Patin de Medicion

ELEMENTOS DE PERFORACIÓN DE POZOSPágina 1 INTRODUCCIÓN. En la industria petrolera los sistemas de medición son de suma importancia pues nos pueden dar información en tiempo real de las propiedades físicas, químicas y termodinámicas de los fluidos que son transportados desde el yacimiento a todo el proceso de conducción y manejo de hidrocarburos (conducción, tratamiento, almacenamiento, transporte), estas mediciones pueden ser de dos tipos:   medición estática. medición dinámica. La medición estática es aquella que se le hace a los fluidos en reposo tales como los que están almacenados (tanques de almacenamiento superficiales o subterráneos, presas, buques tanques etc.). Y la medición dinámica es la que se le hace a los fluidos en movimiento, como cuando fluyes a través de las tuberías, cabezales, líneas, etc. Estas mediciones son de vital importancia pues nos da información acerca de las propiedades de nuestro fluido (gas, agua, petróleo), propiedades como: Gravedad API, densidad, % de agua en crudo, presión, temperatura etc. Así como la cantidad que flujo o fluido que tenemos en nuestros sistemas de conducción, bombeo y de almacenamiento. También es importancia conocer los diferentes instrumentos y normas empleados en el proceso. Así un diagrama donde nos ejemplifique todo ese proceso. El objetivo principal de la medición de los volúmenes de fluidos en el caso del ámbito petrolero (gas, petróleo y agua) es la de poner controlar la producción, esto mediante la reducción o aumento de gasto. En la industria del petróleo son empleados principalmente los medidores del tipo diferencial, aunque existen gran variedad de medidores basados en principios diferentes corno son los de desplazamiento positivo, turbomedidores y los computadores de aceite y contenido de agua. Para medir grandes cantidades de gas se emplea ampliamente el medidor con placa de orificio (Medidor del tipo diferencial). Este aparato no mide volúmenes, sino que registra las presiones de flujo y a partir de estas presiones, se efectúa el cálculo del gasto de flujo circulante. Esto es posible, utilizando las relaciones que existen entre las presiones y las velocidades y entre esta última y el gasto que es ELEMENTOS DE PERFORACIÓN DE POZOS Página 2 lo que se trata de conocer. Este tipo de medidores consisten de un elemento primario que registra la presión diferencial y de un elemento secundario que mide esa precisión diferencial. Una precisión típica varia de +/- 3% a +/- 0.5%, dependiendo del tipo de registro de lectura empleado. Se han utilizado diferentes dispositivos para crear la presión diferencial, pero los elementos primarios más comunes son el de placa de orificio, boquilla de flujo (toberas) y el Tubo de Venturi. Se utilizan también los Tubos de Pitot y otros dispositivos que emplean los efectos de impacto, succión u otros que se basan en la fuerza centrífuga o en la resistencia debida a la fricción. Fig. .1 Ejemplos de medidores de flujo en tuberías. ELEMENTOS DE PERFORACIÓN DE POZOS Página 3 1.1. DEFINICIÓN. Un Patín de medición o banco de medición es un equipo modular conformado por una serie de instrumentos de medida los cuales monitorean las propiedades del crudo que circula a través de él, dichas propiedades, las cuales incluyen densidad, temperatura, flujo másico y presión son medidas y posteriormente transmitidas a un computador de flujo el cual se encarga de procesarlas y obtener las variables de proceso requeridas, el sistema como tiene como función primordial y objetivo principal ofrecer un estimado exacto y preciso de la cantidad y la calidad del crudo que es transportado de un punto a otro de la cadena productiva, tanto la cantidad como la calidad del crudo son factores cuya estimación es de suma importancia ya que permiten tener una vista más clara del estado del proceso productivo, un beneficio originado por la implementación de un skid es la facilitación de la acción de control sobre el proceso productivo, las variables obtenidas son enviadas al operador de la estación más cercana quien analiza la data transmitida y se ocupa de realizar las acciones requeridas en caso de ser necesarias. Las variables del proceso a ser monitoreadas son:       Gravedad °API. Densidad. % de agua en crudo. Presión de línea. Temperatura. Flujo multifásico. La medición de la cantidad y la calidad del crudo es un proceso que debe ser afrontado de manera meticulosa y con mucha atención al detalle, ya que la elección de los instrumentos a usar es muy importante, el sistema que se encarga de realizar este proceso se conoce como Patín de medición. ELEMENTOS DE PERFORACIÓN DE POZOS Página 4 En Venezuela al Patín de medición se le conoce como Skid de Medición. Fig. 2. Modelo 3D de un Patín de medición. 1.2. OBJETIVOS. Efectuar la medición flujo de los hidrocarburos líquidos así como los parámetros de calidad (densidad y porciento de agua), en puntos de transferencia de custodia con equipo instalado en línea para el registro en tiempo real. Con esta acción se podrá constatar las condiciones físicas del crudo producido por los pozos del campo. ELEMENTOS DE PERFORACIÓN DE POZOS Página 5 con la medida obtenida a través de este dispositivo se obtiene el % de agua en crudo El computador de flujo. los cuales en conjunto con un computador de flujo se encargan de auditar una serie de variables de proceso específicas.1.3. Fig. Es importante conocer el principio de funcionamiento en el que se basan dichos elementos. mostrar toda la información que recibe y almacenarla a fin de poder determinar tendencias y hacer las correcciones de flujo con respecto a presión y temperatura. El medidor de corte de agua. temperatura y densidad. estas se componen los siguientes elementos:      Manómetros de entrada y salida: usados para el cálculo del diferencial depresión presente en la línea de medición. ELEMENTOS DE PERFORACIÓN DE POZOS Página 6 . ELEMENTOS DE UN PATIN DE MEDICION. con dichas señales se ocupa de realizar los cálculos necesarios para determinar el flujo volumétrico. El patín de medición estará compuesto por una o más carreras de medición. recibe las señales de todos los medidores ubicados a lo largo del skid. Medidores de presión y temperatura los cuales obtienen dichos valores como señales analógicas y a su vez los transmiten al computador de flujo para que realice la adecuación de dichas señales. un instrumento con la capacidad de medir flujo másico. 3. El medidor coriolis. para de esa manera poder seleccionar aquellos cuyo desempeño sea el más acorde con las necesidades del proceso. Partes del Patín de Medición. Una unidad de medición consta de una serie de instrumentos de medida. A continuación se describirá detalladamente cada una de las partes del Patín de Medición.1 MEDIDORES DE PRESIÓN Los medidores de presión se clasifican primeramente en 2 tipos. para el diseño a elaborar se utilizan manómetros metálicos así que estos serán definidos con más detalle. 4. dicho tubo tiende a enderezarse.1. 1. su funcionamiento se basa en un tubo hueco ovalado con forma de C que está conectado al punto de toma de presión.3. 1. la deformación de dicho tubo se amplifica mecánicamente para mover una aguja la cual indica la presión ejercida en el punto de medida. El tubo interno puede ser construido con diversos metales y espesores. Fig. lo que determina la escala de unidades que tendrá el medidor a construir. Vista externa e interna de un medidor tipo Bourdon. a medida que esta aumenta. ELEMENTOS DE PERFORACIÓN DE POZOS Página 7 .3.1 MEDIDORES DE PRESIÓN LOCALES La gran mayoría de medidores de presión miden la diferencia que existe entre una capacidad y la atmosfera. es decir miden vacíos o presiones relativas. El manómetro metálico más usado en la industria es el de tipo Bourdon. dependiendo de que si la información se muestra de manera local o remota. pueden encontrarse instancias en las que el elemento de medida no puede ponerse en contacto con el fluido de proceso. Estos se usan en aplicaciones que requieren que se aislé el elemento de medida del proceso por una determinada razón.3. produciendo una fuerza S en la superficie de la misma.1. MEDIDORES DE PRESION REMOTOS La mayoría de los dispositivos de medición remota de presión utilizan una membrana como elemento sensible de medición.3. 5. El principio de operación de estos dispositivos se explica de manera más clara por medio de la siguiente figura. un sello remoto y un tubo capilar que une ambos elementos. Este dispositivo se conoce como Transmisor de presión diferencial por balance de fuerzas. Fig.3. 1. Esquema general de un transmisor de presión y su membrana. a que el fluido en cuestión obstruya los capilares o por preocupaciones concernientes a la pureza del producto. dichas presiones actúan sobre la membrana sensible. SELLOS REMOTOS Aun con todas las opciones disponibles para la medición de presión que existen. En estos dispositivos se aplican dos presión (P1. ya sea la ELEMENTOS DE PERFORACIÓN DE POZOS Página 8 . P2) una a cada lado de la estructura externa del instrumento.1.2. en esas situaciones los sistemas de medida deben valerse de lo que se conoce como sellos remotos. ya sea por temor a la corrosión. Dicha fuerza es proporcional a la diferencia de presión entre P1 y P2. un medidor con sello remoto incluye un transmisor de presión. la magnitud de esta fuerza es recibida por el módulo de transmisión el cual genera una señal eléctrica la cual es enviada al centro de control.1. solido o gas. Requerimientos de instalación. material a emplear y consideraciones de ese estilo. Presión (operativa y máxima). Tipo de sello a implementar. Los sellos remotos ofrecen un mayor grado de flexibilidad al momento de la instalación además de que su mantenimiento es mucho más sencillo. Rango de medida. que se esté trabajando con medicinas o productos alimenticios donde se requiere un mayor grado de higiene. que el fluido tienda a solidificarse. Variación de la resistividad eléctrica de un conductor. permiten un mayor control sobre la manera de tomar la medición del fluido en específico. Cambio en la presión de vapor de una sustancia.temperatura del mismo. Propiedades eléctricas específicas de pares de conductores metálicos (termocuplas). En lo referente a su diseño se tienen varios factores que influyen sobre la metodología que se seguirá para este objetivo. MEDIDORES DE TEMPERATURA La medición de temperatura puede ser efectuada a través de diversos principios.     