Presentación completa - Pemex Gas y Petroquímica Básica

Documentos Pemex GasN° 2007-06Medición electrónica de gas (MEGAS) enel transporte de gas natural.Mayo, 2007

GAS Y PETROQUIMICA BASICA8º Congreso y Expo Internacional de DuctosCLAVE: MED-05MEDICIÓN ELECTRÓNICA DE GAS (MEGAS)EN EL TRANSPORTE DEL GAS NATURALJosé Rafael Hernández Martínezjrhernandez@gas.pemex.comPemex Gas y Petroquímica Básica, Subdirección de Ductos, Av. Marina Nacional 329, Col. Huasteca,Ed. B1, 7º piso, CP 11311, México D. F. Tel.1944-5005 Ext.55419INTRODUCCIONAl modificarse el Articulo 27 Constitucional en elRamo del Petróleo en mayo de 1995, inició paraPEMEX Gas y Petroquímica Básica (PGPB) unanueva época; algunas de las actividadesentonces exclusivas del Estado, pasaron a seractividades reguladas y con acceso a terceros,esta determinación a la letra dice: “el transporte,el almacenamiento y la distribución de gaspodrán ser llevados a cabo, previo permiso, porlos sectores social y privado, los que podránconstruir, operar y ser propietarios de ductos,instalaciones y equipos, en los términos de lasdisposiciones reglamentarias, técnicas y deregulación que se expidan”.En noviembre de 1995 se publicó el Reglamentode Gas Natural:”Con el objeto de regular las ventas de primeramano, así como las actividades y los serviciosque no forman parte de la industria petrolera enmateria de gas natural, a efecto de asegurar susuministro eficiente”En octubre de 1996 se publicó la Ley de laComisión Reguladora de Energía (CRE), que daa esta Comisión la identidad de órganodesconcentrado de la Secretaría de Energía,con autonomía técnica y operativa, para laregulación de gas natural y energía eléctrica enMéxico.Las actividades de la Subdirección de Ductos dePGPB, reguladas por la CRE son:o El transporte y almacenamiento de gasnatural que no estén relacionados con laexplotación, producción oprocesamiento.ooLa distribución de gas natural, yEl transporte y distribución de gaslicuado de petróleo mediante ductos.En lo referente a estas actividades reguladas, elArtículo 14 del Reglamento de Gas Naturalseñala:“La realización de las actividades de transporte,almacenamiento y distribución requerirán depermiso previo otorgado por la Comisión en lostérminos de este Reglamento”.1

GAS Y PETROQUIMICA BASICA8º Congreso y Expo Internacional de DuctosCLAVE: MED-05Salvo el caso de Petróleos Mexicanos a quien lefue otorgado un permiso provisional paracontinuar prestando el Servicio de Transporte,dándole un plazo de 8 meses para solicitar elPermiso de Transporte en términos delReglamento de Gas Natural.Dentro de los compromisos de PGPB, definidosen el Reglamento de Gas Natural, seencontraba presentar el programa gradual deacceso abierto a terceros a sus sistemas detransporte, para ello PGPB, presentó elPrograma Gradual de Acceso Abierto 1996-1997, el cual fue aprobado por la CRE en suresolución RES/075/96. Donde se definió:“Para dar cumplimiento al articulo sextotransitorio del Reglamento de Gas Natural,PGPB está instalando un sistema deinformación así como los mecanismos de controly equipos de medición que garanticen el accesoabierto a terceros en sistema de transporte degas natural, que consiste en un proyecto integralde automatización, el cual se divide en doscomponentes: la Medición Electrónica y SCADA”1. La Medición Electrónica que inició en 1995 yconsiste en la instalación de sistemas demedición electrónica en puntos de inyección yde extracción.2. El sistema SCADA (Supervisory Control andData Acquisition) que consiste en laautomatización y administración de 43 puntos detransferencia, 118 estaciones de medición 10estaciones de compresión y 222 válvulas deseccionamiento, desde un cuarto de controlcentralizado.En Junio de 1999, la Comisión Reguladora deEnergía, otorgó a PGPB, el permiso detransporte de gas natural para el SistemaNacional de Gasoductos (SNG) en los términosdel Título de Permiso número G/061/TRA/99 y elpermiso de transporte de gas natural para elSistema Naco Hermosillo en los términos delPermiso número G/062/TRA/99En estos permisos se define la cantidad deinstalaciones integrantes de ambos Sistemas,señalando los ramales en zonas urbanas comoredes de distribución, adicionalmente existenotras instalaciones denominadas “ramalesespecíficos”, a los cuales la ComisiónReguladora de Energía tuvo particularmente encuenta, resolviendo lo siguiente:Noveno. “PGPB continuará realizando laconducción y entrega de gas a través de los “ramales específicos” a que se refiere elConsiderando Undécimo de esta Resolución,responsabilizándose de su operación,mantenimiento y seguridad, al amparo delpermiso G/061/TRA/99, hasta en tanto existanlos permisionarios que se hagan cargo de losmismos o bien se convenga la extensión delSNG en términos de las Condiciones Generales,sin perjuicio de que esta Comisión Reguladorade Energía resuelva lo necesario enconformidad con las disposiciones jurídicasaplicables.”Las obligaciones del transportista estáncontenidas en las “Condiciones generales parala prestación del servicio de transporte de GasNatural” autorizadas a PGPB por la ComisiónReguladora de Energía en la resoluciónRES/262/2004. De ellas las que aplican a lamedición de la calidad y la cantidad del gasnatural son:13. CALIDAD DEL GAS NATURALEl Transportista y el Usuario están obligados arecibir y entregar, en los Puntos de Origen y de2

