09_ANEXOS TÉCNICOS

EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN

SUBDIRECCIÓN DE PRODUCCIÓN REGIÓN NORTEGERENCIA DE SUMINISTROS Y SERVICIOS ADMINISTRATIVOS

REGIÓN NORTESUBGERENCIA DE RECURSOS MATERIALES

ANEXO A RELACIÓN DE PLANOS Y/O CROQUIS

Descripción de los Trabajos:”SERVICIOS DE MEDICION, SEPARACION Y MANEJO DE FASES EN POZOS E INSTALACIONES DE LA REGIÓN NORTE”

Licitación No. 1857Página 1 de 16

D E S C R I P C I Ó NNÚMERO DE PLANO Y/O

CROQUIS

Localización General de la Región Norte 1

Localización de los pozos del Área Poza Rica 2

Localización de los pozos del Área Altamira 3

Localización de los pozos del Área Cerro Azul 4

Localización de los pozos del Activo Aceite Terciario del Golfo 5

Instalación del equipo de medición trifásica en Pozo ( completo ) 6

Instalación del Equipo de medición Trifásica en Colector 7

Diagrama esquemático de desarenador automatizado 8

Compresora de gas tipo diseño patentado Gas Jack 9

Sistema integral de medición con compresión 10

Instalación del equipo de compresión a boca de pozo 11

Reporte diario de operación 12

Certificación de servicios 13

Orden de servicio 14

Terminación del servicio 15

Representante Legal: _______________________________ Representante de PEP:______________________ (Nombre y Firma) (Nombre y Firma) Nombre o Razón Social: _____________________________







1.- Localización General de la Región Norte


Burgos

Altamira

Naranjos







2.- Localización de los pozos del Área Poza Rica


Localización Área Altamira

QUEBRACHE

N

ARENQUE

BARCODON

TAMAULIPAS CONSTITUCIONES

TAMPICO, TAM.

LAGUNA DE PUEBLO VIEJO

Laguna de Champayan

Lag . de

Tortuga Laguna

del Chairel

LLANO DE SILVA la

CORCOVADO

GARRUCHO

SALINAS

RINCON RINCON OESTE

RAYA-MONTE

FERRONALES

CHIJOL MENDEZ

LA CIMA PACIENCIA MENUDILLO CACALILAO DULCE

COLMENAS

CHAPOPOTE

CARACOL EL BARCO

LA MULA

STA. FE TOPILA

LOMAS Y LLANOS

NAGUASES SAN

MIGUEL

TAMPUCHE TAMBOYOCHE

HALCON

ISLETA MARLAND

LA PEZ

LIMON

EBANO DICHA CACALILAO

MACATA OTE CALAVERAS TANCOCO

ALTAMIRA


GASODUCTO CONDUCTOR DE CO2 PROPUESTO

c-199







3.- Localización de los pozos del Área Altamira








4.- Localización de los pozos del Área Cerro Azul








5.- Localización de los pozos del Activo Integral Aceite Terciario del Golfo


COYOTES

SOLEDAD NORTE

SOLEDAD SUR

AGUA NACIDAPALO BLANCO

MIQUETLA

HUMAPA

AGUA FRÍA

TAJIN

FURBEROS

HALLAZGO

REMOLINOCOAPECHACA

COYULA CORRALILLO

POZA RICA DE

HIDALGO

1.- Patín de presiones fraccionadas2.- Maniful de estrangulación3.- Separador trifásico4.- Medidor de líquidos 5.- Medidor de gas 6.- Tubería alterna para alinear a cabezal de producción

1

2

3

6

Presa MetálicaMedidor

AguaCondensado

A E.R.G.

5 Medidor

4

andro Sanchez Mendiola Encargado Temporal de la Jefatura

. de Mantto. a Inst. y Ductos.--------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------+-

--


SUBDIRECCIÓN DE PRODUCCIÓN REGIÓN NORTEGERENCIA DE SUMINISTROS Y SERVICIOS ADMINISTRATIVOS REGIÓN NORTE

SUBGERENCIA DE RECURSOS MATERIALES




6.- Instalación del equipo de medición trifásica en Pozo ( completo )

Representante Legal: _______________________________ Representante de PEP: ____________________________ (Nombre y Firma) (Nombre y Firma) Nombre o Razón Social: _____________________________

1

1.- Colector de llegada de pozos2.- Maniful de Estrangulación3.- Separador Trifásico4.- Medidor de Líquidos 5.- Medidor de Gas

5

4

3

2

AGUACONDENSADO

GAS







7. - Instalación del Equipo de Medición Trifásica en Colector


DIAGRAMA ESQUEMÁTICO DEL SISTEMA DE SEPARACIÓN DE SÓLIDOS (DESARENADOR)

ARBOL DE VÁLVULAS

LÍNEA DEPRODUCCIÓN

15

3

7

ARENA A LA PRESAMETÁLICA

DESCRIPCIÓN: 1. DESARENADOR2. INDICADOR DE PRESIÓN (MANOMETRO)3. VÁLVULA DE AGUJA PARA ALTA PRESIÓN (5,000 PSI)4. TOMA DE GAS PARA SEÑAL NEUMATICA5. CONTROLADOR (TIMER)6. PANEL SOLAR7. VÁLVULA DE CONTROL8. ESTRANGULADOR AJUSTABLE9. TUBERÍA CON CONEXIÓN TIPO WECO 60210. TUBERÍA CON CONEXIÓN TIPO WECO 1502

4

2”

2”

10

2”

2”

6

2PI

9

9 8

9







8.- Diagrama esquemático de desarenador automatizado.








9.- Compresora de gas tipo diseño patentado Gas Jack

Representante Legal: _______________________________ Representante de PEP: _______________________ (Nombre y Firma) (Nombre y Firma) Nombre o Razón Social: _____________________________

Separador. Cap. 60 BPD de Fluido, aun en vacío

Eficiencia de combustible:7a 8 MPCD

Presión de Descarga:Hasta 450 psig

400 psig

10 psigPrograma de Pruebas“Económico”

Preparación en sitio MínimaFácil de Instalar

Reacciona a presiones de pozo Fluctuantes







10.- Sistema integral de medición con compresión


EQUIPO DE COMPRESIÓNA BOCA DE POZO

0-100

0-100

TUBO DE MEDICIÓN

DESCARGA A LA ESTACIÓN

SUCCIÓN DEL COMPRESOR

DESCARGA DEL COMPRESOR

VALVULA DE SEGURIDAD

CAJA DE PILOTOS







11- Instalación del equipo de compresión a boca de pozo








12.- Reporte diario de operación


No.- DE EQUIPO:

TR COF: Presion PL Q. Gas Q. Agua Q. Cond. Arena Presion

psi. psi. mmpcd blls/d blls/d lts. psi.

01:00 0.0000

02:00 0.0000

03:00 0.0000

04:00 0.0000

05:00 0.0000

06:00 0.0000

07:00 0.0000

08:00 0.0000

09:00 0.0000

10:00 0.0000

11:00 0.0000

12:00 0.0000

13:00 0.0000

14:00 0.0000

15:00 0.0000

16:00 0.0000

17:00 0.0000

18:00 0.0000

19:00 0.0000

20:00 0.0000

21:00 0.0000

22:00 0.0000

23:00 0.0000

00:00 0.0000

Equipo Empleado: Manif.:_____ Sep. Arena:______ Calent.:______ Sep. Trifas.:___ T/Hab.__ P/Luz:__ Unidad__ P/M:____ Q. Vert.:______

Agua Aceite Arena/lts. Representante de la Cia.

Nombre:

Fecha:

Est. P. Cabezal P linea P est. Temp. Q Gas Q Agua Q cond.Psig Psia " H2O F mmpcd Bbl/dia Bbl/dia

PROMEDIOS:OBSERVACIONES

Cloruros (ppm)

Temp.

Vol. Previo (blls.)

Vol. Del dia (blls.)

Dif.

Total acum.

Ayudante 1:

Ayudante 2:

Est.

FIRMA PEP ENTREGA:

FIRMA PEP RECIBE:

Gravedad gas

Observaciones

Tubo/med.

Gravedad aceite

Color

TP

Hrs.

Orificio

Op. en turno:

REPORTE DIARIO DE OPERACIÓN

Pozo: Fecha:

PEMEX EXPLORACION Y PRODUCCIONACTIVO DE PRODUCCIÓN POZA RICA -ALTAMIRA

CERTIFICACION DE SERVICIOS

FECHA:CONTRATO: COMPAÑIA:

ACTIVO INTEGRAL VERACRUZ CAMPO: POZO: EQUIPO:

CLASIFICACION: DISTANCIA: km.

TABAJO SOLICITADO:

HORA FECHA NOMBRESOLICITUD DE TRABAJO: HRS.CITA EN EL POZO: HRS. LLEGADA AL POZO: HRS.INICIO DE OPERACION: HRS.SUSP. DE OPERACION:REINICIO OPERACION:TERMINO OPERACION: HRS.TIEMPO TOTAL DE OPERACION: HRS.JUSTIFICACION TIEMPO DE ESPERA:TIEMPO DE ESPERA CARGO A PEMEX: NO HRS. CARGO A LA COMPAÑIA NO HRS.

EQUIPO UTILIZADO:

DESCRIPCION DEL TRABAJO REALIZADO:

REPRESENTANTE DE P. E. P. REPRESENTANTE DE LA COMPAÑIANOMBRE: FIRMA:FICHA:FIRMA:PUESTO:

EXPLORACION Y PRODUCCION


SUBDIRECCIÓN DE PRODUCCIÓN REGIÓN NORTEGERENCIA DE SUMINISTROS Y SERVICIOS ADMINISTRATIVOS REGIÓN

NORTESUBGERENCIA DE RECURSOS MATERIALES

ANEXO ARELACIÓN DE PLANOS Y/O CROQUIS



13.- Certificación de servicios

Representante Legal: _______________________________ Representante de PEP: ________________________ (Nombre y Firma) (Nombre y Firma) Nombre o Razón Social: _____________________________

PEMEX EXPLORACION Y PRODUCCION

ACTIVO DE PRODUCCION POZA RICA -ALTAMIRA

ORDEN DE SERVICIO

CONTRATO No. PROVEEDOR: FECHA:

CLIENTE: CAMPO: POZO No. :

EQUIPO: CLASIFICACION: TIEMPO PROGRAMADO:

SERVICIO SOLICITADO:

CONCEPTO NO. DESCRIPCION

SOLICITADO POR: REPRESENTANTE DE CIA.:

NOMBRE: NOMBRE:FICHA:

FIRMA: FIRMA:PUESTO: PUESTO:

EXPLORACION Y PRODUCCION







14.- Orden de servicio








15.- Terminación del servicio









Por PEP:

Avelino Olivares FloresE.T. Depto. Operación de Pozos




ANEXO BG NORMAS Y ESPECIFICACIONES GENERALES

Descripción de los trabajos “SERVICIOS DE MEDICIÓN, SEPARACION Y MANEJO DE FASES EN POZOS E INSTALACIONES DE LA REGIÓN NORTE”

Licitación No. Pág. _1_ de _27_

I.- OBJETIVO.

SERVICIOS DE MEDICIÓN, SEPARACION Y MANEJO DE FASES EN POZOS E INSTALACIONES DE LA REGIÓN NORTE.

II.- JUSTIFICACIÓN.

