la tabla. Elaboró: Nombre del especialista que realizó la segmentación del sistema. Revisó: Nombre del supervisor de los trabajos de segmentación. Validó: Máxima autoridad de mantenimiento de la instalación. Revisión: Número de versión. Cantidad de circuitos: Número de circuitos. Cantidad de recipientes y/o equipos: Número de tanques, equipos.

8.1.6

Efectuar verificación

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



9.

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Concordancia con normas internacionales

No tiene concordancia.

10.

Bibliografía

10.1 API 580. Recommended Practice for Risk-Based Inspection. (Práctica Recomendada para Inspección Basada en Riesgo) 10.2

API 581. Base Resource Document on RBI. (Recurso del Documento Base de IBR)

10.3 DNV-RP-G101:2010. Recommended Practice - Risk-Based Inspection of Offshore Topsides Static Mechanical Equipment (Inspección Basada en Riesgo del Equipo Estático Mecánico y Estructuras Marinas) 10.4

P.1.0000.01:2003. Estructuración y presentación de especificaciones técnicas



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11.

Anexos

11.1

Sistemas identificados en PEP SISTEMA 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47

ACEITE DE ACONDICIONAMIENTO HIDRÁULICO ACEITE DE SELLO ACEITE LUBRICANTE ACEITE RESIDUAL ACEITE SEPARADO ACEITE SEPARADO (DESCARGA DE BOMBAS) AGUAS AMARGAS ACEITOSAS AGUA CONGÉNITA AGUA CONTRA INCENDIO AGUA CRUDA AGUA DE ENFRIAMIENTO AGUA DE INYECCIÓN A YACIMIENTOS AGUA DESMINERALIZADA AGUA POTABLE DE SERVICIOS AGUA TRATADA AIRE DE INSTRUMENTOS AIRE DE PLANTA AMINA RICA AMINA POBRE CONDENSADOS DE ALTA PRESIÓN CONDENSADOS DE BAJA PRESIÓN CONDENSADOS DULCES DE ALTA PRESIÓN CONDENSADOS DULCES DE BAJA PRESIÓN DESFOGUES DIÉSEL DRENAJE ACEITOSO ATMOSFÉRICO DRENAJE PRESURIZADO ENFRIAMIENTO FLUIDO DE CALENTAMIENTO GAS ÁCIDO GAS AMARGO DE BOMBEO NEUMÁTICO GAS AMARGO DE PROCESO DE ALTA PRESIÓN GAS AMARGO DE PROCESO DE BAJA PRESIÓN GAS AMARGO DE SERVICIOS GAS COMBUSTIBLE GAS COMBUSTIBLE PRIMERA ETAPA GAS DULCE DE BOMBEO NEUMÁTICO GAS DULCE DE PROCESO DE ALTA PRESIÓN GAS DULCE DE PROCESO DE BAJA PRESIÓN GAS DULCE DE SERVICIOS GAS DULCE HÚMEDO GAS NITRÓGENO DE BOMBEO NEUMÁTICO GAS NITRÓGENO DE INSTRUMENTOS Y SERVICIOS GLICOL INYECCIÓN DE QUÍMICOS SEPARACIÓN DE CRUDO VENTEO ATMOSFÉRICO

ID

PRIORIDAD

AH AS AL AR AP CE AA ACO CI ACR AE AIY AD APS AT AI A EFR EFP CA CB CDA CDB DA DF DD DP RF FC GA GAB GAP GBP GAS GCO GC BN GDAP GDBP GS GDH GI NIS GL IQ P VA

BAJA BAJA BAJA BAJA ALTA ALTA MEDIA MEDIA BAJA BAJA BAJA BAJA BAJA BAJA BAJA MEDIA BAJA MEDIA MEDIA ALTA MEDIA ALTA MEDIA ALTA BAJA BAJA MEDIA MEDIA BAJA MEDIA ALTA ALTA MEDIA ALTA ALTA ALTA ALTA ALTA MEDIA ALTA ALTA ALTA MEDIA MEDIA BAJA ALTA BAJA



Anexo 11.2

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

(Un circuito inicia en la instalación donde se origina, tomando en cuenta el sentido del flujo.) Anexo 11.3

Ejemplo de casos particulares de segmentación (Recipientes horizontales)

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



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Anexo 11.4 Ejemplo de casos particulares de segmentación (Casos especiales con destino a equipo y válvula) Se anexa a la UDC que lo precede

Figura No.3 (a)

Figura No.3 (b).

