CAPÍTULO IV RESULTADO DE LA INVESTIGACIÓN
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CAPÍTULO IV
RESULTADO DE LA INVESTIGACIÓN
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CAPÍTULO IV
RESULTADOS DE LA INVESTIGACIÓN
En el desarrollo de este capítulo se presentan y analizan los
resultados obtenidos del desarrollo de las fases de estudio del procedimiento
metodológico establecido para el logro y alcance de los objetivos trazados.
1. ANÁLISIS DE LOS DATOS
Como procedimiento metodológico para la consecución de los
objetivos trazados se procedió a la aplicación de la metodología propuesta
por Savant (1992), para la cual se aplicaron diferentes técnicas e
instrumentos para la recolección de la data necesaria para el Diseño de un
Sistema de Control para la Automatización de un Múltiple de Gas MG-
UD-01. Esta instalación se encuentra ubicada dentro del bloque denominado
“Campo Ambrosio”, el cual está situado en el sector Nor-Occidental del Lago
de Maracaibo, frente a las costas de La Cañada de Urdaneta, a unos 35
kilómetros de la ciudad de Maracaibo. El múltiple de gas UD01 se encarga
de inyectar gas lift a nueve (9) pozos para la producción de petróleo.
Inicialmente se realizaron visitas al campo con el propósito de efectuar un
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levantamiento técnico de la instalación y de esta forma hacer el análisis del
funcionamiento del sistema actual de medición y control con el fin de detectar
cuáles eran las deficiencias que presentaba y de esta forma establecer los
criterios de funcionamiento para el sistema de control automatizado. Todo
esto enmarcado dentro de la fase I definición del problema y de la fase II
Subdivisión del Problema.
FASE I: DEFINICIÓN DEL PROBLEMA
Analizar el funcionamiento del sistema actual de inyección de gas
lift en el Múltiple MG-UD-01.
Las operaciones en el MGL-UD-01 comprenden el levantamiento
artificial de crudo por inyección de Gas Lift a los Pozos: UD-307, UD-08, UD-
292, UD-94, UD-177, UD-92, UD-180, UD-89 y UD-670. La producción de
Crudo por el funcionamiento de este múltiple puede variar entre 900 y 1200
bbls/d.
La presión de operación del múltiple es de 1280 PSI aproximadamente
y el flujo de gas es de 2,5 MM SCFT/H. La instalación MGL-UD-01 posee un
venteo para cada cañón de producción que se eleva 3 m sobre la superficie
del piso. La alimentación principal del gas es suministrada por el múltiple de
PDVSA MG-TJ-320.
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Figura 16. Sistema de medición actual MG-UD-01. Fuente. PDVSA-PETROWARAO (2011)
Al realizar un levantamiento técnico en el campo con el fin de analizar
el funcionamiento actual del sistema de medición y control del gas lift, se
pudo observar que para ajustar la inyección de gas a cada pozo asociado,
actualmente el operador debe trasladarse en una unidad de transporte
lacustre hasta la instalación, verificar la carta de registro de medición
proporcionada por un instrumento neumático de tipo registrador de presión
estática y presión diferencial, calcular y comparar con el valor deseado de
inyección y proceder a corregir el error por medio del ajuste manual de una
válvula de regulación de caudal.
Al analizar las cartas de registro de medición, se pudo observar que
durante las 24 horas de inyección del gas se producen variaciones del punto
de ajuste las cuales afectan negativamente en la producción del pozo, ya que
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se debe esperar hasta que el operador llegue a la instalación para realizar
los ajustes que sean necesarios para mantener el valor ideal de inyección de
gas y por consiguiente mantener la producción en barriles del pozo dentro de
los valores requeridos.
Por otro lado, se observó que el MG-UD-01, carece de sistemas de
medición del gas de alimentación proveniente del TJ-320, por lo que se
incrementan las pérdidas de gas de alimentación al carecer de sistemas de
comparación entre el gas enviado por PDVSA y el gas recibido por
PETROWARAO.
Al consultar los reportes de producción se determinó que estas
pérdidas oscilan entre 600 y 1200 MSCFD afectando negativamente en los
cortes de producción mensual de gas de la empresa PETROWARAO.
Figura 17: Entrada principal gas de alimentación MG-UD-01. Fuente: PDVSA-PETROWARAO (2011)
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FASE II: SUBDIVISIÓN DE PROBLEMA
Realizar el Estudio de Conceptualización para el Diseño del
Sistema de Control.