GAS Y PETROQUIMICA BASICA8º Congreso y Expo Internacional de DuctosCLAVE: MED-05Destino, Gas Natural que cumpla con la NormaOficial de Gas Natural.La determinación de los componentes del GasNatural para cumplir con la Norma Oficial deGas Natural se llevará a cabo con equipos quecumplan con las Normas Oficiales Mexicanasaplicables, o a falta de éstas, con las normas oestándares internacionales generalmenteaceptadas o usadas en la industria del Gas.Asimismo, las características de las pruebas yperiodicidad de las mismas deberán sujetarse alas Normas Oficiales Mexicanas, o a falta deellas, a las normas o estándares internacionalescomúnmente aceptadas o utilizadas en laindustria del Gas Natural.El Transportista será el responsable de realizarlas mediciones necesarias para demostrar queel Gas transportado en el Sistema cumple con laNorma Oficial Mexicana de Gas Natural einstalará los cromatógrafos necesarios paradeterminar los componentes del Gas. LaComisión verificará el cumplimiento de la NormaOficial de Gas Natural y podrá requerir alTransportista el resultado de las medicionespara comprobar la calidad del Gas en diferentespuntos del Sistema.14. MEDICIÓN DEL GAS NATURAL14.1 MediciónLos procedimientos, medidores y demásequipos utilizados para la medición del GasNatural deberán ser aprobados, instalados ymantenidos por la parte responsable de dichomantenimiento, de acuerdo con las NormasOficiales Mexicanas aplicables. A falta de éstas,se utilizarán las especificaciones internacionalesgeneralmente aceptadas en la industria del GasNatural.14.2 Estación de medición, regulación y controlEl Transportista instalará, mantendrá y operará,o hará que se instale, mantenga y opere, en ocerca de cada Punto de Origen y de Destino,una estación de medición para medir el Gas quese transporte bajo un Contrato. La medición delGas Natural será, salvo pacto en contrario,responsabilidad del Transportista. El Usuariopodrá instalar, mantener y operar a su cargo, elequipo de verificación de medición que desee,en el entendido de que dicho equipo deberáinstalarse fuera del Sistema, de forma tal que nointerfiera con la operación y equipo de medicióndel Transportista.La medición de la cantidad de Gas Natural quereciba el Transportista en el Punto de Origen yentregue en el Punto de Destino, de acuerdocon lo estipulado en las Condiciones Generales,se realizará con los medidores instalados quepara tal fin se especifiquen en el Contrato.14.3.3 MétodoLa medición del Gas Natural se determinará deacuerdo con las Normas Oficiales Mexicanasque se emitan para este propósito, o a falta deéstas, se determinará de acuerdo con losreportes vigentes de la American GasAssociation (AGA), AGA-3, AGA-5, AGA-7, AGA-8, AGA-12 y AGA-NX-19 o cualquiera de susmodificaciones.Actualmente PGPB cuenta con el SistemaSCADA que incluye la automatización deinstalaciones estratégicas, con información entiempo real de los gasoductos y LPG ductos a lolargo del sistema de transporte, información quetambién se utiliza para verificar el cumplimientode las obligaciones contraídas derivado delPermiso de Transporte otorgado por la CRE,descritas en párrafos anteriores.Siendo el SCADA, pieza fundamental en elTransporte de Gas Natural y Gas LP en PGPB,se advierte la necesidad de mantener el Sistemaactualizado, para ello se establecieron cuatroetapas de mejora continua. Siendo el proyectode Medición Electrónica de Gas (MEGAS) la3