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



Anexo 11.5

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Ejemplo de Piernas de Nivel segmentadas



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Anexo 11.6 Ejemplo de segmentación para líneas que se conectan a Trampas de diablos (Trampa de diablos hacia válvulas de seguridad PSV)

(Los tramos de tubería de la trampa de diablos a la válvula PSV se deben segmentar, pero no considerar como parte de la segmentación la trampa.)



Anexo 11.7

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Tabla de segmentación



Anexo 11.8

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Diagrama de Flujo (Proceso de segmentación) Máxima Autoridad de Operación de la instalación.

Prestador de servicio.

Descripción

INICIO

ENTREGA INFORMACIÓN

1

1. Recopilar la información de la Instalación. (Apartado 8.1.1)

2

2. Identificar los sistemas de proceso y servicios auxiliares de la instalación. (Apartado 8.1.2)

3

3. Segmentar los sistemas en UDC. (Apartado 8.1.3) 4. Asignar nomenclatura a cada UDC. (Apartado 8.1.4)

4

5. Elaborar tabla de segmentación. (Apartado 8.1.5)

5

NO

6 SI

7

FIN

6. Revisar de manera detallada. ¿La segmentación está de acuerdo a los lineamientos? SI: Pasar a la actividad 7 NO: Regresar a la actividad 3 (Apartado 8.1.6)

7. Dar de alta la información en el Sistema de Administración de Integridad Mecánica Reportes de Integridad Mecánica. (SADI-RIM). (Apartado 8.1.7)

24/34 autorizado de Pemex Exploración y Producción. Ninguna parte Este documento es para uso interno por parte del personal del mismo puede circularse, citarse o reproducirse para su distribución externa, sin previa autorización escrita de la Dirección General de Pemex Exploración y Producción.


Anexo 11.9

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Visualización grafica de los Sistemas

UNIDADES DE POTENCIA HIDRÁULICA/CENTRAL HIDRÁULICA

SUMINISTRO

V LVULAS SDV CON ACCIONAMIENTO HIDRÁULICO

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

TANQUE DE ALMACENAMIENTO

BOMBEO DE TRASIEGO

EQUIPO DIN MICO

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

TANQUE DE ACEITE LUBRICANTE

EQUIPO DIN MICO

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

EQUIPO DINÁMICO EQUIPO DINÁMICO


FILTRADO

EQUIPO DIN MICO BOMBEO DE TRASCIÉGO

DISPOSICI N PARA TRATAMIENTO

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



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SUCCIÓN DE BOMBAS DE ENVÍO A PUNTO DE VENTA

ULTIMA ETAPA DE SEPARACIÓN

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

PUNTO DE VENTA DESCARGA DE BOMBAS DE ENVIO A PUNTO DE VENTA

Figura 11. Diagrama de bloques del Sistema de Aceite Separado (Descarga de Bombas) (CE) SEPARADOR DE PLACAS CORRUGADAS/PIPAS DE RECOLECCIÓN

TANQUE DRENAJE ATMOSFÉRICO/FOSA API

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

SEPARACI N/ DESHIDRATACIÓN

ALMACENAMIENTO

BOMBEO

INYECCI N A POZOS PLANTA DE TRATAMIENTO

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

TANQUE DE ALMACENAMIENTO DE AGUA

FILTRADO

BOMBEO

ANILLO CI DE LA INSTALACIÓN

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

FUENTE NATURAL O ARTIFICIAL

ALMACENAMIENTO

SERVICIOS

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



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TORRE DE ENFRIAMIENTO DE AGUA

SUMINISTRO

INTERCAMBIADORES DE CALOR

RETORNO

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

ALMACENAMIENTO DE AGUA CRUDA

INYECCIÓN A POZOS

BOMBEO

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

PROCESO DE TRATAMIENTO

ALMACENAMIENTO

BOMBEO

DISTRIBUCIÓN A USUARIOS

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

ALMACENAMIENTO

BOMBEO

DISTRIBUCIÓN A USUARIOS

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

TANQUE DE ALAMACENAMIENTO DE AGUA CRUDA

TRATAMIENTO FISICOQUÍMICO

SERVICIOS

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

PAQUETE DE COMPRESIÓN Y SECADO

ACUMULACIÓN

INSTRUMENTOS

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



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COMPRESORA DE AIRE

ACUMULACIÓN

DISTRIBUCI N A INSTRUMENTOS/USUARIOS

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

TORRE CONTACTORA DE GAS AMARGO / SEPARADOR DE GAS DULCE

TANQUE DE FLASHEO

TORRE REGENERADORA

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

TORRE REGENERADORA


TORRE CONTACTORA

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

CONDENSADOS DE RECTIFICADORES TANQUE DE CONDENSADOS

CONDENSADOS DE RECTIFICADORES

BOMBEO DE TRASIEGO

CONDENSADOS DE RECTIFICADORES

A OTRA INSTALACI N

INTEGRACI N A OTRA PARTE DEL PROCESO

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



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SEPARADORES DE L QUIDOS DE GAS AMARGO DE PROCESO DE BAJA PRESIÓN

TANQUE DE CONDENSADOS

PROCESO

Figura 26. Diagrama de bloques del Sistema de Condensados de Baja Presión (CB) CONDENSADOS DE SEPARACIÓN Y COMPRESIÓN

