1. Utilización de Line Stopping para la Instalación de Válvulas SDV S de
36”Ø en Llegadas y Salidas de Líneas de Crudo Pesado y Ligero en el
Complejo Operativo Rebombeo.

2. Antecedentes
Con base a los pronósticos de producción de hidrocarburos a nivel nacional así como los consumos internos del Sistema
Nacional de Refinación “SNR”, la Subdirección de Distribución y Coordinación “SDC” establece las estrategias de
transporte, distribución y comercialización de hidrocarburos, las cuales son plasmadas en el Plan Integral de Transporte y
Acondicionamiento de Hidrocarburos “PITAH” los cuales son actualizados anualmente.
En el PITAH del 2008 se proyectó para el 2012 el inicio de la producción húmeda del Activo de Producción Ku Mallob
Zaap proveniente del Campo Zaap-C con una densidad de 16 API , considerando las propiedades físico – químicas
diferentes del crudo de Ku Mallob Zaap (alta viscosidad, higroscópico “absorbe agua” y bajo contenido de agua ≤ 2%),
diferentes a las del crudo pesado de Cantarell (alto contenido de agua y sal),
se estableció la estrategia de manejarlos como
productos diferentes en líneas diferentes con la
finalidad
de
acortar
los
tiempos
de
deshidratación en la Terminal Marítima de dos
Bocas obteniendo los beneficios de menor
tiempo de residencia en tanques, mayor
capacidad de almacenamiento en tanques en
la TMDB y él envió de crudo al SNR en menor
tiempo.

3. Obras Consideradas para el Manejo de Producción
Obras Consideradas en el PITAH 2008
Para lo cual se establecieron las obras requeridas, siendo estas las siguientes:
1.- Interconexiones de la línea de Ku-A con la Línea 2 en Akal-J hacia la TMDB.
2.-Segregación de cabezales en el Complejo Operativo Rebombeo.
3.-Modificación o sustitución de cuatro turbo bombas centrifugas por cuatro bombas de tornillo en el Complejo Operativo
Rebombeo.
Estas obras fueron concebidas con la finalidad de manejar el crudo extra pesado de Ku Mallob Zaap con alta viscosidad
transportarlo por un ducto (líneas 2) y bombearlo con las Turbo bombas de tornillo, el crudo pesado con alto porcentaje de
agua libre segregarlo por un ducto (línea 1) y continuar bombeándolo con las bombas centrifugas existentes.

4. Complejo Operativo Rebombeo
El Complejo Operativo Rebombeo, adscrito a la
Gerencia
de
Hidrocarburos
Transporte
y
GTDH-RMNE
Distribución
de
de
PEMEX
Exploración y Producción inició operaciones el 21
de octubre de 1981, se encuentra ubicado en la
Plataforma continental aproximadamente a 35 km
mar adentro en la Sonda de Campeche, en el Golfo
de México, fue instalada estratégicamente a una
distancia media entre los Complejos de Producción
de Cantarell (80 km) y la Terminal Marítima de Dos
Bocas (80 km), la cual deshidrata, almacena,
exporta y bombea el crudo hacia el Sistema
Nacional de Refinación de México.
Tiene como función principal el reforzamiento del bombeo del crudo pesado tipo maya procedente de Akal C, Nohoch A y
Akal J por dos líneas de 36”ø (líneas de llegada 1 y 2) para su reenvío por dos líneas de 36”ø (líneas de salida 1, 2), hacia
la Terminal Marítima de Dos Bocas, Tabasco. Se tiene la versatilidad operativa para dar servicio con rebombeo a través de
los oleoductos de 36”ø de las líneas 3 y 4 pertenecientes a la Región Marina Suroeste.
Al inicio del proyecto se contaba con 10 turbo-bombas impulsadas con gas combustible que manejaban crudo pesado, con
una capacidad total instalada de 1,800 MBPD, con 8 turbo bombas Ruston-United de 150 MBPD y 2 turbo-bombas SolarSulzer de 300 MBPD.

5. Segregación de Cabezales
Para la realización de las segregaciones de crudo y el bombeo por líneas independientes sin que el Complejo perdiera su
flexibilidad operativa de bombeo, se requería la construcción de un cabezal adicional y la segregación de estos para la
operación de las bombas centrifuga en uno y la operación de las bombas de tornillo en el otro.