Expansión de un líquido. no requieren ser drenados. Temperatura (ambiente y de proceso). entre estos están:          Ubicación del medidor (interno o externo). Longitud del capilar. y las Las termocuplas se basan en la fuerza electromotriz generada por una soldadura que une dos cintas hechas de metales conductores diferentes. Se hace una distinción entre medidores locales o remotos. la magnitud de ELEMENTOS DE PERFORACIÓN DE POZOS Página 9 . Presencia de vacío.3. y su calibración es mucho más sencilla.Entre estos medidores podemos encontrar las termocuplas termoresistencias los cuales serán definidos a continuación. 1.2. Tipo de conexión del proceso. que se encuentre en un ambiente corrosivo. el presente diseño se basa en el uso de medidores remotos así que estos serán definidos a continuación . 6.de 1ppm de impurezas).1% pero para ello debe de observarse ciertas directrices en su diseño de manera muy exacta. a esta unión de se le define como unión fría o de referencia. Ha de tenerse presente que las termocuplas son capaces de presentar unos grados de exactitud de hasta +/. Esquema de funcionamiento de una termocupla.   Los materiales de los conductores a usarse deben ser extremadamente puros (. una manera de lograr esto es implementando una resistencia que sea sensible a la variación de temperatura. ELEMENTOS DE PERFORACIÓN DE POZOS Página 10 . a la que se le refiere como unión caliente y la unión que existe entre los conductores y un cable de cobre que se usa para la transmisión de las señales (T2). El instrumento depende de la diferencia de temperatura entre la unión que se sitúa en el sitio a medir (T1).dicha fuerza depende de la temperatura del punto de soldadura yes cuantificada a través de un instrumento de medida. por lo que la medición de resistencia eléctrica es en efecto una medición de temperatura. El instrumento restante es el termómetro resistivo el cual basa su funcionamiento en la aplicación de corriente a través de una resistencia. ocurre un aumento en la longitud y valor magnitud resistiva. La compensación de temperatura en la unión fría es un factor que no puede ser pasado por alto. Fig. a medida que la temperatura sube. 7. cada uno cuenta con sus fortalezas y debilidades. por medio de programación se hace posible la medición de flujo volumétrico. Además de medir el flujo másico los medidores Coriolis son capaces de medirla densidad de un fluido a través de la frecuencia de vibración de los tubos. principal recurso productivo de la misma es un fluido.3. y como la magnitud del flujo volumétrico es igual al flujo másico dividido entre la densidad.3. estos son los más usados en la industria para medir el flujo másico. ELEMENTOS DE PERFORACIÓN DE POZOS Página 11 .1. Coriolis marca Micro Motion. Los medidores Coriolis están compuestos de 2 tubos en forma de U dispuestos paralelamente. el grado de esta deformación es proporcional al flujo másico que circula a través de los tubos. Fig. un parámetro muy importante para el proceso productivo del petróleo. MEDIDORES DE FLUJO El flujo de una sustancia es una variable de proceso cuyo control y medida es de fundamental importancia en la industria y más aún en la del petróleo donde el crudo. a medida que estos sucede los tubos tenderán a deformarse ligeramente. El tipo de medidor a usar en el diseño planteado es el que se conoce como medidor Coriolis. además de ser especialmente recomendables para aplicaciones específicas. existen diversos métodos de medición de flujo basados en diferentes principios de funcionamiento. a través de los cuales circula el fluido a medir. 1.0. Este desfase en conjunto con el factor de calibración con el que haya sido configurado el instrumento determina la medida del flujo másico. los cuales son un elemento de suma importancia dentro del proceso productivo del petróleo. La medida de densidad se obtiene a través de la frecuencia de vibración de los tubos ya que ambos factores son directamente proporcionales. estas generan ondas sinusoidales de acuerdo al movimiento de los tubos el cual es provocado por la bobina magnetizada. en una condición de no flujo las ondas generadas se encuentras en fase. al momento de iniciarse el recorrido a través de los tubos las dichas ondas empiezan a desfasarse en función del flujo másico que se tenga.Cada fabricante tiene una manera característica para efectuar las mediciones de distorsión de los tubos y de la frecuencia de la vibración que se produce. por microondas. pero en su lugar se han creado sistemas de estándares que competen a estos instrumentos como el API 85.2745) corresponden al factor de calibración el cual multiplicado por el desfase de las señales generadas por las bobinas de entrada y salida (valor medido en microsegundos) resulta en el valor del flujo másico. En términos generales se tiene que al fluido ingresar al medidor se divide en partes iguales.75 De este valor los 5 primeros dígitos (4. ELEMENTOS DE PERFORACIÓN DE POZOS Página 12 . allí se encarga de determinar el porcentaje de agua que contiene el crudo que se está recibiendo. allí una bobina magnetizada se encarga de generar un movimiento oscilatorio de ambos tubos uno en oposición al otro. Debido a su versatilidad. las cuales pasan por los tubos en forma de U. un ejemplo de valor de calibración común seria: 4.4. existen varias tecnologías usadas para esta medición. los últimos 3 dígitos representan el coeficiente de temperatura para el material del tubo a fin de compensar por el efecto que pueda tener la temperatura de trabajo en la rigidez del mismo. se sitúa por lo general en las estaciones de descarga después de los separadores de gas y líquido.27454. la API busco establecer un estándar para el uso de estos dispositivos pero decidieron realizar un reporte técnico ya que la tecnología disponible se consideró muy inexacta y no satisfacía la demanda exigida para la transferencia fiscal (+/. además de esta se tienen bobinas a la entrada y a la salida. infrarroja y capacitiva. exactitud y confiabilidad este medidor es parte integral de los patines de medición de crudo. El valor de calibración consta de 10 caracteres incluyendo 2 puntos decimales.3. MEDIDORES DE CORTE DE AGUA Es un dispositivo que mide el contenido de agua en el crudo a medida que este fluye a través de una tubería.05%). área sobre la cual circula el fluido a medir. el proceso consiste en el envió de una señal a través del área de medida del instrumento. cuando la señal llegue al receptor se compara con la señal enviada y el resultado da una indicación del contenido o composición del fluido medido. en función delas características del mismo la onda ira variando. constante y exacta dependiendo de las moléculas del fluido con el cual este en contacto. por medio de un proceso definido como variación de resistencia de carga. de este modo se aumenta la sensibilidad del medidor en un rango de 100 a 1000 veces. generalmente en los circuitos electrónicos la resistencia de carga del oscilador se inhibe por medio de seguidores u otros métodos.Fig. Para el sistema a diseñar serán utilizados medidores por microondas los cuales utilizan un principio de trabajo basado en el uso de señales de microondas. La compañía Phase Dynamics experimento con este criterio obteniendo que la resistencia de carga varía en función del fluido que circula a través de ella. este sistema arroja resultados eficientes y exactos pero tiene ciertas características que debilitan su desempeño. esta consideración de diseño se ha convertido en un estándar debido a su efectividad en suprimir el ruido. El principio activo de este descubrimiento radica en que la frecuencia de la sonda producida por el oscilador depende de la dimensión y la permisividad eléctrica de la resistencia de carga conectada a el. Medidor de corte de agua Roxar LC/HC basado en microondas. esta variación a su vez ocasiona un cambio en la frecuencia del oscilador que envía la señal de medida. esa variación produce el cambio en la frecuencia de la onda producida por el oscilador de modo que se obtiene un rango de sensibilidad de ELEMENTOS DE PERFORACIÓN DE POZOS Página 13 . tenga un costo alto y represente una inversión considerable. primeramente se encuentra la composición del dispositivo la cual es excesivamente compleja lo que ocasiona que el sistema requiera constante mantenimiento. Además por la naturaleza del proceso la sensibilidad ofrecida no es la deseable para un proceso de estas características. 8. Recientemente se ha logrado un avance considerable en la tecnología de sensores por microondas. a su vez la permisividad varia de manera predecible. este arreglo ofrece una construcción mucho más sencilla lo cual facilita enormemente su instalación. Computador de flujo ELEMENTOS DE PERFORACIÓN DE POZOS Página 14 . guarda una base de datos con los valores obtenidos para futura referencia y ofrece conectividad con otros dispositivos para trasladar dichos datos con propósitos de manejo. además de esta importante mejora.5 COMPUTADOR DE FLUJO Un computador de flujo es un instrumento electrónico computacional el cual implementa los algoritmos que se requieren para procesar los datos recibidos de diversos transmisores ubicados a lo largo del sistema de producción a fin de obtener las variables de proceso a evaluar. Fig. 9. En adición a estas características. mantenimiento y reduce considerablemente su costo. efectúa compensación de volumen en función de presión y temperatura. además graba eventos y alarmas que se encuentren relacionados con las variables de proceso que se estén monitoreando. Tiene la capacidad de auditar los cambios realizados a los parámetros de configuración usados para el proceso de manejo de los datos enviados por los medidores de flujo.medida mucho mayor. lo cual es de suma importancia durante la medida de crudo. 