Petroleo
- La Regulación en la Medición de Hidrocarburos en México -
Gustavo Hernández García
Febrero 1°, 2012
Transición regulatoria
Antes de 2008
autoregulación
Ausencia de un órgano
técnico especializado que
supervise al operador
La normatividad técnica
emitida por el operador puede
carecer de objetividad
2009-2012regulación excesiva
2012? –
Equilibrio
Ausencia de predictibilidad
regulatoria
Plan regulatorio base.
Voto público en sesión abierta
Requerimientos excesivos de
carácter operativo
Mecanismo de consulta formal al
regulado.
La regulación se parece más a
actividades de fiscalización y
control
Esquemas de reporte y rendición de
cuentas sobreaspectos que sean
materia de regulación.
Gradualidad en la aplicación
Regulación privilegiando el costo
beneficio
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Medición de hidrocarburos a nivel internacional:
monitoreo de la producción, seguridad industrial
y protección ambiental
La tendencia muestra que los reguladores y operadores están utilizando los mismos
estándares a nivel mundial, siendo ISO y API lanormatividad predominante.
Objetivos
Dar seguimiento a los datos proporcionados por el operador
Monitorear el desempeño operativo de los entes regulados
Monitoreo de
producción
Realizar cálculos para efectos fiscales y de impuestos
Seguir las mejoras tecnológicas y mejores prácticas
Realizar balances operativos
Administrar yacimientos
Seguridad
industrial y
protecciónambiental
Incorporar sistemas de medición, en la entrega de la
documentación sobre las instalaciones para aprobación para
realizar las actividades
Contar con sistemas de control y monitoreo para evitar
derrames y desperdicios de hidrocarburos o agua
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PEP ha venido trabajando en la implantación de una
cultura metrológica institucional para adoptar las mejores
prácticas en materia demedición
PEP es seguidor de prácticas internacionales* en materia de medición fiscal de hidrocarburos, donde
se establece que el producto debe estar estabilizado para su comercialización
A nivel mundial la medición de pozos es para efectos de balance y no fiscales. Se puede continuar
midiendo de forma directa o indirecta y es una decisión de negocio del Organismo, debido a que:
a.
Se reducenlos gastos por operación e inversión mientras se define una cantidad y calidad
representativa de la corriente multifásica
b.
Puede permitir que existan pozos y campos con economía marginal que, de ser cuantificados
con medición de transferencia de custodia, requerirían una mayor inversión, pues es
necesario acondicionar los fluidos para tener un hidrocarburo estabilizado y en condicionesde
calidad de venta
* ISO, API, AGA
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Cadena de Valor de Manejo de la Producción
Producción
Producción de
hcs y agua
Manejo
Región
Activo
Campo
Tipo de crudo
POM´s de
producción
Transporte
Distribución
Deshidratación
Iny. de
desemulsificantes
Bombeo y
compresión
Presiones de
salida
Temperaturas de
salida
Desalado
Distribución
Bitácora de
operaciones
Calidad de salida
Presiones de
llegada
Temperaturas de
llegada
Calidad de
llegada
Medición
Bitácora de
operaciones de
distribución
Volumen en calidad
Volumen
F/especificación
Temperatura
Calidad
Recibos
Existencias
domos salinos
Volumen
Mezclado
Bitácora de
Existencias en
tanques
operaciones de
distribución
Entrega
Refinación
Ductos
Cabotaje
Maquila
Volumen
Calidad
Petroquímica
Exportación
Volúmenes parciales
Volúmenes finales
Calidad
Bitácora de operaciones
de carga de buquetanques
Balance de gas y condensado
Ajustes de la producción a partir de las ventas...
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