Debido al incremento de pozos productores de la Región Norte, es necesario contar con un sistema eficiente y confiable para medir la producción de los pozos cuya función es la contabilizar los volúmenes aportados, lo anterior es derivado ante la necesidad de tener información precisa y oportuna de la producción de los pozos para que, en consecuencia, se pueda contar con un archivo histórico de producción a partir del cual sea tenga una herramienta informativa para seleccionar y diseñar un sistema de levantamiento artificial optimo y apropiado de acuerdo a las características de cada pozo, así como detectar a tiempo y, resolver problemas operativos y obtener una estimación de volúmenes producidos por la Región Norte a partir de una fuente de información confiable.

III.- DESCRIPCIÓN Y ALCANCE DE LOS SERVICIOS.

El objetivo de llevar a cabo la medición de fluidos producidos tales como gas, aceite y agua, es detectar y manejar arena, realizar la separación y manejo de fases en las operaciones de instalaciones y pozos de la Región Norte; tales como desfogue de ductos, separación de fluidos, desalojo de fluidos y sólidos producidos, etc. Debido a la naturaleza de las operaciones de producción de hidrocarburos, es necesario contar con equipos para evaluar periódicamente los volúmenes aportados de gas, aceite, condensado y agua de cada uno de los pozos, para así controlar y optimizar la producción y obtener información adecuada para proyectos de ingeniería de pozos y yacimientos, de tal manera que con la información adquirida de las mediciones sea posible definir el esquema adecuado de explotación que permita cumplir con los compromisos de producción de los diversos campos con los que cuenta la Región Norte.

Adicionalmente estos equipos son necesarios para apoyar la ejecución de las operaciones en pozos e instalaciones y contar con equipos de separación para explotar aquellos pozos que no cuentan con infraestructura de producción o bien que por el tamaño del yacimiento no justifica la construcción definitiva de instalaciones superficiales.








De igual forma contar con un servicio de detección y eliminación de arena producida en los pozos que asì lo requieran para minimizar el desgaste de las instalaciones superficiales de producción y prevenir con ello posibles fugas o daños a las instalaciones que impacten al medio ambiente.

III.I- INFORMACIÓN TÉCNICA Y RECURSOS QUE PROPORCIONARÁ LA CONVOCANTE.

El PROVEEDOR deberá realizar, a su sola costa, todas las actividades para llevar a cabo los servicios de medición, separación y manejo de fases en pozos e instalaciones.

El PROVEEDOR proporcionará los diferentes equipos necesarios para la medición y manejo de fluidos y manejo de sólidos producidos por los pozos, encargándose de realizar la instalación de los equipos solicitados en la orden de trabajo así como su operación, todo esto en permanente coordinación y conciliación con el residente de obra de Pemex exploración y producción.

Se pagará solamente el equipo utilizado durante el tiempo en que se tenga flujo a través de los equipos del PROVEEDOR solicitados en la orden de trabajo, aplicándose los precios unitarios del formato “DE-9” de este contrato.

LOS SERVICIOS REQUERIDOS SON:

Maniful de estrangulación para presiones de operación de 10,000 psi con dos porta estranguladores Separador de sólidos (desarenador) para una presión de operación de 2000 psi Separador trifásico para una presión mínima de trabajo de 30 psi y máxima de 1500 psi con

capacidad de 20 millones de pies cúbicos diarios de gas (mmpcd) y 2000 bdp de líquido Presa metálica cerrada con capacidad de 30 m3 para almacenamientos de líquidos y arena. Servicio de quemador vertical Servicio de desalojo de líquidos Sistema de desarenador automatizado Servicio de detección de arena Sistema integral de medición bifásica con compresión integrada, separador de gas y líquidos y

reinyección a las líneas de distribución con capacidad de 0 a 0.700 millones de pies cúbicos diarios de (mmpcd) de gas y 300 bdp de líquidos

Conexión de líneas de succión de macroperas para manejo de fluidos/medición bifásica. Conexión de líneas de descarga de macroperas para manejo de fluidos/medición bifásica.

Es responsabilidad del PROVEEDOR instalar los dispositivos adicionales de acuerdo con las condiciones








de operación, para que la operación de su equipo sea correcta, segura y confiable.

El PROVEEDOR deberá considerar en su precio unitario que la unidad de medida es equipo-hr (partidas 1 al 5), equipo-día (partida 7,8 y 9) y servicio (partidas 6,10 y11), siendo el pago mínimo de 24 hrs. por equipo en una misma localización, entendiéndose que se pagará únicamente el tiempo efectivo de operación de los equipos solicitados, salvo en los casos en que el pozo tenga un sistema artificial que opera intermitente en cuyo caso se deberá continuar la medición por el tiempo indicado en la orden del trabajo.

El pago del servicio se efectuará únicamente por las horas de operación acorde al formato “DE-9”. Unidad: equipo/hora. El tiempo de pago inicial será a partir de que el equipo este 100% instalado, probado hidrostáticamente y se tenga flujo.

El PROVEEDOR deberá considerar en la integración de los precios unitarios que establezca en las diferentes partidas del formato “DE-9”, el personal, equipo, refaccionamiento y mantenimiento de los mismos equipos, así como considerar la utilización de una planta generadora de energía y una caseta habitación para operar con cada equipo en los sitios en los que sea requerido en los servicios.

El PROVEEDOR se encargará de proporcionar el equipo en condiciones optimas de operación continua, durante el lapso que dure el contrato, será obligación del PROVEEDOR reponer los materiales y refacciones que se deterioren por causas mismas de la operación; para lo cual el PROVEEDOR deberá efectuar a su sola costa la inspección de todos y cada uno de sus equipos continuamente y al detectar alguna falla o deterioro en alguna pieza la cual deberá sustituir de acuerdo a las características originales de las mismas.

El PROVEEDOR se encargará de realizar la instalación del equipo garantizando la integridad y seguridad en las conexiones, tuberías y su equipo en general acorde a las presiones a manejar, de acuerdo a los diagramas correspondientes incluidos en el anexo “a” de estas bases. Esto en permanente coordinación y conciliación con personal de Pemex Exploración y Producción.

Todas las conexiones que se requieran para interconectar el pozo, cabezal de recolección o instalación indicada, al equipo del PROVEEDOR deberán ser proporcionadas por el mismo PROVEEDOR. Los niples de interconexión deberán tener en un extremo una brida soldada de especificaciones similares a las bridas de Pemex Exploración y Producción en el sitio de conexión, debidamente certificadas y en el otro extremo deberán tener conexión tipo Weco 1502.Los equipos, tuberías y accesorios deberán ser para servicio amargo (H2S). El PROVEEDOR deberá








atender cualquier solicitud para realizar los servicios encomendados, a cualquier hora y día durante la vigencia de este contrato, obligándose a atenderla en un tiempo máximo de 24 (veinticuatro) horas a partir de la recepción de la orden del trabajo. Las órdenes para realizar un trabajo se harán por escrito, en caso necesario la orden se podrá expresar de manera verbal, pero deberá confirmarse por escrito durante las siguientes 12 horas.

El PROVEEDOR deberá realizar una prueba hidrostática durante 30 minutos al equipo ya instalado, la presión de prueba deberá ser de cuando menos 1.25 veces la presión de operación del equipo de Pemex Exploración y producción en el punto donde se interconecte, anotándose en la bitácora del equipo y quedando evidencia gráfica de la prueba. Lo anterior se deberá efectuar cada vez que se instale y/o se realice algún cambio o modificación en las conexiones de la instalación realizada.

Cuando Pemex Exploración y Producción determine que los servicios no se han efectuado de acuerdo con lo establecido en el contrato o los resultados sean de calidad deficiente por falla de los equipos y/o no se efectúen bajo los procedimientos aprobados por PEP, se requerirá al PROVEEDOR la corrección inmediata de las desviaciones, la cual deberá llevar a cabo el PROVEEDOR por su cuenta, sin cargo adicional para Pemex Exploración y Producción.

El PROVEEDOR deberá contar con el equipo necesario para atender hasta 5 (cinco) operaciones simultáneas de medición con equipo completo, para servicio amargo (H2S).

El PROVEEDOR deberá considerar el personal, transporte, así como las conexiones para árboles de válvulas con presiones de trabajo de 5,000 (cinco mil) y 10,000 (diez mil) lb/pg² y/o cabezales de recolección con conexiones ANSI 600, además de instalarse a una distancia mínima de 10 m. en dirección al flujo y 3 m, laterales, anclando toda la tubería de acuerdo a las disposiciones de seguridad correspondiente.

El PROVEEDOR en los servicios de detección de sólidos en las corrientes de los pozos deberá utilizar el equipo adecuado para efectuar los servicios sin dañar las instalaciones de Pemex Exploración y Producción. Este equipo se pagará por equipo/día de detección.

El PROVEEDOR se encargará de mantener los equipos en condiciones óptimas de operación continua, durante el lapso que dure el contrato. en caso de falla durante los servicios, el PROVEEDOR deberá repetir el trabajo, sin cargo adicional y a entera satisfacción de Pemex Exploración y Producción. Los materiales y refacciones que se deterioren por causas mismas de la operación, será obligación del PROVEEDOR reponerlas de acuerdo a las características originales de las mismas.








Cuando las operaciones requieran incineración de gas a cielo abierto, el PROVEEDOR se encargará de tramitar los permisos de quema correspondientes de emisiones a cielo abierto con 15 días de anticipación ante el Departamento de Seguridad Industrial y Protección Ambiental (SIPA) de Pemex Exploración y Producción, de acuerdo con lo establecido en el anexo “S” Cuarta versión y en la ley general de equilibrio ecológico y protección al ambiente.

En relación al manejo de los líquidos el PROVEEDOR deberá cumplir con lo establecido en el reglamento en materia para el manejo, transporte y disposición de materiales o residuos peligrosos aceptando Pemex Exploración y Producción que se subcontrate el transporte de líquidos siempre y cuando se cumpla con los requerimientos en materia de seguridad que debe tener el equipo, siendo la disposición final donde Pemex Exploración y Producción lo determine.

El PROVEEDOR es el responsable de la operación de los equipos, por lo que se obliga a realizarlos con la mejor calidad, de acuerdo con todo lo señalado en el presente anexo, donde se indica que, si bajo ciertas circunstancias no se cumplen con los requisitos operativos por causas imputables al PROVEEDOR, se harán acreedores a las sanciones que aquí se establecen, en ese sentido, estas sanciones deberán aplicarse cuando operativamente o por una mala planeación logística durante la ejecución de un trabajo, el equipo o el manejo de ellos no sea el adecuado y provoque fallas en el cumplimiento del mismo.

IV.- LUGAR DE EJECUCIÓN DE LOS SERVICIOS.

Los servicios deberán ejecutarse en los pozos, colectores e instalaciones en general de los campos que pertenecen a la región norte tales como: Acuatempa, Álamo, Caristay, Castillo de Teayo, Cerro del carbón, Copal, Escolín, Ezequiel Ordoñez Mozutla, Muro, Nuevo Progreso, Papantla, Horcones, Humapa, Tajín, Temapache, Tres hermanos, Ébano, Pánuco, Cacalilao, Barcodon, Tamaulipas, Constituciones, entre otros campos que pertenecen a la Región Norte los cuales son enunciativos mas no limitativos, ya que pueden incrementarse o disminuir dependiendo de las necesidades.