1. supervisión y control.3. 3.8. al igual que el transmisor e indicador de presión. TRANSMISIÓN DE INFORMACIÓN DE CAMPO Para la automatización de la estación de producción de crudo del Campo Gustavo Galindo y específicamente para la implementación de la Unidad LACT será preciso mucha más tecnología para el control y registro de datos de producción. 1. VÁLVULAS DE SEGURIDAD Las válvulas de seguridad. así como en el resto del sistema automatizado de producción.3. comúnmente llamadas válvulas de control de flujo.1. son instaladas después del medidor de desplazamiento positivo y conectadas al probador para mantener una contrapresión sobre el líquido en el medidor y el sistema del probador. La ELEMENTOS DE PERFORACIÓN DE POZOS Página 15 . Pero en la Unidad LACT de Casa Bomba para evitar este fenómeno y consecuentemente caída de presión en el sistema se utilizarán válvulas de control de flujo para mantener el flujo constante. El transmisor e indicador de temperatura estarán ubicados en el patín de la Unidad LACT. esto se logrará utilizado un Sistema de Supervisión y Adquisición de Datos (SCADA). Este sistema varía desde aplicaciones en campos de petróleo pequeños con unos pocos pozos. reportes de volumen de producción acumulada.7. Entre sus funciones básicas se incluyen reportes de estado y/ alarma en la estación de producción. los transmisores e indicadores que serán utilizados en la Unidad LACT deberán ser confiables y precisos. TRANSMISORES E INDICADORES En Casa Bomba. etc.6. los indicadores de presión y temperatura de la Unidad son de fácil manejo y mantenimiento. a campos con miles de pozos. prueba y control de pozos. 1. Así mismo.3. 8GHz. ARQUITECTURA DEL SISTEMA DE CONTROL Se instalarán dos estaciones de monitoreo para la visualización del proceso.9. Entendiéndose como estaciones de monitoreo lo siguiente:     CPU Pentium IV 2. disco duro de: 80GB.) en que funcione el software RTP Net Suite Microsoft Office Excel y Microsoft Office Word ELEMENTOS DE PERFORACIÓN DE POZOS Página 16 . estación de comunicación y un sistema digital computarizado. consistirá básicamente de los siguientes elementos: Equipo de control y de adquisición de datos de producción. 1. de marca HP ó Quantum Monitores planos de 17” Software Microsoft Windows (Windows actual. Ram: 512MB.estación SCADA del Campo Gustavo Galindo V. instrumentación de campo y sistema de cableado.3. información precisa y confiable para generar reportes operativos y facturar a los centros de procesamiento a través de hardware y software de tecnología de punta. OBJETIVO. El sistema de medición para transferencia de custodia de gas natural medirá y totalizará las corrientes recibidas de los separadores de la central de medición.1. Certificación de calibración y fabricación del sistema de medición.  Un tubo de medición. de 20”. de manera que no ELEMENTOS DE PERFORACIÓN DE POZOS Página 17 .1. además de contar con accesorios para maniobras de arrastre y levante. uno para el medidor de línea y otro para el medidor maestro ultrasónico. Instrumentación (transmisores e indicadores) Dos computadores de flujo. tipo ultrasónico.2. Un cromatógrafo de gases para el análisis de la corriente total.1 PATÍN PETROLERO ESTRUCTURAL. en tiempo real. la estructura del patín de medición deberá ser fabricado con perfiles. tipo ultrasónico. Medidor tipo ultrasónico. arreglo serie-paralelo y los trenes de medición. ESPECIFICACIONES DE LOS ELEMENTOS QUE INTEGRAN EL PATÍN DE MEDICIÓN DE GAS NATURAL 2.1. válvulas.1. PATÍN DE MEDICIÓN DE GAS NATURAL 2. Un patín petrolero estructural.  Un tubo de medición maestro. véase dibujo esquemático “a”.3. Este sistema proporcionará. de 20”.1.1. placas y tubería de acero de acuerdo a la norma ASTM A-36 y ASTN A-53. ELEMENTOS QUE INTEGRAN EL PATÍN DE MEDICIÓN          Un patín petrolero estructural. el cual deberá estar diseñado con los soportes adecuados para soportar tuberías. 2.2.3. Cabezales de entrada y salida Válvulas de bloqueo con operador manual Acondicionador de flujo. 2. los cuales deberán ser conectados de manera redundante. 3. 2. de acero inoxidable 304. Debiendo entregar la documentación de las pruebas destructivas y la rastreabilidad de los materiales de las válvulas. libre de fricción. de diseño compacto y montaje entre bridas para fácil instalación. para conexiones de entrada y salida. montada sobre muñón. VÁLVULAS DE BLOQUEO DE 20” CON OPERADOR MANUAL.4. La estructura deberá estar diseñada y fabricada manteniendo el exceso de tensión en la tubería para la transportación al sitio de trabajo y durante la operación del sistema de medición. atornillado. equipadas con operador de engranes y volante manual. F. ELEMENTOS DE PERFORACIÓN DE POZOS Página 18 . cinco válvulas de bola de paso completo clase 600 R. que se requieran para el fácil acceso de la operación y el mantenimiento de los equipos. ambos de 36”. cuerpo astm a 216 gr. con escaleras. los andamios deberán ser de parrilla antiderrapante. CABEZALES DE ENTRADA Y SALIDA Dos cabezales un cabezal de entrada y otro de salida. de acero galvanizado. bola de acero al carbón forjado. asme. recubierta con cromo duro. de 20” clase 600 r.3. wcb.ocurran daños a la estructura durante el montaje. 600# R. ACONDICIONADORES DE FLUJO. durante la apertura y cierre de la válvula. de tal manera que se garantice un sellado hermético.3.f.1. deberá cumplir con lo establecido en el APIi-6D y API-6FA.3. además cada cabezal deberá tener 2 tee reducción de 36” x 20” para cada tren de medición y 4 bridas ciegas instaladas cada una en los extremos de los dos cabezales.F. con tee de 36”x 36”x36” y bridas de 36”. El patín petrolero deberá tener o ser suministrado.2. 2. de acuerdo al diagrama esquemático “a”. todas las esquinas y extremos filosos. andamios y barandales. sello metal-metal.1. 2. Dos rectificadores de flujo serán de tipo disco acondicionador (placa acondicionadora de flujo). asiento de acero inoxidable 316.1. deberán ser redondeados y pulidos. con doble sello y purga. Herramienta de extracción de transductores piezoeléctricos: Para este proyecto no será necesario el suministro de una herramienta para la extracción de transductores piezoeléctricos.1 Qmax. 2. MEDIDORES DE FLUJO ULTRASÓNICOS. los documentos de las ELEMENTOS DE PERFORACIÓN DE POZOS Página 19 . Tipo de medición: Continua unidireccional para medición de gas natural dulce. del tipo intrusivo extraíbles y reinstálales bajo presión sin sacar el medidor de operación.1 % después de calibrado para valores entre Qt y Qmax. en su última edición. reemplazables sin necesidad de recalibración así como todos los accesorios y equipos auxiliares necesarios para la instalación y operación completa y adecuada del paquete de medición. así como el arreglo serie paralelo mostrado en dibujo esquemático “a”. deberán ser considerados para cada tren de medición). MEDIDOR DE FLUJO ULTRASÓNICO. también deberá contar con un mínimo de cuatro pares de transductores (trayectorias) ultrasónicos. el licitante deberá incluir en su propuesta técnica. contará con un medidor principal y otro maestro o de relevo y cabezales de entrada / salida.3. de acuerdo a la norma de referencia nrf-081–pemex2005. 9 y NRF-081-pemex-2005 medición ultrasónica de hidrocarburos en fase gaseosa. De 20” ø cada uno.2. deberán ser calibración por frecuencia en el laboratorio traceable a nist.6. interconectados a los cabezales de entrada y salida mediante tees reducción de 36” x 20”.1. El sistema de medición denominado pm-101. Exactitud: De ± 0. donde Qt = 0.1. el sistema de medición deberá estar equipado con los accesorios necesarios para cumplir con las disposiciones AGA (American Gas Association) aplicables en la medición de gas para transferencia de custodia.3. Los medidores ultrasónicos de flujo. (Los equipos mencionados a continuación. de acuerdo al AGA (American Gas Association) reporte no.5. para medir satisfactoriamente el flujo requerido y que está indicado en los requisitos específicos del proyecto. Cédula del cuerpo del medidor: de acuerdo con la especificación d56a. Linealidad: De ± 0.00 mmpcd 100 ft/seg 880.3. así como del medidor mismo. 2. El tubo de medición deberá ser maquinado.1.pruebas de laboratorio que avalen que la marca del equipo. Tipo de conexión: bridada. uniformidad ELEMENTOS DE PERFORACIÓN DE POZOS Página 20 . en su sección aguas arriba y aguas abajo.3. diámetro interior 0.1. Tolerancias permitidas: redondez 0. es capaz de alcanzar la exactitud requerida. Material del cuerpo del medidor: acero al carbón.2 % para rangos entre Qt y Qmax. Conexión de transductores: bridados o roscados intrínsecamente seguros.. sin costura de los tramos aguas arriba y aguas abajo. donde Qt = 0.010”. adjunta. Repetibilidad: de ± 0.7. de cara realzada. modelo y tamaño propuesto. las características mecánicas de las bridas de conexión deberán de apegarse a la especificación de cédula de tubería que correspondan con la especificación d56a. ESPECIFICACIONES MECÁNICAS PARA EL TUBO DE MEDICIÓN.2 % en cualquier punto del rango de medición o mejor. Capacidad de medición de flujo: Cada tren deberá tener al menos la capacidad de medición siguiente a condiciones normales siguiente: 3 ft/seg 26. ANSI 600. y deberá cumplir con todas las tolerancias mecánicas que se especifican en la recomendación AGA (American Gas Association) reporte 9 (E. Diámetro del medidor: 20 pulgadas nominal.00 mmpcd 2.030”.1 Qmax.00 mmpcd 85 ft/seg 748. ESPECIFICACIONES MECÁNICAS DEL CUERPO DEL MEDIDOR.G.8. adjunta. 