GAS Y PETROQUIMICA BASICA8º Congreso y Expo Internacional de DuctosCLAVE: MED-05última etapa de este proceso, para que laobtención de las mediciones con fines defacturación sea transparente y confiable, através de equipos y sistemas con tecnología deultima generación.La implantación de la Medición Electrónica estasiendo realizada a través de varios proyectos:• La modernización de los equipos demedición de los “ramales específicos”,los cuales de acuerdo a la resolución dela CRE, PGPB tiene la obligación de suoperación, mantenimiento y seguridad,hasta en tanto existan los permisionariosque se hagan cargo de los mismos obien se convenga la extensión del SNG.• La modernización de las Estacionesestratégicas para el Transporte de GasNatural, con equipos de tecnología deúltima generación.• Instalación de equipo para cumplir con ladeterminación de los componentes delGas Natural de acuerdo a la modificaciónde la Norma Oficial Mexicana NOM-SECRE-001/2003.El propósito del presente trabajo, es dar aconocer las acciones que ha desarrollado laSubdirección de Ductos en la mediciónelectrónica, para cumplir con lo establecido en elpermiso de transporte del Gas Natural otorgadopor la CRE.CRE: Comisión Reguladora de Energía.CIATEQ: Centro de Tecnología Avanzada delEstado de Querétaro.SNG: Sistema Nacional de GasoductosIMP: Instituto Mexicano del PetróleoPGPB: Pemex Gas y Petroquímica BásicaAGA: American Gas AssociationSistema de Medición: Conjunto deinstrumentos y equipos utilizados para lamedición del flujo con fines de facturación.Computador de flujo: Equipo electrónico decómputo dedicado al cálculo y totalizaciónde flujo.DESARROLLOEl MEGAS (Medición Electrónica de Gas) inicioen el segundo semestre del 2002 con elpropósito de garantizar a los usuariostransparencia y confiabilidad en la obtención demediciones con fines de facturación, así comoen las mediciones de transferencia de custodiaentre el transportista y el usuario final a travésde la aplicación de tecnología de últimageneración.NOMENCLATURASCADA: Supervisory Control and DataAcquisition.RTU: Unidad Terminal Remota.4

GAS Y PETROQUIMICA BASICA8º Congreso y Expo Internacional de DuctosCLAVE: MED-05Cuando el usuario final sea quien opere ymantenga al equipo que conforma al sistema demedición, en este caso, el convenio de mediciónestablece que el personal de la Subdirección deDuctos, debe estar presente en cualquieractividad que el usuario realice al sistema demedición, como son:• Desarrollo de pruebas de validación alequipo electrónico, para comprobar elcumplimiento del cálculo de volumen yenergía del computador de flujo.Transparencia:Este elemento, consiste en mostrar y hacerparticipe al usuario final, del proceso para laobtención de la medición y el mantenimiento alos equipos que conforman el sistema demedición a través de:• Firma de convenios de medición, dondese acuerda la actuación de las partes enla operación normal y la falla de losequipos electrónicos que intervienen enla medición.El convenio de medición contiene tresanexos:oooAnexo 1 Procedimiento deMediciónAnexo 2 Límite de propiedad yresponsabilidadAnexo 3 Plan de Ayuda Mutua• Actualización de Procedimientos deOperación y Mantenimiento al sistema demedición, de acuerdo a los lineamientosde Disciplina Operativa.• La presencia del usuario en lasactividades de mantenimiento al Sistemade Medición, serán mediante el envió decopia del programa de mantenimiento yfecha en que se realizará esta actividad,la no presencia del usuario en la fechaseñalada, se considera aceptación de lostrabajos.• Información de los datos de medición entiempo real por medio del SCADA Net,que proporciona vía Internet, lainformación operativa de la estacionesde medición que se encuentranenlazadas al sistema SCADA, de estamanera el usuario puede conocer lainformación operativa del volumen yenergía que se suministra a la estaciónde medición.Estos documentos son suscritos por losapoderados legales del transportista y delusuario final con la participación del personaltécnico de ambas partes.5