El PROVEEDOR deberá contar con instalaciones administrativas en la zona conurbada en Poza rica, Veracruz, así como contar con instalaciones de campo adecuadas y suficientes para llevar a cabo todos los servicios relacionados con el contrato, las cuales deberán estar equipadas con todo lo necesario: personal capacitado necesario, equipo de cómputo, impresora, scanner, fax, equipo de radiocomunicación para enlazar la obra con la oficina, teléfono, celular, servicio de energía eléctrica, agua, avisos precautorios.








La residencia de Pemex Exploración y Producción se ubicara en el departamento de operación de pozos del Activo de Producción Poza Rica-Altamira, Bulevard Lázaro Cárdenas, colonia Herradura, interior del campo Pemex en Poza Rica- Veracruz.

V.- HORARIO Y PROGRAMA DE ACTIVIDADES.

El PROVEEDOR efectuará el aforo de pozos considerando que el residente determinará el tiempo por pozo de acuerdo a las necesidades o programa que se tenga y de acuerdo al comportamiento de la prueba, podrá prolongarse hasta que Pemex Exploración y Producción lo requiera para lo cual deberá utilizar en la descarga del pozo, cabezal de recolección y/o instalación de Pemex Exploración y Producción, el equipo superficial necesario para manejar los productos producidos, separarlos y cuantificarlos

V.I FORMA DE EJECUCIÓN DE LOS SERVICIOS

El PROVEEDOR realizar la medición de pozos, así como la medición de corrientes a requerimiento de PEP, cada servicio contemplara la medición por 24 horas y empezará a contar como tal, en el momento en que el equipo se encuentre instalado y probado en el pozo donde se requiera.

Las mediciones de pozos y corrientes de producción que proporcionará el PROVEEDOR, objeto de este contrato, serán solicitadas por PEP a través de órdenes de servicio o programas de medición , por escrito e enviadas a través de medio electrónico, estas órdenes serán el instrumento oficial que genere y avale la supervisión de la ejecución de dicha orden y serán así mismo, el principal elemento de control para la administración y supervisión del contrato, ya que estas serán empleadas como la base para la estimación de pagos y/o deducciones correspondientes. Por lo anterior, las ordenes y/o programas de de servicio concluirán con la firma de aceptación por parte del supervisor de PEP y el representante de la compañía.

En condiciones de caso fortuito o causas de fuerza mayo que conlleven a la suspensión de la operación de los sistemas de medición y que no sean causas imputables de PEP, no se genera obligación de pago, para la ejecución de los servicios contratados.

El PROVEEDOR deberá realizar comparaciones de la medición del aceite y agua contra tanque para verificar las desviaciones que se en los equipos de medición al inicio del contrato y posteriormente con una frecuencia trimestral o a requerimientos del supervisor de PEP, para cada uno de los equipos de medición.

No se reconocerá pago alguno en caso de que el PROVEEDOR realice mediciones de pozos y/o corrientes que no se encuentren indicados en la orden de servicio.








Será responsabilidad del PROVEEDOR capturar los movimientos diarios de la medición de pozos en los sistemas institucionales con los cuales PEP administrara la producción (hojas de cálculo, AVOCET, etc).

El PROVEEDOR deberá considerar todo aquello que no este expresamente estipulado o descrito anteriormente, pero que implícitamente sean necesario para la medición de pozos y servicios complementarios a satisfacción de PEP dentro de los alcances establecidos en estas bases.

El PROVEEDOR llevara un registro fotográfico histórico de las diferentes actividades realizadas en campo, donde se pueda evidenciar el antes el trabajo realizado.

VII.- EQUIPO Y HERRAMIENTA

El PROVEEDOR deberá contar con el equipo necesario para atender mínimo 5 (cinco) intervenciones simultáneas con equipo de medición, para servicio amargo (H2S) equipados con sistemas de medición electrónica de gas, condensado y agua, a tiempo real, así como el comportamiento de la presión del pozo y línea, además deberá contar con mínimo de 5 (cinco) presas para fluir el pozo, así como equipo de transporte de líquidos que resulten de la medición de los pozos hacia la batería que se indique o donde Pemex Exploración y producción lo determine. Cuando se requiera mas equipo por parte de Pemex Exploración y Producción, el PROVEEDOR contará con 30 días naturales para poner en operación el o los equipos y presas metálicas adicionales a partir de la fecha de la solicitud.

El PROVEEDOR deberá contar como mínimo con 3 (tres) sistemas de desarenador automatizados para la operación de limpieza de pozos. El sistema automatizado debe incluir un recipiente para la operación principal de desarenado. El recipiente debe ser diseñado considerando una presión de trabajo máxima de 2,000 psi. y 20 mmpcd a 1300 psi e incluir válvula de relevo y disco de ruptura, tubería de entrada, salida y descarga de arena del recipiente mínimo de 2”ø con conexión rápida tipo Weco 1502.

Los equipos objeto de este contrato no deberán de estar comprometidos en ningún otro contrato al inicio de los servicios.

Para las actividades se utilizarán como equipo complementario:

Caseta habitación para tres personas con cocineta, refrigerador aire acondicionado, baño, con chasis y llantas para que sea de fácil traslado, con dimensiones mínimas de 8 x 2 m.

Planta generadora de energía eléctrica con mástil y bombillas de 1000 watts cada una, para alumbrar el equipo por las noches y proporcionar energía eléctrica a la caseta habitación.

El personal que se encuentre en la localización deberá contar con comunicación tanto con Representante Legal: _______________________________ Representante de PEP: ________________________ (Nombre y Firma) (Nombre y Firma) Nombre o Razón Social: _____________________________







el ingeniero, gerente u oficina del PROVEEDOR como con el supervisor y/o residente de Pemex Exploración y Producción.

Se considerará como equipo de medición cuando este conste de: válvula de seguridad, maniful de estrangulación, separador de sólidos (arena), separador de líquidos y gas tipo trifásico, quemadores verticales, presa metálica, trailer habitación, planta de iluminación, línea de quema y conexiones.

Para la detección de arena el PROVEEDOR deberá contar con un equipo detector ultrasónico para instalarse en tuberías de 2” ø hasta 6” ø en el momento que Pemex Exploración y Producción lo requiera, entregando el reporte con el volumen de sólidos aportado por el pozo por el periodo que Pemex Exploración y Producción determinen y que emita el detector. Este equipo deberá contar con un software para proporcionar el comportamiento grafico, que podrá utilizarse como reporte.

El PROVEEDOR deberá contar con equipo de radio comunicación permanente en los sitios donde se esté interviniendo, a fin de enterar de la operación al personal técnico y al residente de obra de Pemex Exploración y Producción en el momento que lo soliciten, por lo que deberá proporcionar a este último dos equipos de comunicación durante la vigencia del contrato. Además, el personal técnico del PROVEEDOR deberá hablar español. Los supervisores de campo deberán radicar o en la zona conurbada de Poza Rica, Veracruz, proporcionando su domicilio y número de teléfono al residente de obra de Pemex Exploración y Producción.

VIII.- PERSONAL

El PROVEEDOR deberá contar como mínimo con el siguiente personal para la ejecución del contrato:

El SUPERVISOR DE CONTRATO designado por el PROVEEDOR deberá contar con experiencia en la administración de proyectos y manejo de personal clave de los mismos; por lo que debe contar con un mínimo de 5 años de experiencia en este tipo de actividades y deberá tener como mínimo grado de estudios a nivel licenciatura, preferentemente en ingeniería petrolera o equivalente en cualquier rama de la ingeniería relacionada con los servicios objeto del contrato. El gerente del proyecto designado por el PROVEEDOR, mantendrá una línea de comunicación directa con PEMEX quien será responsable de todo lo relacionado con el contrato y será responsable de coordinar todo el personal empleado por el PROVEEDOR; el cumplimiento del control de calidad, la procura y suministro de equipos, la capacitación, la entrega de toda la documentación, las juntas con Pemex Exploración y Producción, etc. a fin de asegurar que todos los requerimientos especificados en este








contrato se cumplan, para garantizar la calidad en la ejecución de los servicios objeto de este contrato, el personal de apoyo del PROVEEDOR deberá tener experiencia comprobable en el manejo de gas dulce, gas amargo y condensado y Pemex Exploración y Producción requiere durante la vigencia del contrato lo siguiente:

ENCARGADO DE SEGURIDAD INDUSTRIAL: Profesionista con experiencia mínima de dos años en servicios relacionados al objeto de este contrato, responsable de las gestiones relativas al análisis, evaluación, ejecución y supervisión de seguridad, salud y protección ambiental siguiendo y aplicando los lineamiento de anexo S cuarta versión

SUPERVISORES DE CAMPO Dos ingenieros especialistas en servicios relacionados al objeto de este contrato, los cuales estarán en contacto permanente con el residente de obra de Pemex Exploración y Producción durante la vigencia del contrato, para que asistan a las localizaciones en donde se ejecuten los servicios y participarán en la toma de decisiones bajo su responsabilidad

Durante la ejecución de los servicios solicitados a través de la orden de servicio, el PROVEEDOR deberá tener un ingeniero y dos ayudantes (las 24 horas) en el pozo durante el tiempo que dure la operación de los equipos.

Las cuadrillas para medición, separación y operación de pozos, constarán de dos personal que tengan experiencia en operación relacionado con el objeto de este contrato.

El personal requerido para proporcionar los servicios objeto de este contrato es responsabilidad del PROVEEDOR.

El PROVEEDOR tendrá diez días hábiles posterior a la firma del contrato para entregar el análisis de laboratorio antidoping de todo su personal al residente de obra de Pemex Exploración y Producción, la persona que resulte positivo con cualquier tipo de enervantes (cocaína, marihuana u otro similar), deberá ser sustituido en forma inmediata, sin perjuicio a lo anterior, Pemex Exploración y Producción, podrá solicitar en cualquier momento durante la vigencia del contrato, pruebas antidoping de su personal. Estas pruebas deberán actualizarse cada seis meses durante la vigencia del mismo.

Pemex Exploración y Producción podrá rechazar a cualquier trabajador del PROVEEDOR, que no cumpla con los requerimientos de los servicios contratados el cual se sustituirá de manera inmediata por otro que si cuente con la experiencia requerida. El PROVEEDOR se obliga a comunicar al representante de Pemex Exploración y Producción de manera inmediata del personal adicional que contrate y/o se incorpore a su base para atender y/o colaborar en los servicios de este contrato, durante la vigencia del mismo, Representante Legal: _______________________________ Representante de PEP: ________________________ (Nombre y Firma) (Nombre y Firma) Nombre o Razón Social: _____________________________







presentando su curriculum vitae, en el entendido de que Pemex Exploración y Producción podrá rechazar a cualquier personal que no cumpla con la experiencia señalada en el punto anterior, así como su examen antidoping.

Todo el personal anteriormente descrito deberá contar con la acreditación del curso de seguridad RIG-PASS vigente.

IX.- MATERIALES.

En todo momento, el PROVEEDOR tendrá la responsabilidad absoluta de garantizar que todos los materiales utilizados en la ejecución de los servicios, concuerden con las especificaciones del contrato y se encuentren en estado óptimo de operación. si el PROVEEDOR identifica materiales defectuosos, desgastados o que no cumplen con las especificaciones del contrato, deberá reponer tales materiales para asegurar el cumplimiento de lo dispuesto en el contrato garantizando la operación eficiente y segura de los equipos debidamente documentada, contando con la comprobación de sus pruebas no destructivas, pruebas hidrostáticas, barridos con ultrasonido, medición de espesores, memoria de cálculo, etc. asegurando la operación durante el tiempo de ejecución del contrato.