6. Problemática para la Realización de Trabajos
Para realizar estos trabajos se requería el bloqueo del flujo de crudo en el Complejo, lo cual no era posible debido a la
perdida de hermeticidad de las válvulas sub-marinas de bloqueo de llegada y salida de las líneas 1, 2 y 3;
adicionalmente el 80% de las válvulas de proceso del complejo presentaban la misma problemática de falta de
hermeticidad, debido a su desgaste natural después de 31 años de operación ininterrumpida.
Se plantearon dos Alternativas de Solución.
1a.-Sustitución de válvulas submarinas en las líneas de llegada y salida al Complejo por medio de line stopping
(interconexiones 20, 21, 22 y 23).

7. Alternativa Viable y Trabajos Adicionales
2a.-Instalación de válvulas SDV s de 36”ø después de los raiser’s de entrada y salida de las líneas 1, 2 y 3 mediante
obturadores temporales (line stopping).
Siendo esta la alternativa de solución más viable por su menor costo económico y por presentar las mejores alternativas
de solución por falla de un line stopping
Adicionalmente a los trabajos de instalación de 6 SDV’s de 36”Ø, 600 libras de sello metal - metal se contempló la
sustitución e instalación de:
• 23 válvulas de 36”Ø, 600 libras.
• 5 válvulas de 30”Ø, 600 libras.
• 1 válvula de 24”Ø, 600 libras de sello completo.
Para el restablecimiento de la hermeticidad de las válvulas de operación y distribución del sistema de bombeo de crudo del
Complejo Operativo Rebombeo.
Para la realización de estos trabajos se consideraron 12 line stopping, 2 para la instalación de cada SDV de tal forma que
se aislara el tramo de ducto donde se instalaría la válvula.
Limitantes para la realización de los trabajos.
Durante el desarrollo de los trabajos de instalación de válvulas en los Raisers se tenía la limitante de los tiempos fuera de
operación o bombeo de las líneas de transporte lo cual ocasionaría el incumplimiento de los volúmenes de crudo
entregados al Sistema Nacional de Refinación impactando en desabasto de productos refinados a nivel nacional, debido a
esto se plantearon las siguientes estrategias.
1.-Cero producción diferida.
2.-Consideración de paros programados no mayores a siete días, las cuales consistían en salidas de operación y manejo
de la producción por by-pass submarino. Sin diferimientos de producción.
arriba/debajo de las válvulas de bloqueo por instalar, con la finalidad de disminuir tiempos y Stopples por línea.

8. Planeación de Trabajos
Planeación de los Trabajos a Realizar.
Se creó un grupo de planeación para la realización de cada una de las actividades el cual estaba integrado por personal
operativo y personal de la compañía constructora, el cual tenía la función de facilitar la asignación y suministro de
recursos, coordinar y dar seguimiento a los trabajos para ello se establecieron estrategias a realizar durante cada paro
programado, siendo las siguientes:
1.-Se conformó un grupo de personas que fueron los responsables de proporcionar los recursos materiales en el área de
trabajo previo a su inicio de la actividad.
2.-Doble turno de trabajadores.
3.-Platicas previas a los trabajos con los cabos y los trabajadores.
4.-Dos superintendentes de construcción, uno por turno.
5.-Ingeniero de Seguridad o Tecnico por actividad.
Cada fase del programa fue concebida para realizarse siempre y cuando se tuvieran las siguientes condiciones de:
• Ventana de buen tiempo de 7 días para realizar la siguiente fase de la libranza.
• Condiciones de almacenamiento en los artefactos Navales de cuando menos 1’500,000 bls.
• Contar con barco de silos para los drenados requeridos.
La realización de los line stopplin de la línea 3 se realizó sin libranza del Complejo debido a que la producción de la RMSO
es by pasiada por el ducto submarino y las válvulas de las interconexiones submarinas se encuentran cerradas no siendo
herméticas, sin embargo dentro del programa de planeación se estableció que buzos bajaran y trabajaran (realizaran
aperturas y cierres) en cada una de las dos válvulas submarinas con la finalidad de lograr un mejor cierre hermético,
lográndose que el pase disminuyera.
Para la realización de los trabajos en las líneas 1 y 2 se realizó programa de libranzas con tiempos y actividades a realizar,
considerando los volúmenes de crudo a manejar sin salir de operación en dos fases de la libranza.