GAS Y PETROQUIMICA BASICA8º Congreso y Expo Internacional de DuctosCLAVE: MED-05• Convenio con el CIATEQ para lacertificación de equipos patrón de laSubdirección de Ductos utilizados en lacalibración de los instrumentos y equiposde los sistemas de mediciónooooooBalanza de Pesos MuertosBalanza de presión diferencialBaños de temperatura variableEquipos de medición eléctricaPlanímetrosManómetrosConfiabilidad:Consiste en verificar que el proceso de medicióncumple con lo establecido en el permiso detransporte otorgado por la CRE.Para ello se han desarrollado:• Convenios con institutos de investigacióncomo: el IMP y el CIATEQ para realizarestudios de evaluación al cumplimientode la normatividad, estándares en lossistemas de medición y las mejoresprácticas de la industria del gas natural,con la finalidad de incluir mejoras en losprocedimientos de operación ymantenimiento, así como en laactualización de estaciones y nuevosproyectos.• Uso del módulo PM del SAP comoinstrumento para verificar elcumplimiento al programa demantenimiento de las estaciones demedición.• Programa de capacitación continuadiseñado e impartido conjuntamente conel CIATEQ, para la actualización de losingenieros de medición de los diferentesSectores de Ductos en:o AGA 3Orifice Metering of Natural Gas andother related hydrocarbon fluidso AGA 5Fuel Gas Energy Meteringo AGA 7Measurement of Gas by TurbineMeterso AGA 8Compressibility factors of Natural Gasand other related hydrocarbon gaseso AGA 9Measurement of gas by multipathultrasonic meterso AGA 10Speed of sound in natural gas andother related hydrocarbon gaseso AGA 11Measurement of Natural Gas byCoriolis Metero API 21.1Flow Measurement using ElectronicMetering Systemo Cálculo de incertidumbre6

GAS Y PETROQUIMICA BASICA8º Congreso y Expo Internacional de DuctosCLAVE: MED-05o Medición con Turbinaso Medición con Ultrasónicoso Metrología Legal P, T, yDimensionalCursos impartidos por expositoresdestacados en las áreas de medición,con participación activa en la industriadel gas natural.• Revisión y evaluación de normas yestándar relacionados con los sistemasde medición.Participación en la revisión de las:o NOM-007-SECRE-2003,Transporte de Gas Natural.o NOM-093-SCFI-1994 “Válvulasde relevo de presión “Seguridad,seguridad – Alivio y alivio)operadas por resorte y piloto.”Coordinación para la elaboración de lasnormas de referenciao NRF-081-PEMEX-2005 (Mediciónultrasónica de hidrocarburos enfase gaseosa)o NRF-083-PEMEX-2005,(Sistemas Electrónicos deMedición de Flujo paraHidrocarburos en Fase Gaseosa)Medición ultrasónica de hidrocarburos enfase gaseosa(NRF-081-PEMEX-2005)Se refiere a las especificaciones que debencumplir los tubos de medición ultrasónicos, paraser utilizados en la medición de hidrocarburosen fase gaseosa.Es de aplicación general y observanciaobligatoria en:• Adquisición de tubos de mediciónultrasónicos• Transferencia de custodia para lamedición de hidrocarburos en fasegaseosaNorma que debe ser incluida en losprocedimientos de contratación como parte delos requisitos que debe cumplir el proveedor,fabricante, contratista o licitante.La norma contiene:• Límites de operación• Características de la composiciónquímica del hidrocarburo en fasegaseosa• Especificaciones de los equipos• Acondicionador de flujo• Cuerpo del Medidor, Secciones deTuberías Corriente Aguas Arriba yCorriente Aguas Abajo del Tubo deMedición Ultrasónico.• Transductores y unidad deprocesamiento de señal del medidorultrasónico.• Señal de salida del medidor ultrasónico.• Pruebas FAT (Factory Test Acceptance)y pruebas SAT (Site Test Acceptance)• Calibración del medidor ultrasónico• Parámetros metrológicos a cumplir• Documentación a ser entregada• Caracterización del medidorSistemas Electrónicos de Medición de Flujopara Hidrocarburos en Fase Gaseosa(NRF-083-PEMEX-2005)7