X.- OBLIGACIONES DEL PROVEEDOR

EL PROVEEDOR SE SUJETARÁ A LO SIGUIENTE:

El PROVEEDOR deberá contar desde el inicio del contrato con personal y el equipo necesario para el desarrollo de los servicios objeto de este contrato. En el caso de que el PROVEEDOR mantenga un contrato vigente o similar con Pemex Exploración y Producción Región Norte, el PROVEEDOR está obligado a realizar los servicios objeto de este contrato, en la fecha y pozo o instalación que Pemex Exploración y Producción lo requiera.

Con respecto a las mediciones de flujo, Pemex Exploración y Producción aceptará un rango de desviación máxima del 5%, en los casos en que se detecte anomalías de medición de flujos por causas de descalibración de los equipos del PROVEEDOR, Pemex Exploración y Producción no tendrá la obligación de pagar el tiempo de operación del equipo o equipos donde se detecte esta

anomalía, solicitando al PROVEEDOR realizar la corrección inmediata de la misma.








El PROVEEDOR deberá apegarse a lo estipulado en la orden de servicio emitida por el o los supervisores que designe PEMEX para estos servicios, en caso de que el PROVEEDOR no cumpla con lo estipulado en este punto, no se pagará el tiempo en que los equipos se encuentren trabajando en la localización.

Si los equipos del PROVEEDOR utilizados durante la operación no corresponden a las especificaciones técnicas, capacidades y/o características solicitadas por Pemex Exploración y

Producción, deberán ser reemplazados de inmediato y definitivamente.

OBLIGACIONES DEL PROVEEDOR:

Los servicios que proporcionará el PROVEEDOR, objeto de este contrato, serán solicitados por Pemex Exploración y Producción, a través de ordenes de trabajo por escrito, éstas órdenes serán el instrumento oficial que genere y avale la realización de cualquier trabajo y serán así mismo, el principal elemento de control para la administración y supervisión del contrato, ya que éstas serán empleadas como la base para la estimación de pagos y/o deducciones correspondientes. Por lo anterior, todas las órdenes de trabajo concluirán con la firma de aceptación por parte del supervisor representante por parte de Pemex.

Será responsabilidad del PROVEEDOR la impresión de los formatos correspondientes para las ordenes de trabajo, los cual se describe en este mismo formato, este formato deberá imprimirse en papel tamaño carta debidamente foliadas, en original y dos copias, el original se integrará al libro blanco del contrato y las copias se utilizarán para control de Pemex Exploración y Producción y del PROVEEDOR.

Para solicitar el servicio objeto de este contrato, la orden de trabajo se describe de la siguiente manera y debe contener lo siguiente:

Número consecutivo de orden de trabajo, fecha de solicitud, fecha de realización de los servicios, fecha requerida de entrega de la información solicitada, pozo(s) a intervenir, información básica proporcionada y las observaciones que Pemex Exploración y Producción considere pertinentes. Así mismo, contendrá los nombres y firmas de quien genera la orden de trabajo por parte de Pemex Exploración y Producción y quien recibe por parte del PROVEEDOR; así como, de quien entrega el informe detallado correspondiente por parte del PROVEEDOR y quien acepta por parte de Pemex Exploración y Producción. (Ver formato en el anexo “A”).








El PROVEEDOR deberá utilizar los recursos técnicos, materiales y humanos necesarios para llevar a cabo con eficiencia, calidad y oportunidad la operación de los servicios, utilizando para ello, como mínimo dos ingenieros que funjan como supervisores directos de su personal de campo, los cuales verificarán el funcionamiento de todos los equipos; un operador y dos ayudantes para operar cada uno de los equipos de medición y limpieza, en caso de requerirse la operación únicamente de maniful y presa metálica, se requerirá de un operador y un ayudante únicamente, siempre que se cumpla en tiempo con los servicios.

El PROVEEDOR ejecutará los servicios de medición de gas y fluidos de los pozos, realizando las siguientes pruebas:

El PROVEEDOR efectuará el aforo de pozos considerando que el residente determinará el tiempo por pozo de acuerdo a las necesidades o programa que se tenga y de acuerdo al comportamiento de la prueba, podrá prolongarse hasta que Pemex Exploración y Producción lo requiera para lo cual deberá utilizar en la descarga del pozo, cabezal de recolección y/o instalación de Pemex Exploración y Producción, el equipo superficial necesario para manejar los productos producidos, separarlos y cuantificarlos, considerando una presión de separación mínima de 30 lb/pg² y una presión de trabajo de 2000 psi dicho equipo consistirá, en forma enunciativa y no limitativa, de lo siguiente:

Tramos de tubería de diámetros mínimos de 2” con presión de trabajo de 10,000 (diez mil) lb/pg² para servicio en h2s incluyendo accesorios (tees, codos y conexiones con certificación api y nace). con conexiones de golpe tipo Weco 1502.

Niples de interconexión para ser colocados en los puntos de interconexión del árbol de válvulas, cabezal de recolección y/o instalación de Pemex Exploración y Producción con bridas soldadas de acuerdo a las siguientes especificaciones:

2”, tipo “RTJ”, ANSI 600 a 2” 1502. 2”, tipo “RTJ”, ANSI 300 a 2” 1502. 4”, tipo “RTJ”, ANSI 600 a 2” 1502. 4”, tipo “RTJ”, ANSI 300 a 2” 1502. 6”, tipo “RTJ”, ANSI 600 a 2” 1502. 6”, tipo “RTJ”, ANSI 300 a 2” 1502. 8”, tipo “RTJ”, ANSI 600 a 2” 1502. 8”, tipo “RTJ”, ANSI 300 a 2” 1502. 2” para 10,000 y 5,000 psi, tipo RTJ








2”, tipo “RF”, ANSI 600 a 2” 1502. 2”, tipo “RF”, ANSI 300 a 2” 1502. 4”, tipo “RF”, ANSI 600 a 2” 1502. 4”, tipo “RF”, ANSI 300 a 2” 1502. 6”, tipo “RF”, ANSI 600 a 2” 1502. 6”, tipo “RF”, ANSI 300 a 2” 1502. 8”, tipo “RF”, ANSI 600 a 2” 1502. 8”, tipo “RF”, ANSI 300 a 2” 1502

CANTIDAD DESCRIPCIÓN

10 Separador de gas y líquidos del tipo trifásico presión de trabajo 1440

10 Caseta Habitación

10 Plantas generadoras de energía eléctrica con mástil con al menos 2 puntos de iluminación

20 Camiones 350

13 Equipos de comunicación

1 Tracto camión con plana remolque

1 Camioneta de ¾ tonelada

6 Presa metálica de 30m3

10 Manifold de estrangulación para una presión de trabajo 10,000 Psi (Servicio 2 H2S y 8 Std)

10 Válvulas de seguridad para cierre de emergencia de 2 “ x 2”

3 Separadores de sólidos presión de trabajo de 3,000 Psi

3 Quemadores Vertical tipo vela

5 Bombas para realizar pruebas hidrostáticas hasta 10,000 Psi

80 Tubería de 2” para presión de trabajo de 10,000 psi servicio de H2S

300 Tubería de 2” para presión de trabajo de 10,000 psi servicio de Estándar

Dispositivo de seguridad con control remoto, para servicio de H2S, colocado Inmediatamente después o en la bajante del árbol de válvulas, cabezal de recolección y/o instalación de Pemex Exploración y Producción hacia el equipo del PROVEEDOR para efectuar el cierre del pozo en caso de alguna eventualidad o emergencia.

PEMEX establecerá prioridades, secuencias y sincronizará los pasos a seguir respecto a la operación del equipo, notificando al PROVEEDOR con un mínimo de 24 horas de anticipación la modificación del programa de trabajo, contando el PROVEEDOR con 24 horas para su instalación a partir de esta notificación.








El PROVEEDOR efectuará la detección de arena por medio de un equipo ultrasónico, el cual cuantificará el volumen de sólidos que pasa en la corriente de fluidos producidos por el pozo, esta se efectuará en tuberías de líneas de descarga que van de 2”ø hasta 6”ø. este servicio se solicitará mediante órdenes de servicios.

El PROVEEDOR se encargará de proporcionar el equipo en condiciones óptimas de operación continua, durante el lapso que dure el contrato. Los materiales y refacciones que se deterioren, será obligación del PROVEEDOR reponerlas de acuerdo a las características originales de las mismas de manera inmediata.

El PROVEEDOR no recibirá pago alguno por servicios que, por causas imputables a él, no se hubieran efectuado conforme al programa o que hubieran ocasionado daño parcial o total a instalaciones de Pemex Exploración y Producción además el PROVEEDOR pagará el importe total de los daños causados.

Al termino de los servicios deberá entregar un reporte escrito y otro electrónico de las operaciones realizadas al residente de obra que designe Pemex Exploración y Producción, en el entendido que el personal de la compañía deberá informar del comportamiento del pozo al residente de obra de Pemex Exploración y Producción, en todo momento que lo solicite.

CAPACITACION.

El PROVEEDOR deberá considerar un plan de capacitación para el personal de Pemex Exploración y Producción en las áreas de medición de gas y líquidos en pozos productores de hidrocarburos. el objetivo fundamental de la capacitación es proporcionar al personal asignado por Pemex Exploración y Producción los elementos que les permitan obtener las habilidades y conocimiento necesarios para realizar la medición de los pozos.

El PROVEEDOR deberá elaborar el programa de capacitación de acuerdo a los siguientes lineamientos:

a) todos los cursos y materiales correspondientes deberán ser impartidos en idioma español ó en inglés con traducción simultánea al español.

b) El PROVEEDOR deberá contar con las instalaciones para la realización de los cursos (poza rica, ver.), así como los materiales y el equipo necesario (computadoras, sistemas audiovisuales) en








condiciones óptimas de funcionamiento, para cubrir el desarrollo de la teoría y práctica del curso. deberá contar con el equipo en forma individual, durante el período requerido para impartir los mismos.

c) El PROVEEDOR deberá proporcionar el material didáctico necesario de cada curso a cada participante. (lápices, plumas, cuadernos, copias fotostáticas)

d) Los cursos de entrenamiento deben prepararse para un máximo de 8 (ocho) personas por grupo.

Los cursos de entrenamiento deben comprender teoría y práctica, en el caso particular de los equipos se deberá dar énfasis a las pruebas, procedimientos de instalación, alineamiento y puesta en operación, solución de las fallas más comunes, procedimientos para el reemplazo de unidades dañadas, descripción de diagramas de bloques y de circuitos para todas las unidades que componen los equipos de las estaciones para esta parte del curso. Deberá considerar 2 (dos) cursos al año para impartirse de común acuerdo con la residencia de Pemex Exploración y Producción.

PROCEDIMIENTOS.