El estudio de conceptualización para el diseño del sistema de control
se realizó bajo la norma PDVSA Nro PIC 02-02-03, titulada Guía de
Contenido de Documento Ingeniería Conceptual, la cual proporcionó los
pasos a seguir para el desarrollo del presente estudio.
Al realizar el levantamiento técnico en el campo y luego de tener
entrevistas con el personal involucrado en el proceso de inyección de gas, se
determinó cuales son los criterios básicos de funcionamiento que debe
poseer el sistema de control propuesto para la empresa PETROWARAO.
Se contempla el control automático y supervisión del proceso de
inyección de gas de levantamiento artificial, mediante la centralización de las
funciones de adquisición de datos y ejecución de algoritmos de control
automático en la RTU (Unidad Terminal Remota) del múltiple, supervisión
local de los parámetros de proceso del múltiple a través de una Interfaz
Humano-Máquina portátil y supervisión y control remoto de las operaciones a
través del sistema SCADA.
Esto mediante la implementación de un Transmisor Multivariable de
Flujo, Presión y Temperatura que realice el cálculo automático del gas en
MSCFD(Miles de Pies Cúbicos por Día), y un actuador sobre la válvula de
regulación en cada carrera de medición de Gas Lift inyectado a cada pozo
del múltiple. Las señales en MSCFD de los pozos son datos de proceso que
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son llevados como entradas analógicas a los algoritmos de control de la
RTU, la cual envía una señal analógica al actuador para abrir o cerrar
proporcionalmente, la válvula de regulación de flujo y ajustar la inyección de
gas de acuerdo a la variación que esta presente, para mantenerla en los
valores requeridos del pozo.
Por otro lado, en la entrada principal de gas al múltiple, se debe medir
el flujo de gas en MSCFD del sistema para mantenerla dentro de los valores
requeridos por el proceso y establecer el valor real del gas recibido
diariamente en el MG-UD-01 por PETROWARAO desde la instalación MG-
TJ-320 perteneciente a PDVSA. Esto, mediante la implementación de un
Lazo de Medición conformado por un transmisor Multivariable para medir el
flujo, presión y temperatura del gas así como calcular de forma automática el
flujo en MSCFD. Este dato de proceso es llevado como entrada analógica a
los algoritmos de control y supervisión de la RTU.
La operación del múltiple, se realizará a través de un esquema
completamente automatizado, donde el operador cumpla una función
netamente supervisoria, pero con posibilidad de tomar acciones, bien sea
local o remotamente, cuando las circunstancias así lo requieran.
Entre las funciones a ser ejecutadas por el sistema local de control a
incorporar en la instalación, pueden citarse:
a) Control de flujo de gas inyectado a los pozos incluyendo estrategias de
optimización.
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b) Cálculo de flujo según Reporte AGA 3. (ASOCIACIÓN AMERICANA
DE GAS)
c) Ejecución de comandos, registro de alarmas, análisis de parámetros
con tendencias históricas, impresión de reportes y visualización gráfica de
las condiciones actuales del proceso mediante una Interfaz portátil, no
fija, de alto nivel con el operador.
d) Reporte diario del volumen de gas manejado en el múltiple.
e) Comunicación con el sistema de control supervisorio en tierra.
f) Ejecución de aplicaciones de control, supervisión y protección.
g) Cambio automático de rango del transmisor de flujo a nivel de cada
pozo para adaptarse al volumen de gas manejado, entre dos o más
rangos normalizados preestablecidos. Esto será posible mediante
funciones disponibles en el protocolo MODBUS y el desarrollo de una
aplicación.
h) Ajuste local y remoto de los parámetros siguientes:
• Punto de control de presión de suministro de gas al múltiple
(Opcional).
• Punto de control de flujo de gas inyectado a los pozos.
i) Supervisión, tanto local como remota, de las variables de proceso
siguientes:
• Presión estática en los cañones del múltiple.
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• Temperatura los cañones del múltiple.
• Flujo de gas en la entrada del múltiple.
• Flujo de gas inyectado a cada pozo.
• Presión diferencial placa orificio a cada pozo.
• Posición de la válvula de control de flujo a cada pozo.
• Presión aguas abajo de la válvula de control de flujo a los pozos.