GAS Y PETROQUIMICA BASICA8º Congreso y Expo Internacional de DuctosCLAVE: MED-05Se refiere a las especificaciones que debencumplir los componentes que constituyen losSistemas Electrónicos de Medición de Flujo paraHidrocarburos en Fase Gaseosa y productosrelacionados en estaciones de transferencia decustodia.Asimismo la normatividad y las especificacionesdel Sistema Electrónico de Medición (SEM) enaquellas Estaciones de Transferencia deCustodia donde se requiera su utilización para lamedición de hidrocarburos en fase gaseosa yproductos relacionados y cuyo elementoprimario de medición sean de los siguientestipos: placa de orificio, turbina, ultrasónico,desplazamiento positivo (rotativo o diafragma) ocoriolis.Es de aplicación general y observanciaobligatoria en:• Adquisición de los bienes y servicios deun SEMNorma que debe ser incluida en losprocedimientos de contratación, como parte delos requisitos que debe cumplir el proveedor,fabricante, contratista o licitante.La norma contiene:• Registro de control y seguimiento:• Cantidad del producto• Calidad del producto• Configuración del equipoelectrónico de medición• Evaluación del algoritmo decálculo• Eventos y alarmas• Pruebas al equipo electrónico demedición• Procedimiento de cálculo del SistemaElectrónico de Medición• Para placa de orificio• Para turbina• Para ultrasónico• Especificaciones del Sistema Electrónicode medición• Transmisores de presión,temperatura y presión diferencialo multivariables• Cromatógrafo de gases• Computador de flujo• Interfase hombre máquina• Sistema de fuerza ininterrumpible• Pruebas FAT de los equipos del SEM• Pruebas SAT de los equipos del SEM• Documentación a ser entregada• GarantíaTecnología:Para garantizar al usuario transparencia yconfiabilidad en la medición se han venidodesarrollado una serie de proyectos, los cualesconsisten en actualizar e instalar estaciones demedición:• Sustitución de registradores gráficos porequipo electrónico.• Instalación de Computadores de Flujo.• Modernización de equipos analizadoresde la calidad de gas.• Sustitución de placas de orificio pormedidores ultrasónicos (modernizaciónde estaciones de medición con medidorultrasónico).• Instalación de sistemas de separación yfiltrado.8

GAS Y PETROQUIMICA BASICA8º Congreso y Expo Internacional de DuctosCLAVE: MED-05• Desarrollo del protocolo ModbusPEMEX.• Sustitución del Sistema deAdministración de Mediciones SIMEGApor el GMAS (Gas Measurement andAccounting System).• Modernización del Sistema SCADA.Sustitución de Registradores Gráficos porEquipo Electrónico(2002-2007)(2005-2007)Para la integración de la Medición electrónica alSCADA se han puesto en operacióncomputadores de flujo, transmisoreselectrónicos, sistemas de alimentaciónininterrumpible y sistemas de comunicación entiempo real de estos equipos.Seleccionados conforme al volumen a medir o ladificultad de acceso a las instalaciones deramales específicos y estratégicas.Esta tecnología permite la utilización deprotocolos de comunicación BSAP y ModbusPemex, con lo cual se tiene la flexibilidad deutilizar diversas marcas de computadores deflujo que deben cumplir con la NRF-083-PEMEX-2005.Modernización de equipos de calidad de gas(2005-2008)Consiste en reemplazar los registradores degráficas en el proceso de facturación del gasnatural, por los computadores de flujo y laintegración de usuarios finales conectados en“ramales específicos”.La meta de este proyecto es la sustitución de1500 registradores gráficos y se complementacon el Proyecto de “Instalación de computadoresde Flujo”.Instalación de Computadores de FlujoPara la actualización de los equipos de calidadde gas natural conforme a la NOM 001-SECRE-2003, se implementó el proyecto parasustitución de los analizadores de calidad degas natural en los puntos de inyección ymezclas del Sistema Nacional de Gasoductos,que incluye:9

GAS Y PETROQUIMICA BASICA8º Congreso y Expo Internacional de DuctosCLAVE: MED-05• 17 Cromatógrafos de gases hasta C9+en los puntos de inyección• 23 Analizadores de Sulfhídrico• 30 Analizadores de Azufre Total• 25 Analizadores de HumedadPara este proyecto se considero la instalaciónde 95 analizadores de calidad de gas en losdiferentes gasoductos del SNG que consiste en:adquisición, instalación, colocación de tomas demuestra (probetas), sistema acondicionador demuestra, conexión de los analizadores acomputadores de flujo, puesta en servicio de losanalizadores y capacitación.Sustitución de Placas de Orificio porMedidores Ultrasónicos (Modernización deEstaciones de Medición)(2002-2008)una antigüedad mayor a 20 años de operación,en donde se sustituirá la placa de orificio pormedidores ultrasónicos.La meta es modernizar 50 estaciones demedición que cubren el 85 % del gas manejadoen inyecciones y el 31 % en extracciones.Se solicitó al IMP el análisis de la composiciónde los flujos de las inyecciones al sistemanacional de gasoductos para determinar latecnología de separación y/o filtración que debeaplicarse y al CIATEQ la elaboración de lasbases de usuario para el proceso de licitación.Instalación de Sistemas de Separación yFiltrado(2005 - 2006)Modernización de los principales puntos deinyecciones de gas natural al sistema nacionalde gasoductos y estaciones de medición conAún cuando el transportista, no es responsablede la calidad del gas que se inyecta a susistema de transporte, la Subdirección deDuctos se dió a la tarea de instalar sistemas deseparación y filtrado para disminuir la presenciade líquidos y partículas de sólidos que pudieran10