9.3. con protocolo de comunicación Modbus RTU/ASCII para comunicación para comunicación con el computador de flujo. catalogo o manual no indique que el equipo cuenta con esta. Tipo de conexión: bridada. mediante su software el cual deberá ser en ambiente windows xp o superior. Puertos de comunicación: RS-232/485: Dos como mínimo. no se permitirá ninguna perforación en los tubos de medición después de que el patín haya sido fabricado. calibración. ESPECIFICACIONES ELÉCTRICAS Y ELECTRÓNICAS. el ELEMENTOS DE PERFORACIÓN DE POZOS Página 21 . Ethernet: Para comunicación. compatible con el computador de flujo. nota: en el caso que el medidor no cuente con el puerto de comunicación ethernet o que la ficha. además de efectuar la comunicación mediante el software propietario de calibración. Señales de salida: Cuatro señales de frecuencia como minino (0-10Khz). además de contar con el protocolo de comunicación Modbus TCP/IP.del diámetro interno. 2.1. comunicación y diagnóstico del equipo. Alimentación eléctrica: De 12-32 Vcd. monitoreo y diagnóstico del equipo. Todas las conexiones para tomas de temperatura y para tomas de presión que requiera el tubo de medición deberán ser integradas desde el proceso de fabricación del patín de medición. monitoreo. dos señales digitales de salida. rugosidad y acabado interno del tubo) material del tubo: el material del tubo de medición deberá apegarse a la especificación d56a. Cédula del tubo: la cédula del tubo de medición deberá apegarse a la especificación D56A. las características mecánicas de las bridas de conexión deberán apegarse a la especificación D56A. no se aceptarán tubos de medición "hechizos". deberán ser de 1”ø. acorde a la especificación D56A. rango del instrumento.3. Software propietario: Para comunicación. la comunicación establecida deberá efectuarse mediante los puertos RS-232/485 y TCP/IP. como: a) b) c) d) e) f) nombre del fabricante. toda la información necesaria esta comunicación. ELEMENTOS DE PERFORACIÓN DE POZOS Página 22 .licitante deberá entregar en su propuesta donde sustente. del tipo bola. VÁLVULAS PARA VENTEO Y PURGA Las válvulas indicadas en el dibujo esquemático “a”. libraje del cuerpo. División 2. servicio. Grupo D. con sus licencias respectivas. monitoreo y diagnóstico del medidor de flujo compatible con ambiente windows xp o superior. modelo. número de serie. Indicando en esta los datos más importantes. deberán ser de materiales adecuados para este servicio. cómo llevara a cabo hardware y software con sus licencias de solicitado. número de identificación. 2. Debiendo quedar disponibles solicitados en puertos de comunicación.4 INSTRUMENTACIÓN Todos los internos de la instrumentación y componentes que estén en contacto con el proceso. paso completo clase 600 RF.1.10. considerando el este último para efectos de realizar lo la cantidad de puertos RS-232/485 Clasificación de área peligrosa: Clase I. técnica. Además deberá ser suministrada con una placa permanente de identificación (no serán aceptados si están sujetas con adhesivos).1. debiendo efectuar lo anterior de manera local y/o remota. 2. calibración. INDICADORES LOCALES DE TEMPERATURA Indicadores de temperatura. caja adecuada para operar en un área clase i.1. con protocolo hart. caja fenólica con interiores de acero inoxidable 316.2. grupo d. carátula de 4 ½”. conexión ½” npt inferior.2. incluye válvula tipo bola de aislamiento de presión y válvula tipo aguja de venteo.5% de la escala. vidrio de cristal inastillable.4. compatible con protocolo hart. uno por tren.1. suministro eléctrico 24 Vcd a dos hilos.04%. conexión inferior 1/2” npt.1. con el tag grabado y permanentemente adherida al cuerpo. caja herméticamente sellada.. escala dual en (psig-kg/cm2). con rango de escala de 0 a 105 kg/cm2. ensamble del bourbon acero inoxidable 316. caja ELEMENTOS DE PERFORACIÓN DE POZOS Página 23 . sellos de Viton. con indicación local en pantalla de cristal líquido con barra de indicación porcentual de 0-100%. tipo bridado 1 ½”ansi 600 R. TRANSMISOR INDICADOR DE TEMPERATURA Transmisores indicadores de temperatura. TRANSMISOR INDICADOR DE PRESIÓN Transmisores indicadores de presión estática. suministro eléctrico 24 Vcd a dos hilos.4. sin daño permanente. escala dual en ° c y ° f.4. 2. placa de identificación en acero inoxidable. incluye válvula de aislamiento de presión y venteo. elemento de presión tipo diafragma con material de acero inoxidable 316. cubierta inastillable. placa de identificación en acero inoxidable con el tag grabado y permanentemente adherida al cuerpo.3. INDICADORES LOCALES DE PRESIÓN Indicadores de presión estática. ajuste de cero y span.3 veces la escala total.00385). con indicación local en pantalla de cristal líquido.5 % de la escala.4. uno por tren. división 2. señal de salida 4-20 ma. uno por tren. sensor tipo RTD de platino 100 Ohms a 4 hilos (α = 0. 2. termopozo en acero inoxidable.4. longitud de inserción del termopozo de acuerdo al diámetro del tren. conexión a proceso ½” npt. la exactitud del transmisor de presión deberá ser 0. diámetro del vástago ¼”. placa de identificación en acero inoxidable con el tag grabado y permanentemente adherida al cuerpo. uno por tren.1. con exactitud de 0. ensamble de acero inoxidable 316. el elemento de presión deberá resistir un sobre rango de presión de 1. tipo bourbon. tipo bimetálico. rango calibrado de 0-105 kg/cm2.1.F. Accesorios: yugo de montaje para tubo de 2”. carátula de 5”. conexión eléctrica ½” npt. señal de salida 4-20 ma. ángulo variable. 2. rango de 0-100 grados centígrados. con exactitud de 0. temperatura y gravedad específica de las mediciones. clase 1.18°f y digital/análoga de +/.0. la exactitud digital del transmisor con el sensor indicado deberá ser de +/. ELEMENTOS DE PERFORACIÓN DE POZOS Página 24 .02% del span. 2. para instalación en cuarto de control. grupo d. COMPUTADORES DE FLUJO.5. montaje sobre termopozo. así también poder efectuar de manera automática el cambio de horario de entrada de verano y salida del mismo. el cual deberá ser proporcionado por el proveedor ganador. Para el caso de calibración y configuración de los transmisores suministrados.1. conexión eléctrica ½” npt.1. se deberá de proveer de un configurador/calibrador. material de termo pozo acero inoxidable. El licitante deberá cotizar y especificar todos los equipos. f. grupo D. Placa de identificación en acero inoxidable con el tag grabado y permanentemente adherida al cuerpo. división 2. además deberán de tener la capacidad de alarmar por falla del cromatógrafo de gases e integrar los valores de una tabla fija de cromatografía.4. 2. r.. considerando los conceptos de conectividad y compatibilidad que define este modelo de red por niveles. con dos (2) computadores de flujo. accesorios y materiales necesarios de acuerdo a esta especificación. Los computadores electrónicos de flujo deberán dar compensaciones por presión. el sistema de medición constará de un gabinete de propósito general.0. división 2. nema 12.5. con las siguientes características generales: Hardware: El computador de flujo del sistema de medición debe ser de arquitectura abierta.adecuada para operar en un área clase i. uno por tren y en caso que aplique el controlador del cromatògrafo. de acuerdo a las normas ISO (international standard organization). rango calibrado de 0 a 100º centígrados. Ensamble completo de termo pozo cónico bridado 1 1/2” ANSI 600. CONFIGURADOR/CALIBRADOR.10°c o +/. con longitud de inserción de acuerdo al diámetro del tren. modelo OSI (open system interconection).0. el cual deberá ser para uso en áreas. Densidad: libra / pié cúbico. Deberá soportar la entrada de 120 Vca. Totalización: mmpcs. ELEMENTOS DE PERFORACIÓN DE POZOS Página 25 . cómo llevara a cabo esta función.1.5. el licitante deberá entregar en su propuesta técnica.Los computadores de flujo deberán de tener un desplegado de lecturas en forma digital (Lcd). toda la información necesaria donde sustente. Software de monitoreo. nota: en el caso que el computador de flujo no cuente o que la ficha. 60 Hz y 24 Vcd. Generación de reportes. en unidades de ingeniería. Unidad central de procesamiento. El computador de flujo deberá estar conformado por los siguientes componentes: Fuente de alimentación. Temperatura: grados fahrenheit. considerando los equipos que empleara para efectuar lo solicitado en este punto. Tarjetas de entrada / salida. FUENTE DE ALIMENTACIÓN. Presión: psig. Módulos de comunicaciones.1. catalogo o manual no indique que el equipo pueda soportar la alimentación eléctrica antes solicitada. como se indica: Flujo: mmpcsd. diagnóstico y configuración 2. y tener un voltaje de salida de 24 Vcd. El licitante deberá considerar los componentes necesarios para recibir y/o transmitir a través de interfaces de comunicación.5. para alta seguridad de almacenamiento de datos y cómputo. RS-232/485 en protocolo modbus RTU. en caso de que la memoria sea RAM con respaldo de batería. Deberán tener la capacidad de auto diagnóstico. la condición de batería baja se detectará generando una alarma hacia la estación de trabajo/ configuración en cuarto de control. Para los enlaces ya descritos se contará con cuatro puertos seriales de comunicación. UNIDAD CENTRAL DE PROCESAMIENTO. La integración de la información del computador de flujo al sistema digital de monitoreo y control a ser suministrado por otros. 2. ELEMENTOS DE PERFORACIÓN DE POZOS Página 26 . adicionalmente deberá tener un puerto de comunicación ethernet. durante la integración del hardware y software del sistema de medición. al sistema digital de monitoreo y control. ejecución de rutinas de muestreo y calibración automática. con 4 MB como mínimo en memoria RAM y en memoria no volátil. no es responsabilidad del proveedor ganador sin embargo. los tubos medidores ultrasónicos de flujo. ASCII y modbus TCP/IP.reporte no. Se utilizara un sistema basado en microprocesadores y componentes de última tecnología. estas deben ser remplazadas sin afectar la operación de la unidad de control.3. presión. transmisión / recepción de datos para cálculo de flujo de acuerdo a la última edición del AGA (american gas association).2 MÓDULOS DE COMUNICACIÓN. 