ALMACENAMIENTO

SALIDA DE LA INSTALACIÓN

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

CONDENSADOS DE SEPARADORES BIFÁSICOS/TRIFÁSICOS TANQUE DE CONDENSADOS

CONDENSADOS DE RECIPIENTES PRESURIZADOS

BOMBEO DE TRASIEGO

CONDENSADOS DE SEPARADORES DE ETAPAS DE COMPRESIÓN BAJA

A OTRA INSTALACI N

INTEGRACIÓN A OTRA PARTE DEL PROCESO

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

TUBER AS DE GAS RELEVADO

SEPARADOR DE DESFOGUES

QUEMADOR / ATMÓSFERA

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



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TUBERÍA DE CARGA Y ESTACIONES DE DISTRIBUCIÓN


COMBUSTIBLE A USUARIOS

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

PURGAS DE EQUIPO EST TICO

FOSA API O CÁRCAMO

CHAROLAS DE RECOLECCI N

TANQUE DE DRENAJE ATMOSFÉRICO

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

PURGA DEL EQUIPO ESTÁTICO

TANQUE DE DRENAJE PRESURIZADO

Figura 32. Diagrama de bloques del Sistema de Drenaje Presurizado (DP) PAQUETE DE ENFRIAMIENTO DE GAS

GAS DE ENDULZADORA

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

ENDULZAMIENTO PAQUETE DE FLUIDO DE CALENTAMIENTO

DESHIDRATACI N

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



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PAQUETE DE REGENERACIÓN DE AMINA PAQUETE DE GAS CIDO PAQUETE DE REGENERACIÓN DE GLICOL

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

DESCARGA DEL M DULO DE COMPRESIÓN PARA B.N.

POZOS DE PRODUCCIÓN Y/O HASTA LA ÚLTIMA VÁLVULA DENTRO DE LA INSTALACIÓN.

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

SEPARADORES BIFÁSICOS O TRIFÁSICOS

1ª ETAPA

2ª ETAPA

3ª ETAPA

COMPRESI N

CENTRO DE PROCESAMIENTO ENDULZAMIENTO

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

SEPARADORES DE 1ª Y 2ª ETAPA, RECTIFICADORES DE GAS

SUCCI N Y DESCARGA DE COMPRESIÓ N (≤30 Kg/cm2)

TORRE ENDULZADORA

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

DEPURADOR DE GAS

INSTRUMENTOS Y SERVICIOS

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



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PRIMERA ETAPA DE REGULACIÓN DE PRESIÓN

ACONDICIONAMIENTO DE GAS COMBUSTIBLE

COMPRESORES, GAS DE SELLO

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


ACONDICIONAMIENTO GAS COMBUSTIBLE

DE

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

MÓDULOS DE COMPRESIÓN DE GAS DE BN

INYECCI N

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

SEPARACIÓN

COMPRESIÓN

SALIDA DE LA INSTALACIÓN

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

POZOS DE PRODUCCIÓN

1ª ETAPA DE COMPRESIÓN

2ª ETAPA DE COMPRESIÓN

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

DEPURADOR DE GAS

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

TORRE CONTACTORA DE AMINA

TORRE CONTACTORA DE GLICOL

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



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ANILLO DE BOMBEO NEUMÁTICO

INYECCI N

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


ACUMULADOR DE NITRÓGENO

INSTRUMENTACI N Y SERVICIOS

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

ALMACENAMIENTO DE GLICOL POBRE

BOMBEO DE TRASCIÉGO

TORRE CONTACTORA

GLICOL RICO

TORRE REGENERADORA

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

TANQUES DE ALMACENAMIENTO

BOMBEO DE TRASCIEGO

PUNTO DE INYECCI N EN L NEA DE PROCESO

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

LLEGADAS DE POZOS/TRAMPAS DE RECIBO

SEPARACI N TRI/BIFÁSICA

ALMACENAMIENTO

DESHIDRATACI N

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

TANQUES DE ALMACENAMIENTO, COMPRESORES, MOTOBOMBAS

ATMÓSFERA

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


P.1.1110.00-2014 (SEGMENTACIÓN).pdf

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