Cuando PEP determine que la medición no se ha efectuado de acuerdo con lo establecido en el contrato o los resultados sean de calidad deficiente por falla de los equipos y/o procedimientos inadecuados en la ejecución de los mismos requerirá que el PROVEEDOR efectúe su corrección inmediata obligándose a repetir la medición correspondiente, la cual deberá llevar a cabo por su cuenta. Pemex Exploración y Producción efectuará evaluaciones en base a lo estipulado en este contrato cuando lo considere necesario de los servicios prestados por el PROVEEDOR, calificando los resultados del trabajo y el desempeño mostrado en sus servicios; si el PROVEEDOR no cumpliera con lo contratado con PEP, será motivo suficiente para suspender los servicios amparados en la orden de trabajo, por lo que no se efectuará pago alguno por dicho servicio, que por causas imputables al PROVEEDOR no se realizaron.

En el caso de que el PROVEEDOR incurra en lo señalado en el punto anterior, deberá presentar ante PEP las acciones o medidas preventivas y/o correctivas para ejecutar de forma adecuada sus servicios, Pemex Exploración y Producción a través del residente de obra efectuará una inspección de las medidas presentadas y Pemex Exploración y Producción tomará las acciones a que haya lugar y el residente de obra de Pemex Exploración y Producción podrá cancelar la orden de trabajo y posteriormente rescindir el contrato si los servicios no son efectuados a su entera satisfacción.








En ejercicio de su derecho de supervisión, Pemex Exploración y Producción podrá verificar que se cumplan las especificaciones del contrato en relación con los servicios realizados y constatar que en todo momento se cumplan las normas de seguridad y medio ambiente asimismo, Pemex Exploración y Producción tendrá la facultad de suspender los servicios en aquellos casos en que se ponga en peligro la seguridad de las personas, pozos o instalaciones.

El representante de Pemex Exploración y Producción podrá verificar el equipo y materiales que serán utilizados por el PROVEEDOR y que las pruebas realizadas a los equipos, materiales y productos químicos se encuentren dentro de las especificaciones del contrato, y en general, cualquier procedimiento u operación necesaria para la ejecución de los servicios objeto de este contrato.

Cuando PEP determine que la medición no se ha efectuado de acuerdo con lo establecido en el contrato o los resultados sean de calidad deficiente por falla de los equipos y/o procedimientos inadecuados en la ejecución de los mismos requerirá que el PROVEEDOR efectúe su corrección inmediata obligándose a repetir la medición correspondiente, la cual deberá llevar a cabo por su cuenta.

PEMEX efectuará evaluaciones en base a lo estipulado en este contrato cuando lo considere necesario de los servicios prestados por el PROVEEDOR, calificando los resultados del trabajo y el desempeño mostrado en sus servicios; si el PROVEEDOR no cumpliera con lo contratado con PEP, será motivo suficiente para suspender los servicios amparados en la orden de trabajo, por lo que no se efectuará pago alguno por dicho servicio, que por causas imputables al PROVEEDOR no se realizaron.

XI.- NORMAS, ESPECIFICACIONES Y CÓDIGOS

XI.I DEFINICIONES Y ABREVIATURAS.

ABREVIATURAS. DEFINICIONES

PEMEX O PEP Pemex Exploración y ProducciónE.M.A Entidad Mexicana de Acreditación.

NRF Normas de Referencia de PEMEX

ASME Sociedad Americana de Ingenieros Mecánicos

API Instituto Americano del Petróleo.








ANSI Instituto Nacional Americano de EstándaresDIAM Diámetro.

ECOL Ecología.NACE Asociación Nacional de Ingenieros en CorrosiónISO International Organization For StandardizationIEC International Electro technical Commission

ISAThe Instrumentation, Systems, And Automation

Society

PROVEEDOR: La persona que celebre contratos de obras públicas o de servicios relacionados con las mismas.

SUPERVISIÓN: Persona o personas a las que Pemex Exploración y Producción encarga la vigilancia de los servicios amparados de este contrato (auxilio técnico de residencia de obra).

SUPERVISOR DE CONTRATO: El representante del PROVEEDOR ante Pemex Exploración y Producción para cumplir con los términos y condiciones pactados en el contrato en lo relacionado con la ejecución de los servicios.

RESIDENTE DE CONTRATO: Representante de Pemex Exploración y Producción que tiene las facultades, conocimientos, habilidades, experiencia y autoridad suficiente para llevar la administración y dirección de los servicios encomendados a los que se hará cargo quien tendrá las facultades y obligaciones a que se refieren los artículos 83 y 84 del reglamento de la ley de obras públicas y servicios relacionados con las mismas.

XII-II.- NORMAS, ESPECIFICACIONES Y CÓDIGOS.

La ejecución de los servicios que se llevarán a cabo de acuerdo a las normas, especificaciones y códigos, que se señalan a continuación. Además podrán aplicarse, previa revisión y aprobación del supervisor de PEP, aquellas ya comprobadas y aceptadas que como consecuencia de los adelantos tecnológicos, superen o mejoren a las señaladas en costo, funcionamiento y calidad.

No. DESCRIPCIÓN








NORMAS :

NORMAS OFICIALES MEXICANAS NOM

SECRETARIA DE MEDIO AMBIENTE Y RECURSOS NATURALES (SEMARNAT)

INSTITUTO MEXICANO DEL PETROLEO

H-201 Especificación I.M.P. para tuberías de proceso y servicios auxiliares, Clasificación de materiales por servicio

ISO 2186:1973

ISO 2714:1980

ISO 2715:1981

ISO 4006:1991

ISO 4266-1:2002

ISO 4266-42002

ISO 5167-1:2003

ISO 5167-2:2003

ISO 6551:1982

ISO 7066-2:1988

ISO 7278-1:1987

INTERNATIONAL ORGANIZATION FOR STANDARDIZATION (ISO)

Fluid flow in closed conduits – Connections for pressure signal transmission between primary and secondary elements.

Liquid hydrocarbons - Volumetric measurement by displacement meter systems other than dispensing pumps.

Liquid hydrocarbons - Volumetric measurement by turbine meter systems.

Measurement of fluid flow in closed conduits - Vocabulary and symbols.

Petroleum and liquid petroleum products – Measurement of level and temperature in storage tanks by automatic methods – Part 1: Measurement of level in atmospheric tanks.

Petroleum and liquid petroleum products – Measurement of level and temperature in storage tanks by automatic methods – Part 4: Measurement of temperature in atmospheric tanks.

Measurement of fluid flow by means of pressure differential devices inserted in circular cross-section conduits running full – Part 1: General principles and requirements.

Measurement of fluid flow by means of pressure differential devices inserted in circular cross-section conduits running full – Part 2: Orifice plates.

Petroleum liquid and gases – Fidelity and security of dynamic measurement – Cabled transmission of electric and/or electronic pulsed data.

Assessment of uncertainty in the calibration and use of flow measurement devices. Part 2: non-linear calibration relationships.

Liquid hydrocarbons - Dynamic measurement - Proving systems for volumetric meters - Part 1: General principles.








ISO 7278-2:1988

ISO 9200:1993

ISO 9951:1993

ISO10790:1999/Amd1:2003

ISO 5168:2005

ISO/TR 7066-1:1997

ISO/TR 12764:1997

IEC 60534-1:2005

IEC 60534-2-3:1997

IEC 60534-7:1989

IEC PAS 62382:2004

Report No. 11/API MPMS 14.9:2003

ANSI/API RP 555 2001

ANSI B16.21.

Liquid hydrocarbons - Dynamic measurement - Proving systems for volumetric meters - Part 2: Pipe provers

Crude petroleum and liquid petroleum products – Volumetric metering of viscous hydrocarbons.

Measurement of gas flow in closed conduits - Turbine meters; Corrigendum 1.

Measurement of fluid flow in closed conduits – Guidance to the selection installation and use of Coriolis meters (mass flow, density and volume flow measurement). Amendment 1: Guidelines for gas measurement.

Measurement of fluid flow – Evaluation of uncertainties.

Assessment of uncertainty in calibration and use of flow measurement devices – Part 1: Linear calibration relationships.

Measurement of fluid flow in closed conduits – flow rate measurement by means of vortex shedding flow meters inserted in circular cross – Section conduits running full.

INTERNATIONAL ELECTROTECHNICAL COMMISSION (IEC)

Industrial-process control valves – Part 1: Control valve terminology and general considerations.

Industrial-process control valves – Part 2-3: Flow capacity – Test procedures.

Industrial-process control valves - Part 7: Control Valve Data Sheet.

Electrical and instrumentation loop check.

AMERICAN GAS ASSOCIATION (AGA):

Measurement of natural gas by Coriolis meter.

AMERICAN NATIONAL STANDARDS INSTITUTE (ANSI):

Process Piping

Nonmetallic flat gasket for flanges.








ANSI B16.5.

ANSI B16.11

ANSI/ASME B16.34ANSI/ISA-84.01.

ANSI/ASME B31.3

ANSI/ASME B31.8

ANSI/ASME B31.11

API-SPEC-6D

API-MPMS

API MPMS 3.6 2001

API MPMS 5.3 2005

API MPMS 5.6 2002

API MPMS 5.8 2005

API MPMS 12.1.1 2001

API MPMS 12.2 1981 (R2002)

API MPMS 14.6 1991

Pipe flanges and flanged fittings.

Forged Steel Fittings, Socket-Welding and Threaded.

Valves flanged, threaded and welding end.

Application of Safety Instrumented Systems for the Process Industries.

Chemical plant and petroleum refinery piping.

Gas transmission and distribution piping systems. Slurry transportation piping systems.

AMERICAN PETROLEUM INSTITUTE (API)

Pipeline Valves (Gate, Plug, Ball, and Check Valves) Twenty-Second Edition January-2002.

Natural gas fluids measurement.

Manual of petroleum measurement standards. Chapter 3 – Tank gauging. Section 6 – Measurement of liquid hydrocarbons by hybrid tank measurement systems.

Manual of petroleum measurement standards. Chapter 5 – Metering. Section 3 – Measurement of liquid hydrocarbons by turbine meters.

Manual of petroleum measurement standards. Chapter 5 – Metering. Section 6 - Measurement of liquid hydrocarbons by Coriolis meters.

Manual of petroleum measurement standards. Chapter 5 – Metering. Section 8 - Measurement of liquid hydrocarbons by ultrasonic flow meters using transit time technology.

Manual of petroleum measurement standards Chapter 12 - Calculation of petroleum quantities Section 1 - Calculation of static petroleum quantities Part 1 - Upright cylindrical tanks and marine vessels.

Manual of petroleum measurement standards. Chapter 12 - Calculation of petroleum quantities Section 2 - Calculation of liquid petroleum quantities measured by turbine or displacement meters.

Manual of petroleum measurement standards. Chapter 14 – Natural gas fluids








(R2006)

API MPMS 21.2 1998 (R2006)

API RP 86 2005

API RP 551 1993(R2000)

API 6FA

API SPEC 12J

API RP 5C6

API RP 51

API RP 67

API RP 554 Part I

API RP 551 1993 (2000)

API RP 552

API STD 2000

API-MPMS 8.4

API STD-1104

ASTM A53 Gr. BASTM A105

ASTM A106 Gr. B

measurement. Section 6 - Continuous density measurement

Manual of petroleum measurement standards. Chapter 21 - Flow measurement using electronic metering systems Section 2 - Flow measurement using electronic metering systems, Inferred mass. Addendum, 2000, Reaffirmed 02/2006.

Recommended practice for measurement of multiphase flow.

Process measurement instrumentation.

Specification for Fire Test for Valves Third edition April1999.