GAS Y PETROQUIMICA BASICA8º Congreso y Expo Internacional de DuctosCLAVE: MED-05presentarse en la inyección y puntos de mezclaal SNG, con el propósito de reducircontaminantes y proteger los gasoductos y aimportantes industrias en su proceso productivo.Desarrollo del Protocolo de ComunicaciónModbus PEMEXCon el fin de incorporar al sistema SCADA de laSubdirección de Ductos, el mayor número demarcas de computadores de flujo, se solicitó a lacompañía TELVENT, Canadá el desarrollo delprotocolo Modbus Pemex (disponible en elSistema SCADA desde el 2004), el cual incluyeel manejo de las estructuras de datos utilizadapor PGPB en el proceso de facturación.Dentro de las ventajas que se han obtenido conel desarrollo de este protocolo, se encuentra laoptimización del manejo de datos para unamejor administración de la información demedición.Sustitución del Sistema de Administraciónde Mediciones SIMEGA (Sistema de Mediciónde Gas) por el GMAS (Gas Measurement andAccounting System).El avance de la tecnología de informaciónaunado a la dinámica de cambio en losSistemas llevó a la Subdirección de Ductos aadquirir un nuevo Sistema de Medición quecuente con tecnología de última generación,tanto en software como en hardware.Actualmente se encuentra en desarrollo elnuevo Sistema de Medición, con la funcionalidadde operar de manera off-line y on-line, lo quepermitirá contar con la información de mediciónen tiempo real y al cierre del día gas.Al incorporarse esta nueva funcionalidad secontribuirá para una mejor toma de decisiones,administración de las mismas y del tiempo,contando para ello con una serie de indicadoresque servirán para realizar las accionespreventivas correspondientes y de planeación.Modernización del sistema SCADALa Subdirección de Ductos, está inmersa en ladinámica de cambio existente en los Sistemasde Información así como en el crecimiento desus instalaciones, por lo que se decidió llevar acabo la modernización del Sistema SCADA,contando para ello con tecnología de últimageneración.Con la modernización del Sistema SCADA secontará con nuevas funcionalidades así comocon hardware más avanzado y una mayorcapacidad de almacenamiento de información,lo que hará que se tenga un Sistema másabierto que permitirá la integración con otrasaplicaciones del negocio de PGPB como lo sonel SAP, las Aplicaciones de Gas y servicios deInternet (con lo cual se logrará tener un mayoracercamiento con los Clientes y una mayortransparencia de información).CONCLUSIONESEl Proyecto MEGAS surgió ante la necesidad deasegurar el proceso de obtención de lasmediciones, con fines de facturación trasparentey confiable, a través de equipos y sistemas contecnología de ultima generación.Su objetivo principal es medir electrónicamenteel Gas Natural y Gas LP vía sistema SCADA dela Subdirección de Ductos de PGPB,garantizando a los usuarios transparencia,confiabilidad y aplicación de tecnología de ultimageneración en la obtención de las medicionescon fines de facturación en tiempo real.11

GAS Y PETROQUIMICA BASICA8º Congreso y Expo Internacional de DuctosCLAVE: MED-05Es un proyecto dinámico, basado en elcumplimiento de la normatividad vigente y en loscambios que en ella puedan darse, así como delas modificaciones o adiciones al Sistema deTransportes que impactan a la medición confines de facturación.AGRADECIMIENTOSA todo el personal de los 14 sectores de Ductosen campo y de la Subdirección de Ductos dePGPB, que participan en las diferentes fases delproyecto.REFERENCIAS1. Plan de Negocios de la Subdirección deDuctos2. NRF-083-PEMEX-2005 SistemasElectrónicos de Medición de Flujo paraHidrocarburos en Fase Gaseosa.Puede Consultarse en:http://www.pemex.com/index.cfm?action=content&sectionID=5&catID=254&subcatID=2563. NRF-081-PEMEX-2005 Mediciónultrasónica de hidrocarburos en FaseGaseosa.Puede Consultarse en:http://www.pemex.com/index.cfm?action=content&sectionID=5&catID=254&subcatID=25612

Gerencia de Sistemas de Controly Monitoreo AutomatizadosGenteSAEDEstrategiaEjecuciónPlan de TecnologíaMedición n Electrónica del Gas NaturalTransportado por Ductos0

IndiceIntroducciónDescripción n del MEGASTransparenciaConfiabilidadTecnologíaProyectosConclusiones1