9 y 10.1. se aclara que deberá participar y proporcionar la información que se requiera del sistema de medición.2. Deberán establecerse los siguientes enlaces de comunicación: El módulo de comunicaciones deberá establecer el intercambio de información con: Los controladores del cromatògrafo de gas. La memoria del controlador de flujo debe ser tipo Eprom capaz de soportar los datos.5. compensación por temperatura.1. programas almacenados y realizar rutinas de programación / configuración y auto diagnóstico. el sistema digital de monitoreo y control. a través de la estación de trabajo/ configuración ubicada en el cuarto de control y con la impresora generadora de reportes. densidad. a. @ 24 v.c.4.5. @ 24 v.d. 2 ms / canal. Retardo máximo de respuesta: No.2. 4 . Página 27 . 24 v. No. de salidas por tarjeta: 8 máximos.c. de entrada por tarjeta: 24 v. de entradas por tarjeta: 8 máximos.a. considerando como base las siguientes características: Módulos de entrada analógica (2 hilos) Rango. Módulo de entrada digital. y / o 120 v.d. 16 Módulo de salida digital Tipo estado sólido. El proveedor ganador es responsable de determinar el tipo y cantidad de módulos.d. TARJETAS DE ENTRADA / SALIDA. Tipo de aislamiento. de salidas por tarjetas: ELEMENTOS DE PERFORACIÓN DE POZOS 2 ms / canal.c. Resolución.20 ma. Módulo de salida analógica (2 hilos) Rango. 12 bits de dato efectivo mínimo.1. Rango.c. Óptico. Resolución. 8 mínimos. Óptico. Rango.c. Las tarjetas de entrada/ salida analógica deberán ser optó acopladas y contar con circuitos de protección para valores fuera de rango. No.20 ma. 4 . Retardo máximo de respuesta: No. Tipo de aislamiento. 12 bits. 5. 16 Deberá contar con entradas / salidas analógicas suficientes y adecuadas para totalizar flujo compensado por presión.6. CALIBRACIÓN Y El software de los computadores de flujo.a.c. 2. 120 v. SOFTWARE DE MONITOREO. 21.1. generarlos de manera manual.1. Tipo contacto seco. diagnostico. CONFIGURACIÓN DIAGNOSTICO. Retardo máximo de respuesta: No. 1 ampere. deberán contar con software y licencias para su monitoreo.10 ms / canal.5. ELEMENTOS DE PERFORACIÓN DE POZOS Página 28 .5. Rango. 2.04 última revisión y la IEC-61131-1 última revisión. la comunicación establecida deberá efectuarse mediante los puertos RS-232/485 y TCP/IP. configuración y calibración. GENERACIÓN DE REPORTES El computador de flujo (totalizador) deberá ser capaz de generar y almacenar reportes diarios de acuerdo al API. con almacenamiento de estos de al menos 35 días.1. debiendo efectuar lo anterior de manera local y/o remota. el cual deberá ser en ambiente windows xp o superior. Óptico. La programación / configuración y cambios en los parámetros de estas unidades se deberán realizar desde la estación de operación / configuración mediante un lenguaje de fácil operación y en ambiente windows xp o superior.Capacidad de salida. temperatura y composición. automáticos y programados. además de poder editarlos. Las tarjetas deberán contar con un recubrimiento para protección por ambiente marino y deberán cumplir con el nivel de severidad de acuerdo con la ISA 71. de salidas por tarjeta: 0. Tipo de aislamiento. secuencias. Este software se instalará en una estación de trabajo. generación de alarmas. control y operación. gráficas y reportes. se deberá considerar dentro de los computadores de flujo. el proveedor ganador será responsable del diseño. que recibirá datos de los computadores de flujo mediante enlace serial RS-232/485 y TCP/IP. lazos de control y toda la programación necesaria para un correcto monitoreo. con licencia de desarrollo y en ambiente windows xp o superior. mediante el uso de contraseñas. Considerando a todos los componentes de esta unidad. reportando estados de alarma y error hacia la estación de trabajo. considerando las siguientes funciones básicas: Ejecutar control en tiempo real.Cualquier cambio de la programación/configuración que se realice debe actualizarse automáticamente en el computador de flujo. hart. Capacidad para soportar expansiones futuras hasta un 25%. resolución y la función que desempeña cada una de las constantes y variables involucradas. la detección de falla para las condiciones fuera de rango de la señal de 4 20 ma. ELEMENTOS DE PERFORACIÓN DE POZOS Página 29 . Establecer comunicación con el cromatògrafo y su software que deberá suministrar. se deberá proporcionar software para desarrollo de adquisición de datos desde los computadores de flujo. Ejecutar funciones de control lógico y secuencial. indicando claramente rango. 9. Adicionalmente. operarán en forma conjunta para lograr la óptima operación del sistema de medición. Ejecutar auto diagnóstico en cada uno de sus componentes. desarrollo e implementación de todos los algoritmos. los transmisores tipo Para la instrumentación. este será para un mínimo de 15 dispositivos. Totalización del flujo de gas natural ejecutando los cálculos en base al AGA (american gas association)-reporte no. Transmisión/recepción de información de/a la estación de trabajo. acceso a datos históricos. El proveedor ganador deberá proporcionar la función de transferencia de cada algoritmo. Transmisión/recepción de información hacia inteligente. El software deberá permitir. utilizando el protocolo 4 a 20 ma. Un tanque de gas de calibración (con certificado de vigencia por 3 años).). la gravedad específica y el poder calorífico de la mezcla. El analizador de la corriente de gas natural. composición molar.6. el proveedor ganador deberá localizar el analizador en la caja a prueba de explosión que estará cerca del medidor ultrasónico y realizar la interconexión hasta el computador de flujo localizado en un cuarto de control. deberá ser adecuado para la composición y características indicadas en la sección correspondiente de esta especificación. además el tiempo de análisis del cromatògrafo no deberá ser mayor a 6 minutos entre un análisis y otro. gravedad específica. etc. Válvulas de bloqueo en entrada y salida. Aclarando que la construcción del cobertizo antes mencionado no será suministrado por el proveedor ganador. peso molecular. con el cual se determine la calidad de esta corriente (poder calorífico. para la instalación de este en un cobertizo donde estará protegido. para que esa información sea enviada por medio de comunicación digital al computador de flujo y este la considere en el cálculo y reportes de flujo. El cromatògrafo de gases deberá realizar el análisis de la composición del gas en línea desde c1 hasta c9+. instalándolos en cajas adecuadas para operar en un área clase I. ELEMENTOS DE PERFORACIÓN DE POZOS Página 30 . licuables. los tanques del gas de calibración y gas de arrastre. con tiempos entre análisis máximo de cinco minutos. con su cilindro de calibración y sus dos tanques de gas de arrastre.2. El proveedor ganador deberá suministrar el cromatògrafo de gas. CROMATÒGRAFO DE GASES El analizador del cromatògrafo deberá ser suministrado aparte del patín de medición de gas. El cromatògrafo de gas en línea. y por componente. división 2. El sistema deberá estar conformado como mínimo por lo siguiente: Dos tanques de gas de arrastre. Analizador en línea hasta c-9 con protección para soportar ambiente seco. por lo que deberá suministrar los materiales y accesorios para la interconexión necesarios y suficientes para enviar las señales de campo hasta el computador de flujo. grupo D y localizadas a un costado del patín de medición.1. el cual será suministrado para ser instalado en un cobertizo (fabricado por otros). 8.Probeta tomadora de muestra.. Filtro eliminador de líquidos (el cual evita la llegada de líquidos al cromatògrafo). 2. La probeta tomadora de muestra deberá estar localizada como mínimo a 6”ø. grupo D.1. con compensación automática de temperatura. 2. sin requerir compresor o aire. Caja aprobada para clase I división 2. 2.. Construida totalmente de acero inoxidable 316.1. Todos los materiales que estén en contacto con el gas natural deberán ser apropiados para soportar la posible presencia de ácido sulfhídrico. para ser instalada en el cabezal de 36”ø. Un controlador cromatográfico. y presión de entrada máxima de 2000 psig.7 ANALIZADOR CROMATOGRÁFICO El analizador cromatográfico deberá utilizar gas helio como gas transportador. Las cantidades suministradas son de acuerdo al criterio del diseño.8 PROBETA TOMADORA DE MUESTRA Dos probetas tomadoras de muestra que deberán ser de montaje retráctil con regulador e indicador de presión. después de cualquier cambio de dirección (flujo disperso). Instrumentación y accesorios para muestreo automático. ELEMENTOS DE PERFORACIÓN DE POZOS Página 31 .1. con conexión a proceso de 2” 600# RF. que permita la entrada de la muestra representativa con un rango de presión de salida de 0 a 30 psig. y longitud de inserción de acuerdo a la normatividad.1 VÁLVULAS DE CONEXIÓN A PROCESO Dos válvulas de conexión a proceso de la probeta tomadora de muestra deberán ser de 2”ø clase 600 RF. con memoria no volátil o en el caso contrario con batería para respaldo de al menos 35 días por falla de energía.9. accesorios y materiales necesarios de acuerdo a esta especificación. El licitante deberá cotizar y especificar todos los equipos. modelo OSI (open system interconection). cálculos precisos del poder calorífico. etc. Adicionalmente debe ser capaz de manejar la información para la generación de reportes del análisis de gas. considerando los conceptos de conectividad y compatibilidad que define este modelo de red por niveles. apertura y cierre de válvulas en función del análisis ejecutado del gas en un tiempo máximo de 6 minutos.1. calibración automática. presión en cálculos y generación de reportes.10.1. control de válvulas. de acuerdo a las normas ISO (international standard organization). permitiendo lo anterior de manera local por medio del teclado y el display con que deberá contar el sistema. 