9. Programa de Libranzas Parciales

10. Manejo de la Producción en Libranza Parcial de la Fase I

11. Manejo de la Producción Fase I
Manejo de producción en Rebombeo durante la Fase l.
• Duración de la libranza parcial del Complejo: 6 días.
• En esta fase se consideraron los trabajos a realizarse en la línea 2, con un envió de producción a la TMDB de 838
MBD, siendo esta producción manejada en el complejo de la siguiente forma:
• Bombeo de 524 MBD por línea 1.
• Manejo por by pass submarino (línea regular) de 314 MBD por línea 2 con el cierre de la válvulas de llegada y
salida al COR.
• Producción de crudo tipo maya exportada 855 MDB.
Actividades a Realizadas durante esta Fase I.
•
•
•
•
•
•
•
•
•
Instalación de obturadores (stopples simples), uno en línea de llegada y otro en línea de salida de línea 2.
Sellado definitivo de válvula de 36” de ø en la salida de línea 2.
Drenado de línea 2.
7 cortes en frio.
Instalación de 2 spool para interconexión de la línea 2 a succión y descarga del nuevo sistema de bombeo tipo tornillo.
Instalación de 3 válvulas nuevas de 36” de ø
Sustitución de 1 válvulas de 36” de ø
Sustitución de 1 válvula check de 36” de ø
Pruebas de hidrostáticas.

12. Manejo de la Producción en Libranza de la Fase II

13. Manejo de la Producción Fase II
Manejo de producción en Rebombeo durante la Fase Il.
• Duración de la libranza con paro del Complejo: 7 días.
• En esta fase se consideraron los trabajos a realizarse en la línea 1 y 2, con un envió de producción a la TMDB de 728
MBD, siendo esta producción manejada por by pass submarino sin Rebombeo.
• Manejo por by pass submarino (línea regular) de 350 MBD por línea 1 y 378 MBD por línea 2 con el cierre de la válvulas
de llegada y salida al COR de ambas líneas.
• Producción de crudo tipo maya exportada 955 MDB.
Actividades a Realizadas durante esta Fase II.
• 4 cortes en frio en líneas de entrada y salida de línea 1.
• Instalación de obturadores (stopples simples) uno en línea de llegada y otro en línea de salida de línea 1
• Drenado de cabezales de succión y descarga y línea 1.
• Instalación de 2 válvulas nuevas de 36” de ø.
• Sustitución de 5 válvulas de 36” de ø en cabezal de succión y 3 válvulas de 36” de ø cabezal de descarga.

14. Manejo de la Producción en Libranza Parcial de la Fase III

15. Manejo de la Producción Fase III
Manejo de producción en Rebombeo durante la Fase IlI.
• Duración de la libranza con paro del Complejo: 5 días.
• En esta fase se consideraron los trabajos a realizarse en la línea 1, con un envió de producción a la TMDB de
838 MBD, siendo esta producción manejada por by pass submarino sin Rebombeo.
• Manejo por by pass submarino (línea regular) de 328 MBD por línea 1 y bombeo de 510 MBD por línea 2 con el
cierre de la válvulas de llegada y salida al COR de la línea 1.
• Producción de crudo tipo maya exportada 855 MDB.
Actividades a Realizadas durante esta Fase III.
• 4 cortes en frio
• Instalación de dos spool para flexibilidad operativa de línea 1 con línea 2 (sistema de bombeo tipo tornillo) y línea 4.
• Pruebas hidrostáticas.

16. Conclusiones y Resultados
Conclusiones y Resultados Obtenidos:
I.
Instalación de 6 válvulas SDV S de 36”Ø-600# de sello metal-metal a la llegada y salida del Complejo.
II.
Sustitución e instalación 23 válvulas de 36”Ø, 600 libras, 5 válvulas de 30”Ø, 600 libras, y 1 de 24”Ø, 600 libras de
sello completo del Complejo para el sistema de bombeo y distribución de crudo por las líneas de transporte 1, 2 y 3.
III. Optimización de tiempos de ejecución de trabajos por línea de bombeo de 30 a 7 días de paro del Complejo y paros
parciales por línea de 15 días a 6 días por línea 2 y a 5 días por línea 1.
IV. Optimización en la utilización 6 line stopping de un programa de 15.
V. Cero producción diferida, por libranzas o paros de instalaciones.
VI. Ningún derrame o vertimiento al mar.
VII. Cero accidentes al personal y a las instalaciones.