Oil and Gas Separators

Welding connections to pipe First edition

Onshore oil and gas production practices for protection of the environment. Second edition.

Recommended practices for oilfield explosives safety First edition.

Process Instrumentation and Control.

Process Measurement instrumentation

Transmission Systems.

Venting atmospheric and low pressure storage tanks.

Manual of Petroleum Measurement Standards. Standard practice for manual sampling and handling. Chapter 8, Sec.4Manual of Petroleum Measurement Standards. Measurement of liquid hydrocarbons by Coriolis meters. Chapter 5, Sec.6.Welding of pipelines and related facilities.

AMERICAN SOCIETY OF TESTING OF MATERIALS (ASTM):

Standard specification for pipe, steel, black and hot-dipped, zinc-coated welded and seamless.

Standard specification for forgings, carbon steel, for piping components.








ASTM 216 Gr WCB

ASTM A234

ASTM A181

ASTM A 182/A 182M-05a

ASTM A193

ASTM A36- ASTM A194

ASTM A 240/A 240M-06

ASTM A 276-06

ASTM A351 CF8M

ASTM A395 Gr. 60

ASTM A194

ASTM A516

ASTM A516

ASTM D711

Standard specification for seamless carbon steel pipe for high temperature service.

Standard specification for steel castings, carbon suitable for fusion welding, for high temperature service.

Standard specification for forged or rolled alloy steel pipe flanges, forged fittings and valves and parts for high temperatures service.

Standard specification for forged or rolled alloy and stainless steel pipe flanges, forged fittings, and valves and parts for high-temperature service.

Standard specification for alloy steel and stainless steel bolting materials for high temperature service.

Standard specification for carbon and alloy steel nuts for bolts for high pressure and high temperature service.

Standard specification for chromium and chromium-nickel stainless steel plate, sheet, and strip for pressure vessels and for general applications.

Standard specification for stainless steel bars and shapes.

Standard specification for structural steel.

Standard specification for carbon steel track bolts and nuts.

Standard specification for castings, austenitic-ferritic for pressure containing parts.

Standard specification for ferritic ductile iron pressure-retaining castings for use at elevated temperatures.

Standard specification for pressure vessel plates, carbon steel for moderate and lower temperature service.

Test method for rubber deterioration.

ESPECIFICACIONES: No aplicable

GPSA

GAS PROCESSORS SUPPLIERS ASSOCIATION(GPSA)

Engineering Data Book.








NACE MR0175/ISO 15156:2001

RP 0175

CS-6.-

MG-1.-

AV-1

07.1.02

09.0.05

3.119.04

2.223.01

2.411.01

2.423.01

2.317.01

2.317.02

4.311.02

NATIONAL AMERICAN CORROSION ENGINEERS (NACE).

Petroleum and natural gas industries- Material for use in H2S-containing Environments in oil and gas production- Part 1 TC 1: 2005 - General principles for selection of cracking-resistant materials.- Part 2 TC 1:2005 - Cracking-resistant carbon and low alloy steels, and the use of cast irons Part 3 TC 2:2005 - Cracking-resistant CRAs (corrosion-resistant alloys) and other alloys

Metals for Sulfide Stress Cracking and Stress Corrosion Cracking Resistance in Sour Oilfield Environments.

NATIONAL ELECTRICAL MANUFACTURERS ASSOCIATION (NEMA)

Enclosures for industrial controls and systems.

Motors and generators.

PETROLEOS MEXICANOS (PEMEX)

Área de protección y disposiciones preventivas de seguridad para pozos petroleros terrestres y equipos que intervengan en su reparación o perforación.

Clasificación y disposiciones preventivas de seguridad en localizaciones y áreas de protección de pozos petroleros terrestres.

Señalización de seguridad.

Rellenos.

Sistemas de conexión a tierra.

Sistema de protección anticorrosiva a base de recubrimientos, (num. Anterior 2.132.01).

Redes de distribución de gas natural.

Lista de equivalencia de válvulas.

Válvula de compuerta de paso completo y tipo venturi.

R. U. Varillas de hierro y acero para soldaduras con gas.








4.311.18

CID-NOR-N-SI-001

2.423.02

2.401.01

07.3.13

03.03.0.004

2.193.01

2.451.01

2.451.02

2.451.03

P.2.0431.02.

P.2.0451.01.

3.451.03. -

P.3.0301.01.-

P.2.0370.01.-

P.3.411.01.-

NRF-002-2001.

NRF-004-2003

NRF-009-2004.-

NRF-007-2000.-

R. U. Electrodos de acero dulce para soldadura de arco metálico protegido con gas.

Requisitos mínimos de seguridad para el diseño construcción, mantenimiento e inspección de ductos de transporte.

Sistema de tuberías de transporte y distribución de gas natural.

Simbología de equipo de proceso.

Requisitos mínimos de seguridad para el diseño, construcción, operación y mantenimiento e inspección de tuberías de transporte.

Transito interior de vehículos en instalaciones industriales y de servicio administrativos de Pemex.

Diseño de recipientes a presión.

Instrumentos y dispositivos de control, parte i, (num. Anterior 2.618.01).

Instrumentos y dispositivos de control, parte ii, (num. Anterior 2.618.02).

Simbología e identificación de instrumentos.

Sistemas de Quemadores

Instrumentos y dispositivos de control.

Instalación de medidores de flujo de presión diferencial

Embalaje y marcado para embarque de equipo y materiales.

Criterios y recomendaciones de diseño para sistemas de tuberías de proceso servicios auxiliares e integración.

Aplicación e inspección de recubrimientos para protección anticorrosiva.

Tubería de acero para recolección y transporte de hidrocarburos no amargos.

Protección con recubrimientos anticorrosivos a instalaciones superficiales de ductos.

Identificación de productos transportados por tuberías o contenidos en tanques de almacenamiento.

Lentes y gogles de seguridad protección primaria de los ojos.








NRF-008-2001.-

NRF-010-2004.-

NRF-027-2001

NRF-028-PEMEX-2004

NRF-031-2005

NRF-032-PEMEX-2005

NRF-035-PEMEX-2005

NRF-036-PEMEX-2003

NRF-048-PEMEX-2003

NRF-049-PEMEX-2001

NRF-081-PEMEX-2005

NRF-083-PEMEX-2004

NRF-111-PEMEX-2006

NRF-152-PEMEX-2006

NRF-161-PEMEX-2005

NRF-162-PEMEX-2005

P.2.0000.04:2006

P.2.0000.03:2006

Calzado Industrial de Piel para Protección de los trabajadores.

Espaciamientos mínimos y criterios para la distribución de instalaciones industriales en centros de trabajo de PEMEX y organismos subsidiarios.

Espárragos y tornillos de aleación de acero inoxidable para servicios de alta y baja temperatura.

Diseño y Construcción de Recipientes a presión.

Sistemas de desfogues y quemadores en instalaciones de PEP.

Sistema de Tuberías en Plantas Industriales –Diseño y especificaciones de materiales.

Sistema de Tuberías en Plantas Industriales –Instalación y Pruebas

Clasificación de áreas peligrosas y selección de equipo eléctrico.

Diseño de Instalaciones eléctricas en Plantas Industriales

Inspección de Bienes y Servicios

Medición Ultrasónica de Hidrocarburos en Fase Gaseosa

Sistemas Electrónicos de Medición de Flujo de hidrocarburos en Fase Gaseosa.

Equipos de Medición y Servicios de Metrologías

Actuadores de Válvulas

Instrumentos de Nivel Tipo Servo-operados

Placas de orificio concéntricas.

Manual de Especificaciones Sistemas de Medición de Hidrocarburos

Manual de Especificaciones Para Automatización de Instalaciones de Proceso

CODIGOS

AMERICAN SOCIETY MECHANICAL ASSOCIATION (ASME).








Section VIII

Section II,

Section V

Section IX

ASME B16.5

ASME B31.3-2004

ASME B31.8

ISA-20-1981

ISA–TR20.00.01–2001

NORSOK STANDARD I-104 2005

NORSOK STANDARD I-105 1998

Boiler and pressure vessel code. “Pressure vessels”, Division I. 2004

Materials.

Non Destructive Examination

Welding

Pipe flanges and flanged fittings.

Chemical plant and petroleum refinery piping.

Gas transmission and distribution piping systems.

THE INSTRUMENTATION, SYSTEMS, AND AUTOMATION SOCIETY (ISA)

Specification forms for process measurement and control instruments, primary elements and control valves.

Specification forms for process measurement and control instruments – Part 1: General considerations.

OTRAS

Fiscal measurement systems for hydrocarbon gas.

Fiscal measurement systems for hydrocarbon liquido.

REGLAMENTOS

Reglamento Federal de Seguridad, Higiene y Medio Ambiente de Trabajo y las Normas

Oficiales Mexicanas aplicables.

Reglamento de Seguridad e Higiene de Petróleos Mexicanos.

Disposiciones de Seguridad Industrial y Protección Ambiental que deben cumplir los








contratistas de PEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN.

Procedimiento para la ejecución de trabajos con riesgo.

Reglamento de la ley general del equilibrio en material de residuos peligrosos.

Reglamento de la Ley general del equilibrio ecológico y la protección al ambiente

Reglamento de trabajos petroleros

LEYES:

Ley general del equilibrio ecológico y la protección al ambiente


Por PEP:





ANEXO BP ESPECIFICACIONES PARTICULARES

Descripción de los Trabajos:”SERVICIOS DE MEDICION, SEPARACION Y MANEJO DE FASES EN POZOS E INSTALACIONES DE LA REGIÓN NORTE

Licitación No. Página 1 de 13

1. MANIFUL DE ESTRANGULACIÓN PARA PRESIÓN DE OPERACIÓN DE 10,000 PSI CON DOS PORTAESTRANGULADORES.

ALCANCES:

Deberá contar con certificación API y NACE para servicio en H2S de 2” x 1”, con 2 (dos) portaestranguladores, incluyendo de ser necesario líneas auxiliares al quemador mínimo de 2”ø, para una presión de trabajo de 10,000 lb/pg². El maniful deberá ser probado hidrostáticamente antes de cada operación del equipo con 1.25 veces la presión de operación a manejar y será responsabilidad total del PROVEEDOR instalarlo a una distancia del árbol de válvulas, cabezal de recolección y/o instalación de Pemex Exploración y Producción de 10 metros de manera lineal y 3 m. lateralmente, debiendo de instalarse después del último estrangulador (fijo o ajustable), cabezal de recolección y/o instalación de Pemex Exploración y Producción además, deberán conectarse dos líneas de salida a la presa metálica cuando esta sea requerida por Pemex Exploración y Producción; todas las líneas deberán estar debidamente estacadas (un par cuando menos por cada tramo de tubería). Juego de estranguladores tipo positivo con cuerpo interior de carburo de tungsteno de diferentes diámetros en los rangos de 1/8” a 7/8”.

Nota: El PROVEEDOR entregará a PEP, dentro de los siguientes 2 (dos) días naturales de terminada la prueba, un informe detallado de las operaciones de medición del pozo, el cual deberá considerar como mínimo:

a) Programa de trabajob) Procedimiento de la operaciónc) Secuencia de eventos.d) Diagrama de conexiones superficiales.e) Las condiciones de flujo para cada estrangulador (gastos de gas, condensado y agua;

presión en la cabeza y línea de descarga a condiciones superficiales estabilizadas, presión de separación, temperatura de flujo, totalizado de gastos). así como los parámetros de la prueba del pozo (interpretación), incluyendo las recomendaciones de explotación óptima propuesta.

f) Los resultados deberán presentarse tanto en forma tabular y gráfica, en formato electrónico.

g) Deberán incluir las graficas del barton (tipo l10) y los datos electrónicos de toda la prueba de las lecturas cada 30 seg.

