Generación Eléctrica

Confiabilidad operacional de equipos de gas AIPBS01

Confiabilidad operacional de equipos de gas AIPBS01

El presente texto técnico muestra un estudio sobre la confiabilidad operacional equipos dinámicos estaciones de compresión de gas AIPBS01.

Pemex dentro de sus objetivos estratégicos promueve la necesidad de alcanzar estándares sobresalientes de desempeño en materia de confiabilidad operacional; por lo cual, toma la iniciativa de efectuar el Estudio de confiabilidad operacional equipos dinámicos estaciones de compresión de gas; que se ubican en el Activo Integral de Producción Bloque Sur 01 (AIPBS01) de Pemex Exploración y Producción (PEP).

Este estudio permitió disponer de los indicadores o patrones de comparación de desempeño, para mejorar la confiabilidad y disponibilidad de las instalaciones productivas y de soporte a la producción en PEP; con el objetivo de alcanzar altos estándares de desempeño, así como optimizar los recursos disponibles; para que, de forma segura, se alcancen con sustentabilidad los valores más altos de efectividad de ciclo de vida, utilización, productividad y rentabilidad del AIPBS01.

Este estudio está orientado a establecer: Indicadores operacionales de las estaciones de compresión de gas (histogramas) factor de utilización, factor de disponibilidad; horas promedio de operación, horas acumuladas de trabajo continuo desde mantenimiento mayor (“Overhaul”) y volumen de gas manejado por paquete de compresión.

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Asimismo, capacidad de manejo de gas en función de los pronósticos de producción de gas, a mediano y largo plazo. Programa de mantenimiento mayor (“Overhaul”), repotenciación, reubicación o desincorporación de los equipos de compresión de gas, basados en las prácticas y recomendaciones de los fabricantes.

Del mismo modo, disponibilidad de las unidades turbocompresoras de la estación de compresión de gas Sitio Grande (programada a desincorporación).

El Activo Integral de Producción Bloque Sur 01 (AIPBS01), integra el área de producción Macuspana Muspac de Pemex; la cual dispone de ocho (8) instalaciones de proceso para operaciones de compresión de gas.

Estas estaciones, después de más de treinta (30) años de producción y operaciones, han venido experimentando una tasa de producción por debajo de las condiciones de diseño; cuya producción de crudo y gas en las condiciones actuales de declinación de los campos del área Macuspana Muspac; está afectando los factores de utilización y disponibilidad de los equipos dinámicos asociados a las “Estaciones de Compresión” (EC).

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Basados en los análisis incluidos en este estudio y la información recopilada, a continuación, se presentan las conclusiones del proyecto. El análisis de las condiciones operacionales según los análisis estadísticos utilizados en el presente estudio, permitió identificar factores o indicadores operacionales que están por debajo de los objetivos típicos para algunos factores; entre ellos el F.U. y el F.D., lo cuál es el reflejo de la existencia de capacidad de compresión; por encima de los volúmenes de gas a comprimir según pronósticos de gas para el periodo 2018-2035.

Según los análisis de las condiciones operacionales, relacionados con los volúmenes de gas manejados, se logró identificar que las EC Muspac y Sitio Grande. Han venido trabajando durante el año 2017, con volúmenes de gas muy por debajo de su capacidad, e inclusive por debajo de la capacidad de una máquina; obligando su operación con la recirculación abierta, para lograr los volúmenes mínimos de gas requeridos para la operación de estas unidades; lo cual se considera una operación ineficiente y de alto costo para Pemex, por alto consumo de combustible. Además del alto impacto al ambiente por el aumento de gases de efecto invernadero, para los volúmenes de compresión efectivamente requeridos.

Basado en los análisis de las máquinas requeridas, se han identificado seis turbocompresores a gas y un moto-compresor, como candidatos a ser reubicados o desincorporados. Las bases de cálculo para definir las necesidades de mantenimiento mayor, o código de colores según criterios de Pemex; están en el rango de las recomendaciones básicas internacionales en esta área.

Las conclusiones

Asimismo, la acumulación de unidades con código rojo que requieren mantenimiento mayor, y el alto número de horas de operación alcanzado por muchas de estas unidades; se explica por las condiciones favorables que significa el proceso de compresión de gas en el AIPBS01 de Pemex; sin embargo, se requiere ejecutar el programa de mantenimiento, por lo cual en este estudio se plantea el programa integral optimizado; incluyendo la extensión de los periodos de mantenimiento para las unidades que tienen código rojo vencido, lo cual permite la distribución de la ejecución del plan de mantenimiento, para los próximos dos años.

El Ingeniero José Mario Lule Varela presentó el trabajo en la última edición del Congreso Mexicano del Petróleo (CMP).

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