2. controlador indicador de flujo. CONTROLADOR DEL CROMATÒGRAFO Totalmente a base de microprocesadores. así como de manera remota mediante una computadora. SISTEMA DE ACONDICIONAMIENTO DE MUESTRA El sistema de acondicionamiento de muestra será empleado para mejorar una corriente y a su vez que permita acondicionar la muestra mediante un filtro. que garantice una calibración automática. a través de su software propietario. que permita alta exactitud para controlar tiempo de eventos.2. ELEMENTOS DE PERFORACIÓN DE POZOS Página 32 . factor de compresibilidad. display alfanumérico con teclado de operación y configuración. gravedad específica. El controlador del cromatògrafo podrá ser para montaje en gabinete tipo nema-12 Hardware El controlador del cromatògrafo del sistema de medición debe ser de arquitectura abierta. Señales de salida Al menos 8 salidas analógicas de 4 a 20 ma. calibración y configuración. ASCII y TCP/IP. o 0 a 10 vcd. deberá ser modbus RTU. Protocolo de comunicación Los protocolos de comunicación que deberán estar disponibles e instalados en el controlador del cromatògrafo. será capaz de efectuar el monitoreo.ESPECIFICACIONES ELÉCTRICAS Y ELECTRÓNICAS: Alimentación eléctrica Deberá soportar la entrada de 120 vca. Ethernet El controlador cromatográfico deberá contar con un puerto de comunicación Ethernet. desde un equipo remoto y el cual deberá estar diseñado en un ambiente windows xp o superior. ELEMENTOS DE PERFORACIÓN DE POZOS Página 33 . diagnostico. Software propietario El software propietario del cromatògrafo de gases. debiendo efectuar lo anterior de manera local y/o remota. la comunicación establecida deberá efectuarse mediante los puertos RS-232/485 y TCP/IP. 60 hz y/o 24 vcd. Puertos de comunicación RS-232/485 El controlador cromatográfico deberá tener disponibles al menos 3 puertos RS232/485. en posición cercana al patín de medición deberán estar instalados el analizador de gas (cromatògrafo). según el país que aplique y certificados de su construcción ante una compañía avalada por la IACS.Clasificación eléctrica La clasificación eléctrica que deberá cumplir todos los componentes del cromatògrafo de gases. grupo D.11. división 2. ELEMENTOS DE PERFORACIÓN DE POZOS Página 34 . división 2. 2. para su protección y la del analizador del cromatògrafo.1. o por la EMA de México. clase I. 2. apropiadas para operar en un área clase I. 2.1. dentro de cajas a prueba de explosión. el licitante deberá considerar. INTEGRACIÓN DE LOS PATINES DE MEDICIÓN Cada tren de los sistemas de medición deberá ser integrado en fábrica. ANALIZADORES DE HUMEDAD Y SULFHÍDRICO Analizadores que registran la acumulación o presencia de humedad y sulfhídrico. los cuales no podrán ser separados una vez calibrados y certificados por una compañía de prestigio internacional. con trazabilidad a NIST o CENAM. SITIO DE INSTALACIÓN. así mismo el proveedor ganador deberá suministrar los cilindros de calibración y gas de arrastre para ser instalados en un cobertizo habilitado por PEMEX.2. grupo D.12. que el patín de medición operará a la intemperie. 5 MM HG. 89% / MIN. CONDICIONES AMBIENTALES A) TEMPERATURA: MÁXIMA EXTREMA: 45 °C MÍNIMA EXTREMA: -10 °C MÁXIMA PROMEDIO: 35 °C MÍNIMA PROMEDIO: 23 °C B) CARACTERÍSTICAS DEL MEDIO AMBIENTE.1 MM PROMEDIO ANUAL. DIRECCIÓN DE LOS VIENTOS REINANTES: NORTE. MÁXIMA 250 KM/H. PROVENIENTES DEL DIRECCIÓN DE LOS VIENTOS DOMINANTES: SURESTE. 28%. PRESIÓN ATMOSFÉRICA: ATMÓSFERA: 759. PROVENIENTES VELOCIDAD DE LOS VIENTOS: DEL MEDIA ANUAL 20 KM/H. ELEMENTOS DE PERFORACIÓN DE POZOS Página 35 . LIGERAMENTE CORROSIVA.2.3. HUMEDAD RELATIVA DE: PRECIPITACIÓN PLUVIAL: MAX. ALTURA SOBRE EL NIVEL DEL MAR: 120 M. 1008. EL ACTUADOR ES DEL TIPO GAS SOBRE ACEITE. EQUIPO PAQUETE POR EL PROVEEDOR DEL MEDIDOR CR PM-101 AIT 101 FQI 103 FTY 103 CF 2 FE 103 PI 119 PI 121 TI 108 PANEL DE CONTROL COMPUTADORES DE FLUJO AE 101 CROMATOGRAFO POR PROYECTO PT 121 TI 102 TE 109 TT 109 CF 1 A PGPB NOTA 1 NOTA 2 TW 109 TW 102 FQI 102 PI 120 FTY 102 TI 100 PI 118 PT 120 FE 102 TI 103 TE 108 TT 108 NOTA 1 NOTA 2 TW 103 TW 108 DE SEPARADORES PATIN DE MEDICION DE GAS HUMEDO ELEMENTOS DE PERFORACIÓN DE POZOS Página 36 . 800 MMPCSD..4..VERIFICAR DATOS CONFORME A LA INGENIERIA DE DETALLE 9. DIAGRAMA DEL PATÍN DE MEDICION PARA GAS NATURAL NOTAS: CLAVE SERVICIO: No.0 lb/pulg²) 6..2.: LINEA DE PROCESO POR PROYECTO ADECUACION LINEAS EXISTENTES DOS LINEA EXISTENTE 49. OP'N: PRESION DIS.5 °C 5.0 lb/pulg²) 41.SON ALCANCE Y RESPONSABILIDAD DEL PROYECTO F.. DE TRENES: PM-100 PATIN DE MEDICION DE GAS HUMEDO CAPACIDAD N/MAX.4 kg/cm² (700. TIPO MEDIDOR: ULTRASONICO PRESION OP'N: TEMP. OPERA CON 2 SOLENOIDES.HASTA ENTRAR EN OPERACION EL PATIN PM-101 Y LOS SEPARADORES TG-100/101 SE PODRA SACAR DE 7.RECONECTAR AL CROMATOGRAFO Y ANALIZADOR EXISTENTES 66.46248 UNICAMENTE LAS LINEAS Y EQUIPOS INDICADOS COMO DE PROYECTO 10.8 kg/cm² (950.. ELEMENTOS DE PERFORACIÓN DE POZOS Página 37 . e) La mejor herramienta para un buen mantenimiento es un registro completo y preciso de todos los documentos de embarque y calibración. METODOLOGIA DE CALIBRACIÓN La metodología de calibración de los equipos se realizará de la siguiente forma:       Medidores de flujo: Por probador de volumen Medidor de presión: Por peso muerto Medidor de temperatura: Por verificación de continuidad Medidor de corte de agua: Por muestra con análisis en laboratorio utilizando el método de destilación o el Karl Fischer.3. Las válvulas del drenaje del probador deben revisarse para asegurarse que no tengan fugas. MANTENIMIENTO DE LA UNIDAD DE MEDICION (PATÍN) Un adecuado mantenimiento sería el siguiente procedimiento: a) Asegúrese que todos los instrumentos en el patín y probador estén calibrados adecuadamente. reducción de caudal. etc. purga. se deben mantener las condiciones adecuadas de flujo durante toda la calibración. c) Revise el sistema por fugas. temperatura y presión.1. especialmente fugas por los drenajes. 4. Todos los instrumentos y equipos utilizados para realizar la calibración en la patín y probador deben haber sido calibrados recientemente a condiciones estándar y estar como nuevos. Medidor de densidad: Por Pycnometer OIM Density Measurement Computador de Flujo: Mediante simulación de señales conocidas. d) Cuando se realice una calibración. b) Revise que todas las válvulas del sistema de la unidad patín funcionan correctamente de acuerdo a su función: bloqueo. No deben ocurrir cambios drásticos en el flujo.1. en uno o más frentes de trabajo. salud ocupacional y protección ambiental que representen a la compañía y que tengan la facultad de tomar decisiones en sus respectivas materias durante la vigencia del contrato y. en estos casos. Cuando se especifique en el anexo “B1” o en otro anexo del contrato. MEDIDAS DE SEGURIDAD. por cada 50 (cincuenta) trabajadores que tenga trabajando en las instalaciones petroleras de PEP. los cargos y posición de dichos supervisores en el organigrama de su personal que participará en los trabajos o servicios motivo del contrato sus responsabilidades. las acciones que se realizarán para mitigarlos. Conforme a lo que se establece en los otros anexos del contrato. Después de revisarlo por PEP. HIGIENE Y PROTECCIÓN AMBIENTAL El proveedor realizará los trabajos apegado a lo establecido en el anexo “s” “obligaciones de seguridad.1. acorde al de PEP. ELEMENTOS DE PERFORACIÓN DE POZOS Página 38 . tercera versión de febrero del 2004. designar al personal especialista responsable de seguridad. dicho plan de acción debe ser conforme a las guías que ahí se estipulen y debe presentarse y desarrollarse en los plazos que en esos anexos se especifiquen. Dicho plan de acción debe ser específico a los alcances del contrato. salud ocupacional y protección ambiental estipuladas en el presente anexo y en la normatividad vigente en esas materias. El proveedor deberá entregar al inicio del contrato un plan de respuesta a emergencias en idioma español. en el cual se consideren todos los escenarios de emergencia conocidos o probables y que contemple procedimientos para evacuación y respuesta ante cualquier eventualidad durante el desarrollo del contrato. para lo cual se debe presentar un plan de acción integral o un plan por cada materia al inicio del contrato. dicho plan debe firmarlo el representante legal del proveedor o contratista. designar por escrito a cuando menos un supervisor especialista en seguridad y salud ocupacional y otro en protección ambiental. El proveedor deberá cumplir con las obligaciones de seguridad. salud ocupacional y protección ambiental de los proveedores o contratistas que realicen actividades en instalaciones de PEP”.5. la normatividad aplicable en esas materias y las acciones que se realizarán para su cumplimiento. notificar previo al inicio de sus funciones. para su evaluación y validación por PEP. experiencia en esas materias y entregar las evidencias documentales de dicha experiencia. debe incluir la identificación de los impactos ambientales y los riesgos asociados a los trabajos a desarrollar. hidrantes. la velocidad máxima será de 20 km/h. en áreas autorizadas. • Al transportar personal en vehículos automotores dentro de las instalaciones petroleras. equipo contraincendio y zonas o pasillos de circulación de personal. • Estacionar sus vehículos en posición de salida. • Cumplir con el documento normativo 249-10000-SI-209-001 criterios de seguridad en el manejo de vehículos. utilizar vehículos adecuados para ese fin. • Ninguna persona debe viajar en los estribos de los vehículos ni en la parte trasera de los equipos para transportar carga. ELEMENTOS DE PERFORACIÓN DE POZOS Página 39 . evitando obstaculizar las salidas normales y de emergencia. • Al conducir vehículos dentro de las instalaciones petroleras. circular a velocidades de 20 km/h o menores a las velocidades máximas indicadas en los señalamientos que se tengan en las diferentes áreas.Al conducir o transportarse en vehículos automotores es obligatorio: • Cumplir con el documento normativo 800-80000-DCSIPA-l-002 lineamiento para el control de acceso y circulación de vehículos automotores y vehículos pesados en los centros de trabajo. deberá establecerse como velocidad máxima permisible 40 km/h en caminos de terracería y en los caminos que crucen asentamientos humanos. asegurándose que dicho personal viaje sentado en asientos destinados para ese efecto y que cuente con medios para asirse. • Para minimizar la emisión de polvos generados por el tránsito de vehículos. gabinetes con manguera contraincendio. Dependiendo de las actividades que realizará el proveedor para el manejo de residuos peligrosos. deben indicar teléfono para quejas así como la velocidad máxima permitida. No deben dejar puertas abiertas ni violar candados. aceites.