El informe será en forma tabular y gráfica de las operaciones de medición del pozo en formato








electrónico, el PROVEEDOR se obliga a entregarlo dentro de los dos (2) días siguientes a la terminación de la prueba, el cual deberá considerar como mínimo, medición con una periodicidad de cada hora: gastos de gas, agua y condensado, presiones antes y después del estrangulador, temperatura de flujo; totalizado de 24 horas, etc. como se indica en el formato 1 (prueba de producción) de el anexo “a” de estas bases.

2. Separador de sólidos (arena) para una presión de operación de 2000 psi.

Alcances:Para servicio de H2S con certificación ASME y NACE armado con su ensamble de descarga y su estrangulador ajustable para ejercer contra presión, incluyendo líneas accesorios. para una presión de trabajo de 2,000 (dos mil) lb/pg², con capacidad de 20 mmpcd de gas.En el equipo del sistema de desarenador automatizado el PROVEEDOR debe considerar especificaciones de materiales para servicio amargo (H2S).El equipo desarenador utilizado por el PROVEEDOR, deberá cumplir con las normas de seguridad establecidas de acuerdo con ASME y NACE, para este tipo de operaciones. En caso de que el equipo desarenador sufriera algún daño durante su operación será responsabilidad del PROVEEDOR el cual deberá reponer en un tiempo máximo de 24 hrs.

Nota: el PROVEEDOR entregará a Pemex Exploración y Producción, dentro de los siguientes 2 (dos) días naturales de terminada la prueba, un informe detallado de las operaciones de medición del pozo, el cual deberá considerar como mínimo:

a) programa de trabajob) procedimiento de la pruebac) secuencia de eventos.d) diagrama de conexiones superficiales.e) las condiciones de flujo para cada estrangulador (gastos de gas, condensado y agua;


f) los resultados deberán presentarse tanto en forma tabular y gráfica, en formato electrónico.g) deberán incluir las graficas del barton (tipo l-10) o datos electrónicos de toda la prueba








El informe será en forma tabular y gráfica de las operaciones de medición del pozo en formato electrónico, el PROVEEDOR se obliga a entregarlo dentro de los dos (2) días siguientes a la terminación de la prueba, el cual deberá considerar como mínimo, medición con una periodicidad de cada hora: gastos de gas, agua y condensado, presiones antes y después del estrangulador, temperatura de flujo; totalizado de 24 horas, etc. como se indica en el formato 1 (prueba de producción) de el anexo “a” de estas bases.

Este concepto se estimará y pagará por equipo-hr.

3. Separador de líquidos tipo trifásico para una presión de trabajo mínima de 30 psi y máxima de 1500 psi con capacidad de 20 millones de pies cúbicos diario (mmpcd) de gas y 2000 bpd de líquidos.

Alcances:

Para servicio de H2S con certificación ASME y nace para una presión de operación de 2,000 lb/pg². Incluyendo conexiones ANSI 900 y registrador de flujo tipo electrónico para gas amargo condensado y agua, con capacidad de medición de hasta 20 (veinte) millones de pies cúbicos diarios de gas (mmpcd) y hasta 2000 bpd de líquidos, el elemento primario para la medición de gas deberá ser mediante tubo de medición con placa de orificio con conexiones en brida y para la medición de líquidos, condensado y agua deberá ser con medidor tipo turbina y la medición se deberá efectuar mediante sistema electrónico para el gas, agua y condensado.

A solicitud de Pemex Exploración y Producción el PROVEEDOR deberá recuperar muestras de gas, agua y condensado, mismas que deberán ser entregadas al residente de obra de Pemex Exploración y Producción para su análisis correspondiente e incluirlas en su reporte final, por lo que el PROVEEDOR deberá contar con balas para tomas de muestras de gas, para una presión de trabajo de 1800 (un mil ochocientos) lb/pg². y recipientes para la toma de muestras de líquidos debidamente identificadas, limpias y selladas (incluye trampa para líquidos portátil).

Nota: el PROVEEDOR entregará a Pemex Exploración y Producción, dentro de los siguientes 2 (dos) días naturales de terminada la prueba, un informe detallado de las operaciones de medición del pozo, el cual deberá considerar como mínimo:

a. programa de trabajo








b. procedimiento de la pruebac. secuencia de eventos.d. diagrama de conexiones superficiales.e. las condiciones de flujo para cada estrangulador (gastos de gas, condensado y agua;


f. los resultados deberán presentarse tanto en forma tabular y gráfica, en formato electrónico.g. deberán incluir las graficas del Barton (tipo l-10) o datos electrónicos de toda la prueba

El informe será en forma tabular y gráfica de las operaciones de medición del pozo en formato electrónico, el PROVEEDOR se obliga a entregarlo dentro de los dos (2) días siguientes a la terminación de la prueba, el cual deberá considerar como mínimo, medición con una periodicidad de cada hora: gastos de gas, agua y condensado, presiones antes y después del estrangulador, temperatura de flujo; totalizado de 24 horas, etc. como se indica en el formato 1 (prueba de producción) de el anexo “a” de estas bases.


4. Presa metálica cerrada con capacidad de 30 m3. para almacenamiento de líquidos y arena.

Para el manejo de productos que provienen del yacimiento, como líquidos (aceite y/o agua de formación) y sólidos como arena, entre otros, evitando derrames y daños ecológicos al medio ambiente.

Alcances:

Deberá contar con válvula de presión y vacío. La arena separada en el sistema desarenador debe ser descargada hacia una presa metálica cerrada con una capacidad de 30 m3.

a) Presa metálica con capacidad de 30 m3. para almacenamiento de líquidos y sólidos (arena) debidamente cubicada con la finalidad de establecer los volúmenes que emergen del yacimiento.








b) Con accesorio ideal para dispersar el flujo de los líquidos (gas booster).c) Rombo de seguridadd) Rótulo alusivo a la capacidad de la presa metálicae) Tubería de 2” de diámetro y accesorios para interconcecciones (lo necesario).f) Transporte


5. Servicio de quemador vertical.

Alcances:

Se deberá contar con un equipo superficial óptimo para la quema de gas para servicio de H2S, en operaciones con equipos de medición de gas y líquidos, con el fin de reducir el daño ambiental de una manera segura. Éste deberá contar con cuatro boquillas para quemado tipo convencional dos boquillas piloto usando gas natural y dos boquillas con sistema de ignición electrónica, tanque recuperador de líquidos certificado por ASME automatizado y tubería de 2” ø para una presión de trabajo de 2000 psi con conexiones tipo Weco 602, con sistema automático de arranque, panel solar y batería recargable, extintor en sitio, sistema de sujeción para tubería y transporte.


6. Servicio de desalojo de líquidos y arena producida por el pozo.

Alcances:

El proveedor llevará a cabo el desalojo requerido en el momento que así lo determine Pemex Exploración y Producción de acuerdo a las necesidades utilizando autotanque con una capacidad mínima de 30 m3.

El PROVEEDOR deberá contar con autotanques de 30 m3 de capacidad para transportar los líquidos procedentes de los pozos a donde lo indique el residente de obra de Pemex Exploración y Producción.








Este concepto se estimara y pagará por servicio.

7. Sistema de desarenador automatizado.

Alcances:

El separador de sólidos (arena) para servicio H2S con certificación ASME y NACE estará armado con su ensamble de descarga (válvula macho, actuador neumático y controlador de tiempo), con estrangulador ajustable para ejercer contra presión, incluyendo líneas y accesorios. Para una presión de trabajo de 2,000 (dos mil) lb/pg², con capacidad de 20 mmpcd a 1300 psi de gas, interconectado hacia presa metálica para desalojo de arena.

Este concepto se estimara y pagara por equipo/día.

8.- Detección de arena

Alcances:

El detector de arena deberá ser de tipo ultrasónico por medio de mediciones acústicas, reportando la cantidad de sólidos que se presente en el flujo de los pozos durante el tiempo en que Pemex Exploración y Producción lo requiera para determinar la presencia de sólidos,

Este concepto se estimará y pagará por equipo-día.

9.-Sistema integral de medición bifásica con comprensión integrada, separador de gas y líquidos y reinyección a las líneas de distribución con capacidad de 0 a 0.700 millones de pies cúbicos diarios (mmpcd) de gas y 300 bdp de líquidos.

Alcances:

Esta partida considera el succionar el gas y, en su caso, los líquidos que lo acompañan, de los pozos y/o instalaciones de producción de los campos de región norte, para mejorar las condiciones de flujo de los pozos y entregarlos a la presión adecuada a los diversos sistemas de recolección y transporte. Este sistema integral de medición bifásica con compresión integrada, separador de gas








y líquidos y reinyección a las líneas de distribución con capacidad de 0 a 0.700 millones de pies cúbicos diarios (mmpcd) de gas y 300 bdp de líquidos, deberá ser apto para el servicios den H2S y estar compuesto por:

1. El equipo motocompresor con reinyección de líquidos

2. Sistema de autoarranque

3. Sistema de seguridad y panel de control.

4. Patín de separación, compresión y reinyección de líquidos (un solo patín)

5. Jaula de protección.

6. Mantenimiento a equipo motocompresor.

7. Con reinyección de líquidos móvil.

1.- El equipo motocompresor con reinyección de líquidos estará integrado por los siguientes componentes:

a) Equipo compresorb) Equipo motor de 50 hpc) Equipo dual de separación de gas y líquidos y capacidad para reinyectar los líquidos separados a la línea de descarga del gas comprimido (un solo patín)d) Equipo para filtrar impurezas del gase) Equipo de enfriamientof) Área máxima a ocupar por el equipo montado y el patín petrolero de 5.2 m2g) Dispositivo para reducir ruidoh) Patín de integración del equipo motocompresori) Dispositivo térmico de los escapes en los equipos motoresj) Panel de control con sistemas de protección

2.- Las especificaciones que deben cumplir los componentes que integran un equipo motocompresor con reinyección de líquidos descritas en el párrafo anterior son expuestas en la tabla No. 1 de este mismo anexo.

3.- Los croquis del anexo "A" no limitan al sitio o sitios donde P.E.P. requiera del servicio objeto del contrato.








4.- Cuando se inicie un servicio en algún pozo o instalación, se estimará el pago correspondiente por equipo si el servicio en cuestión opera de manera satisfactoria las 24 horas del día, de lo contrario se estimará el pago correspondiente considerando el tiempo proporcional de operación. para este efecto al inicio de operación del equipo.

5.- Cuando por causas fortuitas no atribuibles al PROVEEDOR se tenga que suspender el servicio de motocompresión con reinyección de líquidos, este se deberá de reiniciar de inmediato cuando el supervisor de P.E.P. informe que existen las condiciones apropiadas para ello.

6.- Sistema de autoarranque.- sirve para inyectar, de acuerdo a la secuencia de encendido de un motor, cierta cantidad de combustible a alta presión y finamente pulverizado en el ciclo de compresión del motor, el cual, al ponerse en contacto con el aire muy caliente, se mezcla y se enciende produciéndose la combustión.