Introducción1995• Modificación n al artículo 27 Constitucional• Reglamento del Gas Natural• Ley de la Comisión n Reguladora de Energía• Programa Gradual de Acceso Abierto1997• Inicia desincorporación de redes de distribución n de PGPB1998• Inicia integración n del Proyecto SCADA1999• Permisos de Transporte de Gas Natural para PGPB2000• Termina integración n del Proyecto SCADA•Terminadesincorporación de redes de distribución n de PGPB2002• Inicia Proyecto MEGAS2

IntroducciónMayo 1995Modificación n al artículo constitucional en el ramo delpetróleo.“El transporte, el almacenamiento y la distribución n delgas podrán n ser llevadas a cabo previo permiso por lossectores social y privado, los que podrán n construir,operar y ser propietarios de ductos...”Octubre 1995Se publica la Ley de la Comisión n Reguladora deEnergía a (CRE),“que da a la comisión n la identidad de órganodesconcentrado de la Secretaría a de Energía a conautonomía a técnica ty operativa para la regulación n degas natural y energía a eléctrica.ctrica.”Noviembre 1995Se publica el Reglamento de Gas NaturalCon el objeto de regular las ventas de primera mano,así como las actividades y los servicios que no formanparte de la industria petrolera en materia de gasnatural, a efecto de asegurar su suministro eficiente.3

IntroducciónNoviembre 1995Artículo 14 del Reglamento de Gas Natural“La realización n de las actividades de trasportealmacenamiento y distribución n requerirán n de permisosprevio otorgado por la comisión n en los términos tdeeste reglamento”Marzo y Junio1999Programa Gradual de Acceso Abierto 1996-19971997aprobada por la CRE en RES/075/96“Para dar cumplimiento al artículo sexto transitorio delReglamento de Gas Natural, PGPB está instalando unsistema de información n así como los mecanismos decontrol y equipos de medición n que garanticen elacceso abierto a terceros en el Sistema de Transportede Gas Natural, que consiste en un proyecto integralde automatización, el cual se divide en doscomponentes: la Medición n Electrónica y SCADA.”La CRE otorga a PGPB los permisos de transporte degas natural: para el Sistema Naco-HermosilloG/059/TRA/99 y para el Sistema Nacional deGasoductos (SNG) G/061/TRA/994

IntroducciónPERMISO DE TRASPORTENoveno.Pemex Gas y Petroquímica Básica Bcontinuará realizando la conducción n yentrega de gas a través s de los “ramales específicosficos” a que se refiere elconsiderando undécimode esta resolución,responsabilizándose ndose de suoperación, mantenimiento y seguridad, al amparo del permiso G/061/TRA/99,hasta en tanto existan los permisionarios que se hagan cargo de los mismoso bien se convenga la extensión n del SNG en términos tde las CondicionesGenerales, sin perjuicio de que esta Comisión n Reguladora de Energíaresuelva lo necesario en conformidad con las disposiciones jurídicasaplicables.CONDICIONES GENERALES PARA LA PRESTACIÓN N DEL SERVICIO DETRANSPORTE DE GAS NATURAL13.0 Calidad del Gas Natural.“El transportista será el responsable de realizar las mediciones necesariaspara demostrar que el gas transportado en el sistema cumple con la NormaOficial Mexicana de Gas Natural e instalará los cromatógrafos necesariospara determinar los componentes del Gas.”5

Introducción14.2 Estaciones de Medición, Regulación n y Control.“El transportista instalará, , mantendrá y operará o hará que se instalemantenga y opere, , en o cerca de los Puntos de Origen y de Destino, unaestación n de medición n para medir el Gas que se transporte bajo un contrato.La medición n del Gas Natural será, , salvo pacto en contrario responsabilidaddel Transportista.”14.3.1. Condiciones.“El Gas se medirá en forma continua a las condiciones base de doscientosnoventa y tres grados Kelvin (293 K) y noventa y ocho punto cero o sesenta ysiete kilo Pascal (98.067) de presión n absoluta (20°C y 1 Kg/cm2)/cm2),, con losmedidores que operen en la estación n de medición, o bien conforme con lopactado en el contrato.”14.5.1. Fallas en el funcionamiento del equipo“La detección n de discrepancias de medición n de más/menos mdos por ciento(2%) en equipos mecánicos o de más/menos muno por ciento (1%) en equiposelectrónicos, para cada Punto de Origen y de Destino, no dará comoresultado una corrección n a los cargos.”6

Sistema Nacional de Gasoductos (SNG)G/059/TRA/99Sistema Naco-HermosilloG/061/TRA/99Sistema Nacional de Gasoductos7