• Los vehículos deberán contar con un sistema de rastreo y monitoreo mediante gps que pueda ser vigilado por PEP R.. textiles impregnados de hidrocarburos. etc. material o basura en los predios particulares o en las áreas de las instalaciones de PEMEX exploración y producción. ni dejar desechos tóxicos. pinturas. baterías. en caso de reclamación por parte de los propietarios de los terrenos donde se desarrollan los trabajos por pérdida de ganado y destrozos a cultivos que sea imputable al proveedor. • Los vehículos no deben contar con logotipo de PEMEX ni la leyenda “al servicio de PEMEX”.N para el desarrollo de los trabajos. éste deberá responder por los daños o afectaciónes ocasionados. requerirá presentar las siguientes autorizaciones: Autorización de la SEMARNAT - recolección y transporte - exportación - operación de centro de confinamiento - acopio (almacenamiento) temporal - tratamiento - incineración - reciclaje - Reusó ELEMENTOS DE PERFORACIÓN DE POZOS Página 40 . como son grasas. para su trámite. equipo sobrante y sin afectaciones al terreno o estructuras. Al término de la ejecución de la adquisición. En el caso de subcontratar los servicios de manejo. el cual debe cumplir con las normas de referencia de PEMEX aplicables. o el que la autoridad ambiental determine entregándolo al mencionado departamento antes de 72 horas. El proveedor deberá respetar los límites de velocidad indicados en los señalamientos. salud ocupacional e higiene industrial estipulados en este documento. El proveedor debe utilizar y asegurar que su personal. serán a cargo del proveedor. las responsabilidades. éste deberá notificar de inmediato a PEP. En caso de presentarse derrames accidentales de residuos o materiales peligrosos durante el manejo que efectúe el proveedor. ELEMENTOS DE PERFORACIÓN DE POZOS Página 41 . limpia. utilice durante su permanencia en instalaciones de PEMEX.Autorización de la SCT - para las unidades que realizarán el transporte de los residuos. deberán entregarse al supervisor de PEP. así mismo. daños y perjuicios que resulten de su inobservancia. las autorizaciones de las compañías subcontratadas. protección ambiental. El proveedor deberá contar oportunamente con el permiso de trabajo con riesgo de acuerdo al procedimiento de PEP antes de iniciar los trabajos. libre de materiales. no exime al proveedor de cumplir con las disposiciones aplicables. en óptimas condiciones de operación. (Departamento de desarrollo sustentable y calidad de la coordinación de SIPAC).1. con las disposiciones aplicables. conjuntamente con el supervisor de PEP deberá llenar el formato F-01-I-PAA-114 rev. el proveedor está obligado a entregar el área de trabajo. El cumplimiento de los requisitos de seguridad. El proveedor deberá mantener el equipo y la maquinaria que sean utilizados para el proyecto. o de no existir éstas. el equipo de protección personal específico para desempeñar sus actividades. y entregará al supervisor de PEP las evidencias de dicho saneamiento. El proveedor deberá entregar al supervisor de PEP./DGIRA. etc. ELEMENTOS DE PERFORACIÓN DE POZOS Página 42 .1666. que al derramarse puedan provocar contaminación en el suelo. residuos domésticos. los manifiestos del transporte de los residuos enviados a reciclaje. El proveedor deberá otorgar capacitación ambiental al personal involucrado en el desarrollo de las obras.04 y del oficio resolutivo S. anotar su número de registro y las instalaciones donde se generaron los residuos.El saneamiento correspondiente lo realizará el proveedor de acuerdo a lo establecido en la NOM-138-SEMARNAT/SS-2003.P. Todos los sobrantes de soldadura. envases. y es responsable de darle una disposición autorizada por el municipio. cazar. deberán almacenarse temporalmente bajo las condiciones que establecen la ley general para la prevención y gestión integral de los residuos. colectar. un reporte escrito de los residuos peligrosos recolectados y enviados a reciclaje.A.DG.G. plástico. pinturas./DGIRA.G. tratamiento o disposición final el mes inmediato anterior. La recolección y el transporte de los residuos peligrosos a los centros de reciclaje. tratamiento o disposición final. que se generen durante las diferentes etapas del proyecto.2440. tratamiento o disposición final.DEI. aceites. su reglamento y las normas oficiales mexicanas. El proveedor deberá depositar temporalmente en contenedores metálicos con tapa. estopas.A. materia orgánica. deberán colocarse sobre recipientes portátiles para prevenir derrames. en esta capacitación se deberá difundir el contenido del oficio resolutivo S. traficar y perjudicar especies de flora y fauna silvestres que habitan en la zona. comercializar. el proveedor deberán hacerlo a través de una compañía que cuente con autorización de la SEMARNAT para realizar esta actividad. Haciendo énfasis de la prohibición de capturar. debidamente firmados por el destinatario en el plazo establecido en la legislación nacional vigente.07. El proveedor deberá entregar al supervisor de PEMEX exploración y producción en los primeros tres días de cada mes. en estos documentos deberá indicarse que el generador es PEMEX exploración y producción. sin cargo económico para PEMEX exploración y producción.P. cartón. combustibles y obras sustancias liquidas. contaminadas con sustancias o residuos peligrosos. Los contenedores de aceite. ELEMENTOS DE PERFORACIÓN DE POZOS Página 43 . Acatar y cumplir con la responsabilidad de los residuos que genere durante sus actividades. Todos los trabajadores del proveedor o proveedor. su reglamento y las otras leyes. cumpliendo con lo previsto en la ley general para la prevención y gestión integral de los residuos. como lo establece la ley general de equilibrio ecológico y protección al ambiente respecto a la generación. Previo al uso de equipos de fotografía o video. durante el desarrollo de los trabajos y por el tiempo de permanencia en las instalaciones y presentarla cuando se le solicite. Deberán mantenerse registros en bitácora y documentación probatoria. el proveedor deberá entregar a PEP un certificado que avale la destrucción o transformación de estos residuos. Utilizar equipo de protección personal en buen estado. deben llevar consigo una credencial de identificación que los acredite como personal de su compañía. Obedecer y respetar las señalizaciones prohibitivas o restrictivas. tratamiento y/o disposición de los residuos peligrosos y no peligrosos. con la normatividad oficial vigente.Si el destino final de los desechos es la incineración u algún otro tratamiento. obtener autorización y acatar las recomendaciones que se le den al respecto. transporte. A través de sus representantes el proveedor o proveedor debe solicitar la autorización para dar inicio de sus trabajos dentro de las instalaciones. No se deberá mezclar los residuos sólidos domésticos con chatarra. Respetar cercas. bardas y puertas de acceso de las instalaciones y solo ingresar o salir de las instalaciones a través de las entradas o salida que se le indique. reglamentos y normas en la materia. la ley general del equilibrio ecológico y la protección al ambiente. residuos peligrosos o cualquier otro residuo generado. el cual debe ser específico para las actividades a desempeñar y debe cumplir con las especificaciones técnicas establecidas en las normas de referencias de PEMEX correspondientes o de no existir estas. así como atender las informativas que se tengan en las instalaciones. con uniforme y casco con el logotipo de su compañía y sin el logotipo de PEMEX u organismos subsidiarios. En caso de tener dudas en la interpretación de las disposiciones mencionadas. el proveedor deberá solicitar al supervisor de PEP. la asesoría adecuada. • El uso de fogatas y explosivos. • Dar mantenimiento a los vehículos en el sitio de la obra. • Realizar actividades fuera de los límites de las áreas autorizadas para estos trabajos. ELEMENTOS DE PERFORACIÓN DE POZOS Página 44 . Queda prohibido al proveedor lo siguiente: • Realizar trabajos ajenos a los señalados en el contrato. históricos y culturales durante sus actividades. así como evitar difundir públicamente dichos hallazgos.Si el proveedor encuentra monumentos. debe evitar su destrucción e informar de inmediato a PEP. restos y vestigios arqueológicos. caminos de acceso y áreas aledañas. IEEE802. COMPRESIBILITY FACTOR OF NATURAL GAS AND RELATED HYDROCARBON GASES. SPEED OF SOUND IN NATURAL GAS AND OTHER RELATED HYDROCARBON GASES. MEASUREMENT OF GAS BY MULTIPATH ULTRASONIC METERS. CÓDIGOS Y ESTÁNDARES APLICABLES. ISA S5. ELEMENTOS DE PERFORACIÓN DE POZOS Página 45 .0 8/MAY/02 MODBUS MESSAGING ON TCP/IP IMPLEMENTATION GUIDE.1. MODBUS USERS REV. NEMA ICS 6 INDUSTRIAL CONTROLS AND SYSTEMS ENCLOSURES. TIA-232-E INTERFACE BETWEEN DATA TERMINAL EQUIPMENT AND DATA CIRCUIT-TERMINATING EQUIPMENT EMPLOYING SERIAL BINARY DATA INTERCHANGE. ASME B31. LOGIC AND COMPUTER SYSTEMS. NORMAS. ISO STANDARD 9000 (INTERNATIONAL QUALITY SYSTEM-MODEL OF QUALITY ASSURANCE DESIGN. AGA 9.1 INSTRUMENTATION SYMBOL AND IDENTIFICATION.1. PRODUCTION.3 ETHERNET PROTOCOL TCP/IP.8 GAS TRANSMISION AND DISTRIBUTION PIPING SYSTEMS AGA 8. AGA 10. ORGANIZATION) INSTALLATION AND SERVICING. UL 698 STANDARD FOR SAFETY INDUSTRIAL CONTROL EQUIPMENT FOR USE EN HAZARDOUS (CLASSIFIED) LOCATIONS.3 GRAPHIC SYMBOLS FOR DISTRIBUTED CONTROL/SHARED DISPLAY INSTRUMENTATION.1 COMPATIBILITY OF ANALOG SIGNAL FOR ELECTRONIC INDUSTRIAL PROCESS INSTRUMENTS. DEVELOPMENT. ISA RP S5. PARA