7.- Sistema de seguridad y panel de control.

Cada equipo motocompresor con reinyección de líquidos deberá contar con un sistema de paro; además, de considerar una válvula automática a la succión del equipo.

Un panel de control que indique el tipo de paro descrito a continuación y que incluya un sistema en sitio de paro automático por:

Alta y baja presión de succión Alta y baja presión de descarga Alto nivel de líquidos en los separadores Alta temperatura del motor y del compresor Bajo nivel de aceite lubricante del motor y compresor Baja presión de aceite del motor y compresor Alta vibración del motor y compresor Alta vibración del enfriador

8.- Patín de separación, compresión y reinyección de líquidos (un solo patín)

para poder manejar gas húmedo y líquidos (condesado y/o agua), que cuente con sistemas de regulación de gas de proceso, gas combustible y gas de arranque, controles de nivel automáticos, válvulas de seguridad, válvulas de bloqueo en líneas de interconexión a los diferentes sistemas de P.E.P.

El sistema integral incluye el proporcionar cada equipo motocompresor con reinyección de líquidos armado por paquete y montados en patines portátiles de funcionamiento autónomo para la operación a la intemperie.








9.- Jaula de protección.

a) Los equipos motocompresores armados y montados en patines portátiles deberán incluir una jaula de protección para aislar y proteger el equipo que integran el motocompresor.b) Paro automático del motocompresor por fuego.

10.- Mantenimiento a equipo motocompresor.

El PROVEEDOR deberá realizar el mantenimiento de acuerdo a las recomendaciones emitidas por los fabricantes de los componentes del equipo motocompresor con reinyección de líquidos, además de mantenerlos protegidos anticorrosivamente, durante la vigencia del contrato.

11.- Con reinyección de líquidos móvil.

El pago correspondiente a la operación o disponibilidad del equipo motocompresor con reinyección de líquidos móvil, será bajo las mismas condiciones que el de los equipos fijos.

a) Características de cada equipo móvil de motocompresion con reinyección de líquido

Este equipo de motocompresión móvil con reinyección de líquidos consistirá de los mismos componentes que el fijo y operará bajo las mismas condiciones, sólo que deberá estar sobre una plataforma ensamblada sobre ruedas tipo remolque para desplazarse por los caminos de acceso a los diferentes pozos y/o instalaciones de los campos de la región norte. Asimismo, estará sujeto a las mismas condiciones de equipos fijos.

Este concepto se estimará y pagará por equipo día.








TABLA 1.

Tipo de fluido a manejar Gas húmedo dulce

Densidad relativa del gas De 0.55 a 0.70

Volumen máximo a manejar 700,000 pies cúbicos por día medidos a condiciones estándar

Presión de succión Mínimo -10 psi (vacío), Máximo 100 psi

Presión de descarga Máximo 450 psi

Ruido máximo a un metro de la fuente de emisión 90 decibeles de exposición en un promedio de 8 horas

Tipo de conexión en la succión 8 hilos rosca estándar en diámetros de 2, 3 y 4 pulgadas

Tipo de conexión en la descarga 8 hilos rosca estándar en diámetros de 2, 3 Y4 pulgadas Área máxima a ocupar por el equipo montado y el patín petrolero 5.2 m2

Temperatura de entrada del gas 86°F

Accionador (motor) Combustión interna a gas

Tablero de control Con sistema de protección

Altitud 49 pies sobre el nivel del mar

Características especiales Sistema dual de separación de líquidos y capacidad para

reinyectar los líquidos separados a la línea de descarga

del gas comprimido

Capacidad máxima de separación de líquidos 60 barriles por día

Tipo de manguera flexible en la succión y descarga de acuerdo a las presiones a manejar

Neopreno reforzado con longitud mínima de 5 m y máxima de 15 m

10.- Conexión de líneas de succión de macroperas para manejo de fluidos/medición bifásica.

Instalación de los equipos motocompresores fijos o móvil.

El PROVEEDOR deberá llevar a cabo los arreglos necesarios para instalar conexiones de la succión y descarga de los motocompresores con reinyección de líquidos, ajustándose a las condiciones de la infraestructura de producción existente.








Reubicación de los equipos motocompresores con reinyección de líquidos.

El PROVEEDOR deberá llevar a cabo los arreglos necesarios para reubicar el equipo y las conexiones de la succión y descarga y de los mismos, ajustándose a las condiciones de la infraestructura de producción existente.

Para la medición bifásica con sistemas de motocompresión se adecuarán la succión por tuberías de revestimiento por medio de la válvulas TR, lado izquierdo o derecho, interconectando cada una de ellas a la succión del compresor dejando una válvula de bloqueo para cada pozo y una válvula para toma de registros.

Tubo de 2”, cedula-80 sin costura de acero forjado api 5 l.

Tee, recta roscable cedula-80 para una presión de trabajo de 3000 psi.

Codo de 90 °, roscable cedula-80 para una presión de 3000 psi.

Tuerca unión, para una presión de trabajo de 3000 psi.

Cople, roscable cedula-80 para una presión de trabajo de 3000 psi.

Válvula check de 2”

Válvula globo de 2”, para una presión de 2000 psi

Teflón de ¾

Cuchilla para tarraja eléctrica para acero roscado de 2”

Cuadrilla de instalación de líneas de servicio descarga de macroperas.

Mano de obra:

Ayudante general, chofer tractocamión, operador especialista.

Herramienta:

Herramienta menor, equipo de seguridad.








Equipo:

Camioneta con capacidad de 4.0 toneladas para el traslado de equipo.

Tracto camión quinta rueda con plataforma y winche.

Este concepto se estimará y pagará por servicio

11.-Conexión de líneas de descarga de macroperas para manejo de fluidos/medición bifásica

En la línea de descarga se colocará una rama de tubería para alimentar las unidades de bombeo,colocando una válvula de bloqueo en cada toma de gas para las mismas.

Otra línea de descarga se alineará a la batería o línea de venta para descargar el gas excedente.

Para realizar la medición bifásica con compresión integrada, separador de gas y líquidos y reinyección a las líneas de distribución. Se acondicionara la toma de succión de las válvulas, de las tuberías de revestimiento, interconectando cada una de ellas, utilizando conexiones, válvulas, tubería sin costura para 200 lbs.

Tubo de 2”, cedula-80 sin costura de acero forjado api 5 l.

Tee, recta roscable cedula-80 para una presión de trabajo de 3000 psi.

Codo de 90 °, roscable cedula-80 para una presión de 3000 psi.

Tuerca unión, para una presión de trabajo de 3000 psi.

Cople, roscable cedula-80 para una presión de trabajo de 3000 psi.

Válvula globo de 2”, para una presión de 2000 psi.

Regulador de presión para alimentación de gas como referencia (marca o equivalente a calidad) Fisher con conexión de 2” con rango de presión de 0 a 200 psi con orificio interior de 1”.

Teflón de ¾

Cuchilla para tarraja eléctrica para acero roscado de 2”.

Cuadrilla de instalación de líneas de servicio descarga de macroperas.








Mano de obra:

Ayudante general, chofer tractocamión, operador especialista.

Herramienta:

Herramienta menor, equipo de seguridad.

Equipo:

Camioneta con capacidad de 4.0 toneladas para el traslado de equipo.

Tracto camión quinta rueda con plataforma y winche.

Este concepto se estimará y pagará por servicio.


Por PEP:





DOCUMENTO DE-9CATÁLOGO DE CONCEPTOS


Licitación No. 1857 Página 1 de 2

PARTIDA No.

CONCEPTONo.

DESCRIPCIÓN DE CONCEPTOS UNIDAD CANTIDAD PRECIO UNITARIO DE REFERENCIA

M.N.

FACTOR DE DESCUENTO

PRECIO UNITARIO M.N.

1 1MANIFUL DE ESTRANGULACIÓN PARA PRESIÓN DE OPERACIÓN DE 10,000 PSI CON DOS PORTAESTRANGULADORES S

EQ/HR 6600 887.03

1 2SEPARADOR DE SÓLIDOS (ARENA) PARA UNA PRESIÓN DE OPERACIÓN DE 2000 PSI

EQ/HR 2208 212.15

1 3

SEPARADOR DE LÍQUIDOS TIPO TRIFÁSICO PARA UNA PRESIÓN DE TRABAJO MÍNIMA DE 30 PSI Y MÁXIMA DE 1500 PSI CON CAPACIDAD DE 20 MILLONES DE PIES CÚBICOS DIARIO (MMPCD) DE GAS Y 2000 BDP DE LÍQUIDOS

EQ/HR 6600 323.14

1 4PRESA METÁLICA CERRADA CON CAPACIDAD DE 30 M3 PARA ALMACENAMIENTO DE LÍQUIDOS Y ARENA.

EQ/HR 2208 141.53

1 5 SERVICIO DE QUEMADOR VERTICAL EQ/HR 3613.30 130.60

1 6SERVICIO DE DESALOJO DE LÍQUIDOS Y ARENA PRODUCIDA POR EL POZO

SERVICIO 31 10,418.36

1 7 SISTEMA DE DESARENADOR AUTOMATIZADO. EQ/DIA 31 5,201.38

1 8 DETECCIÓN DE ARENA EQ/DIA 31 6,571.98

1 9

SISTEMA INTEGRAL DE MEDICIÓN BIFÁSICA CON COMPRESIÓN INTEGRADA, SEPARADOR DE GAS Y LÍQUIDOS Y REINYECCIÓN A LAS LÍNEAS DE DISTRIBUCIÓN CON CAPACIDAD DE 0 A 0.700 MILLONES DE PIES CÚBICOS DIARIO (MMPCD) DE GAS Y 300 BDP DE LÍQUIDOS

EQ/DIA 1532,750.72

Representante Legal: _______________________________ Representante de PEP: _____________________________ (Nombre y Firma) (Nombre y Firma) Nombre o Razón Social: _____________________________




DOCUMENTO DE-9CATÁLOGO DE CONCEPTOS


Licitación No. 1857 Página 2 de 2

PARTIDA No.

CONCEPTONo.

DESCRIPCIÓN DE CONCEPTOS UNIDAD CANTIDAD PRECIO UNITARIO DE REFERENCIA

M.N.

FACTOR DE DESCUENTO

PRECIO UNITARIO M.N.

1 10CONEXIÓN DE LÍNEAS DE SUCCIÓN DE MACROPERAS PARA MANEJO DE FLUIDOS /MEDICIÓN BIFÁSICA

SERVICIO 153356,956.94

1 11CONEXIÓN DE LÍNEAS DE DESCARGA DE MACROPERAS PARA MANEJO DE FLUIDOS /MEDICIÓN BIFÁSICA

SERVICIO 153 228,998.98

Nota para este Documento: El contrato es de tipo abierto, las cantidades de servicio asentadas son estimadas y se indican exclusivamente para efecto informativo. Los servicios serán pagados de acuerdo con los precios unitarios originales asentados en este Documento que resulten de aplicar el porcentaje de descuento propuesto por el proveedor. P.E.P. podrá solicitar las cantidades de los servicios conforme a sus necesidades mediante las órdenes de servicios respectivas.

Representante Legal: _______________________________ Representante de PEP: _____________________________ (Nombre y Firma) (Nombre y Firma) Nombre o Razón Social: _____________________________

Por PEP:


09_ANEXOS TÉCNICOS

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