Inyecciones y Extracciones al Sistema Nacional de GasIMPORTACIÓNCPG´sPEPEMR15.0%EMR61.7%EMR23.3%TRANSPORTE 9,187 KM 3,760 MMPCD15.8%28.9%13.9%17.6%19.3%4.5%EMREMREMREMREMREMRDISTRIBUIDORESPEMEXINDUSTRIALCFEIPP’sTRANSPORTISTASFuente reporte del SIMEGA Ene-Mar 20058

Descripción n MEGASTecnologíaTransparenciaConfiabilidadEl proyecto MEGAS (Medici(ediciónElectrónica de GAS) ) tiene comoobjetivo principal, medirelectrónicamente el Gas Naturaly Gas L.P. vía v a SCADA,garantizando a nuestrosusuarios,transparencia,confiabilidad y aplicación n detecnología a de ultima generaciónen la obtención n de lasmediciones con fines defacturación.9

TransparenciaVerificaciónValidaciónProceso de Validacióndel equipo electrónicocon fines defacturaciónConfiguraciónAdministración10

TransparenciaAnexo 1Convenio de Medición y sus anexosProcedimiento de MediciónAnexo 2Límite de responsabilidad yLímite de propiedadAnexo 3Plan de Ayuda Mutua yAtención n de EmergenciasFirma deprocedimientostécnicos y legalescon los usuarios11

TransparenciaInformación n a clientes 104 Usuarios como son, plantas industriales, plantas eléctricas ydistribuidoras, conectados al SCADA con información en tiempo real. Consulta de flujo, energía, condiciones de operación y calidad de gas entiempo real. Todo usuario con enlace al SCADA puede contar con este servicio víaINTERNET.12

ConfiabilidadEvaluación n de losSistemas deMedición• Análisis del cumplimiento de la normatividad vigente.• Evaluación n del estado mecánico de la estación.• Evaluación n del cumplimiento de la instrumentación.n.• Revisión n de la configuración n del computador de flujo• Revisión n de la calibración n del analizador de gas• Recomendaciones de mejores practicas para laobtención n de mediciones13

NRF-081081-PEMEX-2005Medición n Ultrasónica de Hidrocarburosen Fase GaseosaConfiabilidadEstablecer las especificaciones quedeben cumplir los tubos de mediciónultrasónicos, para su utilización n en lamedición n de hidrocarburos en fasegaseosa y aplica al tubo de mediciónultrasónico; para la medición n dehidrocarburos en fase gaseosa a lascondiciones de proceso en el punto demedición n en aplicaciones detransferencia de custodiaNRF-081081-PEMEX-2005NRF-083083-PEMEX-2005Revisión n y evaluación n deestándar de mediciónNRF-083083-PEMEX-2005Sistemas Electrónicos de Medición n deFlujo para Hidrocarburos en FaseGaseosaEstablece las especificaciones quedeben cumplir los componentes queconstituyen el Sistema Electrónico deMedición n de Flujo para Hidrocarburos enFase Gaseosa y productos relacionadosen estaciones de transferencia decustodia14

ConfiabilidadSeguimiento alcumplimiento delprograma demantenimiento en elmodulo PM de SAP15

TecnologíaProyectos de Inversión• Sustitución n de Registradores Gráficos por Equipo Electrónico• Instalación n de Computadores de Flujo• Modernización n de equipos Analizadores de la Calidad de Gas• Sustitución n de Placas de Orificio por medidores Ultrasónicos(Modernización n de Estaciones de Medición n con medidor Ultrasónico)• Instalación n de Separación n y Filtrado en inyecciones al SNG• Sustitución n del Sistema de Administración n de Mediciones SIMEGA por elGMAS (Gas Measurement and Accounting System)• Modernización n del Sistema SCADAInstalar equipo deúltima generación n parala obtención n demediciones con finesde facturación16

Conclusiones• El Proyecto MEGAS surge ante la necesidad de mantener el sistemaSCADA a la vanguardia, asegurando que el proceso de obtención n demediciones con fines de facturación n sea transparente, confiable y queademás s utilice equipos y sistemas con tecnología a de última generación,n,cumpliendo con la normatividad vigente aplicable al permiso de TransporteTde la Subdirección n de Ductos.• El Proyecto MEGAS es un Proyecto integral de la Subdirección n de Ductos,que involucra a las diferentes áreas que intervienen directa oindirectamente con la Medición n Electrónica.• El Proyecto MEGAS, es dinámico, ya que todos los proyectos que lointegran se basan en el cumplimiento de la normatividad vigente y en loscambios que en ella puedan darse, así como de las modificaciones oadiciones al Sistema de Transporte los cuales impactan a la medicición n confines de facturación.17