PATÍN DE MEDICIÓN DE GAS NATURAL NORMAS EXTRANJERAS INTERNACIONALES E DESCRIPCIÓN NFPA 70 NATIONAL ELECTRICAL CODE. ISA S 50.6. ASTM A36 STANDARD SPECIFICATION FOR CARBON STRUCTURAL STEEL. AMERICAN PETROLEUM INSTITUTE (API).9 FACTORY-MADE WROUGHT STEEL BUTTWELDING FITTINGS. ANSI B 16.4 PIPELINE TRANSPORTATION SYSTEM FOR LIQUID HYDROCARBONS AND OTHER LIQUIDS. AMERICAN WELDING SOCIETY (AWS). AMERICAN SOCIETY OF TESTING AND MATERIALS (ASTM). ASTM A193 STANDARD SPECIFICATION FOR ALLOY-STEEL AND STAINLESS STEEL BOLTING MATERIALS FOR HIGH-TEMPERATURE SERVICE. ANSI B 16. LUG-AND WAFER-TYPE. SECTION VIII BOILER AND PRESSURE VESSEL. AMERICAN SOCIETY OF MECHANICAL ENGINEERS (ASME). ASTM A106 STANDARD SPECIFICATION FOR SEAMLESS CARBON STEEL PIPE FOR HIGH-TEMPERATURE SERVICE. CARBON STEEL.2 PROVING ELEMENTOS DE PERFORACIÓN DE POZOS SYSTEMS SECTION 2 - PIPE PROVERS (PROVERS Página 46 . SUITABLE FOR FUSION WELDING. ASTM A194 STANDARD SPECIFICATION FOR CARBON AND ALLOY-STEEL NUTS FOR NUTS FOR HIGH-TEMPERATURE SERVICE. SOCKET-WELDING AND THREADED. API MPMS 4. ASTM A234 STANDARD SPECIFICATION FOR PIPING FITTINGS OF WROUGHT CARBON STEEL AND ALLOY STEEL FOR MODERATE AND HIGH TEMPERATURE SERVICE. ASTM A516 STANDARD SPECIFICATION FOR PRESSURE VESSEL PLATES.20 METALLIC GASKETS FOR PIPE FLANGES–RING-JOINT. ANSI B 16. CARBON. API RP 500 RECOMMENDED PRACTICE FOR CLASSIFICATION OF LOCATIONS FOR ELECTRICAL INSTALLATION AT PETROLEUM FACILITIES CLASSIFIED AS CLASS I.AND LOWER TEMPERATURE SERVICE. API 6D PIPELINE VALVES. API RP 521 GUIDE FOR PRESSURE RELIEF AND DEPRESSURING SYSTEM. THREADED. API SPEC 6FA SPECIFICATION FOR FIRE TEST FOR VALVES. NUMERO DESCRIPCION AMERICAN INSTITUTE OF STEEL CONSTRUCTION (AISC). SPIRAL-WOUND.10 FACE-TO-FACE AND END-TO-END DIMENSIONS OF VALVES. ASTM A105 STANDARD SPECIFICATION FOR CARBON STEEL FORGINGS FOR PIPING APPLICATIONS. DIVISION 1 AND DIVISION 2. SECTION II MATERIAL SPECIFICATION. API STD 609 BUTTERFLY VALVES: DOUBLE FLANGED.34 VALVES FLANGED.5 PIPE FLANGES AND FLANGED FITTINGS. FOR HIGH TEMPERATURE SERVICE. API RP 520 DESIGN AND INSTALLATION OF PRESSURE RELIEVING SYSTEM IN REFINERIES. ANSI B16. ASTM A216 STANDARD SPECIFICATION FOR STEEL CASTING. API STD 526 FLANGED STEEL SAFETY RELIEF VALVES.PARA PATÍN DE MEDICION DE CONDENSADOS NUMERO DESCRIPCION AMERICAN NATIONAL STANDARD INSTITUTE (ANSI). SECTION IX WELDING AND BRAZING QUALIFICATIONS. ANSI B 16. AND WELDING END.11 FORGED FITTINGS. FOR MODERATE. API RP 551 PROCESS MEASUREMENT INSTRUMENTATION. ANSI B 31. API STD 527 SEAT TIGHTNESS OF PRESSURE RELIEF VALVES. API RP 540 ELECTRICAL INSTALLATIONS IN PETROLEUM PROCESSING PLANTS. ANSI B16. (ACUERDO DNV. EQUIPO DE PROTECCIÓN PERSONAL. OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO-CONDICIONES DE SEGURIDAD.. 2. PRUEBAS HIDROSTATICAS DE TUBERÍAS Y EQUIPOS.1 METERING SECTION 1 – GENERAL CONSIDERATION FOR MEASUREMENT BY METERS.AC. NFPA 70 NATIONAL ELECTRICAL CODE (NEC).01 INSTRUMENTOS Y DISPOSITIVOS DE CONTROL PARTE 2.. EL PROCEDIMIENTO DE IDENTIFICACIÓN. CLASIFICACIÓN Y LOS LISTADOS DE LOS RESIDUOS PELIGROSOS.PARA FUENTES FIJAS QUE UTILIZAN COMBUSTIBLES FÓSILES SÓLIDOS. EQUIPO SUSPENDIDO DE ACCESO-INSTALACIÓN. CLASIFICACIÓN DE ÁREAS PELIGROSAS Y SELECCIÓN DE EQUIPO ELÉCTRICO DISEÑO DE INSTALACIONES ELÉCTRICAS EN PLANTAS INDUSTRIALES MEDICIÓN ULTRASÓNICA DE HIDROCARBUROS EN FASE GASEOSA P.6 METERING SECTION 6 – MEASUREMENT OF LIQUID HYDROCARBONS BY CORIOLIS METERS. RESPIRADORES PURIFICADORES DE AIRE CONTRA PARTÍCULAS NOCIVAS CONTAMINACIÓN ATMOSFÉRICA . API MPMS 5.8 PROVING SYSTEMS SECTION 8 – OPERATION OF PROVING SYSTEMS. PROTECCIÓN PRIMARIA DE LOS OJOS. USO Y MANEJO EN LOS CENTROS DE TRABAJO. SELECCIÓN. API MPMS 4. LENTES Y GOGLES DE SEGURIDAD. CALZADO DE PROTECCIÓN CASCOS DE PROTECCIÓN. NATIONAL FIRE PROTECTION ASSOCIATION (NFPA). API MPMS 5. MANEJO Y ALMACENAMIENTO DE MATERIALES-CONDICIONES Y PROCEDIMIENTOS DE SEGURIDAD NORMAS Y ESPECIFICACIONES GENERALES DE PEMEX. E IDENTIFICACIÓN DE RIESGOS POR FLUIDOS CONDUCIDOS EN TUBERÍAS. MÉTODOS DE PRUEBA Y CLASIFICACIÓN.ACCUMULATING AT LEAST 10. LÍQUIDOS O GASEOSOS O CUALQUIERA DE SUS COMBINACIONES.1 INSTRUMENTATION SYMBOLS AND IDENTIFICATION. NORMAS NACIONALES DESCRIPCIÓN NOM-001-SEDE-2005 NOM-009-STPS-1999 NOM-017-STPS-2001 NOM-026-STPS-1998 NOM-027-STPS-2000 NOM-113-STPS-1994 NOM-115-STPS-1994 NOM-116-STPS-1994 NOM-085-SEMARNAT-1994 NOM-052-SEMARNAT-2005 NOM-006-STPS-2000 NRF-007-PEMEX-2000 NRF-020-PEMEX-2005 NRF-053-PEMEX-2006 NRF-150-PEMEX-2005 NRF-036-PEMEX-2003 NRF-048-PEMEX-2007 NORMA DE REFERENCIA NRF-081-PEMEX-2005 INSTALACIONES ELÉCTRICAS. ISA S20 SPECIFICATION FORMS FOR PROCESS MEASUREMENT AND CONTROL INSTRUMENTS..01 INSTRUMENTOS Y DISPOSITIVOS DE CONTROL PARTE 1 CAMBIAR POR INSTRUMENTOS Y DISPOSITIVOS DE CONTROL P. CALIFICACIÓN Y CERTIFICACIÓN DE SOLDADORES Y SODADURA SISTEMAS DE PROTECCIÓN ANTICORROSIVOA BASE DE RECUBRIMIENTOS PARA INSTALACIONES SUPERFICIALES. OF FLOW THE INSTRUMENTATION. 2. API MPMS 5. API MPMS 5.019) QUE ESTABLECE LAS CARACTERÍSTICAS.4 METERING SECTION 3 – ACCESSORY EQUIPMENT FOR LIQUID METERS. COLORES Y SEÑALES DE SEGURIDAD E HIGIENE. SEGURIDAD. API MPMS 8. CAMBIAR POR INSTRUMENTOS Y DISPOSITIVOS DE CONTROL CLASIFICACIÓN DE ÁREAS PELIGROSAS Y SELECCIÓN DE EQUIPO ELÉCTRICO NRF-036-PEMEX-2003 ELEMENTOS DE PERFORACIÓN DE POZOS Página 47 .5 METERING SECTION 5 – FIDELITY AND SECURITY MEASUREMENT PULSE-DATA TRANSMISSION SYSTEMS.1 VOLUMEN CORRECTION FACTORS.2 SAMPLING SECTION 2 – STANDARD PRACTICE FOR AUTOMATIC SAMPLING OF LIQUID PETROLEUM AND PETROLEUM PRODUCTS.0451. PRIMARY ELEMENTS AND CONTROL VALVES. API MPMS 11.0451.000 PULSES). SOLDADURA Y CORTE CONDICIONES DE SEGURIDAD E HIGIENE. ESPECIFICACIÓNES. ISA S5. SYSTEM AND AUTOMATION SOCIETY (ISA).FUENTES FIJAS . QUE ESTABLECE LOS NIVELES MÁXIMOS. LY.012 DNV. ESTE PROCEDIMIENTO ES DE LLENADO CON LIBRO Y VERIFICACIÓN DE CUAL ES EL PROCEDIMIENTO DE LLENADO DE BITACORA ELECTRONICA.LY.0514. PROCEDIMIENTO PARA EL LLENADO DE BITÁCORA DE OBRAS Y SERVICIOS.0514.07 MEDIDOR DE FLUJO TIPO CORIOLIS PARA HIDROCARBUROS FASE LÍQUIDA Y FASE GAS OBLIGACIONES DE SEGURIDAD. PROYECTO INTEGRAL CUENCA DE BURGOS 2004-2022 PROYECTO REGIONAL CUENCA DE SABINAS PIEDRAS NEGRAS 2005-2027 7.002 DNV.03 SISTEMA DE MEDICIÓN FISCAL DE HIDROCARBUROS EN FASE LÍQUIDA P.RG.1.RG.04 S.046 DNV.1666.2440./DGIRA.A.002 DNV.DG.DEI.RG.LY.2.041 DNV.044 DNV.04 ANEXO “S” 274-25320-CO-117-0004 S. REGLAMENTO DE LA LEY GENERAL DE LA PREVENCIÓN Y GESTIÓN INTEGRAL DE LOS RESIDUOS LEY FEDERAL DE DESARROLLO FORESTAL SUSTENTABLE REGLAMENTO DE LA LEY DE DESARROLLO FORESTAL SUSTENTABLE ELEMENTOS DE PERFORACIÓN DE POZOS Página 48 .P.LY. HIGIENE Y MEDIO AMBIENTE DE TRABAJO REGLAMENTO PARA EL TRANSPORTE TERRESTRE DE MATERIALES Y RESIDUOS PELIGROSOS LEY GENERAL DE SALUD REGLAMENTO DE TRABAJOS PETROLEROS. SALUD OCUPACIONAL Y PROTECCIÓN AMBIENTAL DE LOS PROVEEDORES O CONTRATISTAS QUE REALIZAN ACTIVIDADES EN INSTALACIÓNES DE PEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN.RG.012 DNV. LEYES Y REGLAMENTOS DNV.G.2.LY.P.G.004 DNV./DGIRA.RG. LEY GENERAL DE LA PREVENCIÓN Y GESTIÓN INTEGRAL DE LOS RESIDUOS REGLAMENTO FEDERAL DE SEGURIDAD.A.P.031 LEY GENERAL DEL EQUILIBRIO ECOLÓGICO Y LA PROTECCIÓN AL AMBIENTE LEY DEL EQUILIBRIO ECOLÓGICO Y LA PROTECCIÓN AL AMBIENTE DEL ESTADO DE NUEVO LEÓN.004 DNV. ) Pues sus condiciones pueden variar y hay que tener un registro continuo de ello. Sin duda alguna estos sistemas de medición son y serán siempre vitales en el proceso de producción de hidrocarburos. instrumentación. Etc. El desarrollo de la computación. ELEMENTOS DE PERFORACIÓN DE POZOS Página 49 . temperatura. además de ser capaces de darnos información en tiempo real y de forma inmediata. nivel. TIC´S y de la automatización dieron las herramientas para digitalizar y optimizar estos sistemas de medición (patín de medición) a tal grado de ser muy precisos y de poder registrar más propiedades que tal vez en un principio no se podía obtener.CONCLUSIÓN Fue de mucha importancia que se implementara un sistema de medición para los fluidos que conducimos desde el yacimiento hasta los separadores. volumen. a fin de conocer sus propiedades (°API. presión. densidad. Todo esto con el objetivo de llevar una buena y óptima producción de hidrocarburos. y de ahí a las diferentes actividades dentro de la conducción y manejo e hidrocarburos. Diagrama de instrumentación de sección de medición ELEMENTOS DE PERFORACIÓN DE POZOS Página 50 . 10.ANEXOS Fig. Fig. Vista superior del Patín de medición ELEMENTOS DE PERFORACIÓN DE POZOS Página 51 . 11. 12. Vista frontal del Patín de Medición Fig. ELEMENTOS DE PERFORACIÓN DE POZOS Página 52 . 13 Vistas laterales de secciones de skid de medicion.Fig. Fig. 13. Arquitectura de Patín ó Skid de Medición ELEMENTOS DE PERFORACIÓN DE POZOS Página 53 . Fig. 14. Esquema de un Patín de Medición ELEMENTOS DE PERFORACIÓN DE POZOS Página 54 . espol. Tamaulipas PEMEX. Departamento de Ingeniería Electrónica.REFERENCIAS:     http://www.unam.pdf http://www.pdf http://www. ANZOATEGUI.abtelperu. Tesis: DISEÑO DE SISTEMA DE CONTROL Y MONITOREO AUTOMATIZADO PARA SKID DE MEDICION FISCAL Y TRANSFERENCIA DE CUSTODIA DE CRUDO DILUENTE EN EL CENTRO OPERATIVO BARE (C.mx/~jagomezc/materias/ARCHIVOS_CONDUC CION/CAPITULO%20V.mx/~jagomezc/materias/ARCHIVOS_CONDUC CION/CAPITULO%20%20VI. 19 A 1200 MMPCD. DE PDVSA ORIENTE EDO. SAN TOME. 370 Páginas Informe de Práctica Profesional de Grado Universidad Nacional Experimental Politécnica “Antonio José de Sucre” Vicerrectorado Puerto Ordaz.edu.php?option=com_content&view=article&id= 62&Itemid=211 http://www. Lugar: Reynosa.B.unam.ingenieria. José Zavala Tutor Académico: Ing.ingenieria. Autor: ZORRILLA G.O. Fecha: Enero 2008 Descripción: Especificaciones del Patín de Medición de Gas transferencia de custodia.ec/bitstream/123456789/166/1/242.com/index.pdf BIBLIOGRAFIAS:   Proyecto: AMPLIACION CENTRAL DE MEDICION KM.dspace. Antonio Pateti ELEMENTOS DE PERFORACIÓN DE POZOS Página 55 . Alcides J.) DTTO. Tutor Industrial: Ing.