En general, el proceso principal del múltiple, como lo es inyección de
gas de levantamiento, no debe ser afectado por pérdida total del sistema de
control principal, basado en la RTU ó por pérdida de comunicación con el
sistema SCADA, ya que la función de los mismos está orientada a
incrementar la autonomía en lo que refiere a precisión y optimización en la
inyección de gas de levantamiento por pozo, requiriéndose en caso de
pérdidas del sistema de control o de comunicación la presencia del operador
en sitio para efectuar los ajustes requeridos.
El sistema de control y supervisión, incluyendo la comunicación con
tierra, ante una falla del sistema de potencia eléctrica, debe mantenerse
funcionando normalmente por un lapso mínimo de 48 horas, ante una falla
del sistema de potencia eléctrica. Este lapso se podrá extender
indefinidamente con la instalación de un sistema de celdas fotovoltáicas, el
cual mantendrá la potencia en VDC del múltiple mientras se normaliza la
alimentación principal de la instalación. En la figura 3, se muestra un modelo
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de automatización de la inyección de gas a los pozos en otros múltiples de
PDVSA.
Figura 18: Múltiple de inyección de gas automatizado.
Fuente: PDVSA PETROWARAO SA. (2011)
Por otro lado los límites de batería de la instalación MG-UD-01, son la
entrada del gas proveniente del MG-TJ-320 y la salida del gas para ser
distribuido en los pozos asociados al MG-UD-01 (Ver Anexo 1, Planos de
limitación de la Instalación y detalles del múltiple).
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FASE III: CREACIÓN DE DOCUMENTACIÓN CRITERIOS DE DISEÑO
Realizar el levantamiento técnico en el múltiple de gas.
Determinar las señales de medición y control del proceso que
serán requeridas para el estudio.
Determinar las especificaciones técnicas de los equipos de
instrumentación, que serán utilizados en el sistema de control
recomendado para la automatización del múltiple de gas.
En este punto se indican las normas, procedimientos y prácticas de
ingeniería bajo las cuales debe regirse el desarrollo del diseño del Sistema
de Control Automatizado para el MG-UD-01. Entre las instituciones se
mencionan:
1. Normas e Instructivos Nacionales relativos a seguridad
2. Normas COVENIN (Comisión Venezolana de Normas Industriales)
3. SSPC (Steel Structure Painting Council)
4. NACE (National Corrosion Engineering)
5. ASNT (American Standard for Non-Destructive Testing)
6. ASTM (American Standard for Testing Materials)
7. AWS (American Welding Society)
8. ASME (American Society for Mechanical Engineering)
9. Normas API (American Petroleum Institute)
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10. Normas internas de PETRÓLEOS DE VENEZUELA, S.A., (PDVSA),
entre otras.
Asimismo, los siguientes códigos y normas en su última edición
incluyen las correspondientes modificaciones y/o adiciones, que forman parte
del diseño y construcción del proceso de Automatización del múltiple de gas
MGL-UD-01 A saber:
Tabla 5
Eléctrica
PDVSA-N-201: Obras eléctricas
PDVSA-N-241: Instalación de conductores y cables en tuberías y bandejas
PDVSA-N-242: Instalaciones eléctricas y ensayos
PDVSA-N-252: Especificación general para el diseño de ingeniería eléctrica
PDVSA-N-253: Technical specification for uninterruptible power systems
(UPS) (IEC standard)
PDVSA-N-254: Design and fabrication of high resistance grounding system
(WYE system, 600 volts or below)
PDVSA-N-255: Design and fabrication of flooded-cell lead-acid batteries for
electrical station
PDVSA-N-256: Design and fabrication of metal-enclosed nonsegregated-
phase bus duct assemblies
PDVSA-N-257: Design and fabrication of low resistance neutral grounding
resistor 2.4 to 35 KV
PDVSA-N-259: Medium voltage power cable-XLPE
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Cont
PDVSA-N-263: Electrical requirements for packaged equipment
PDVSA-N-264: Design and fabrication of electrical power center
PDVSA-N-265: Specification for procurement of low voltage ac adjustable
speed drive
PDVSA-N-271: Field inspection and testing of new electrical equipment
PDVSA-N-277: Grounding installation details
PDVSA-L-STE-017: Coordinación mecánica (requisitos para la interrelación
de las secciones eléctricas y mecánicas)
PDVSA-L-STE-018: Planos de diseño eléctrico (general)
PDVSA-L-STE-019: Procedimientos para la revisión de planos de diseño
eléctrico
PDVSA 90619.1.050: Análisis de cargas
PDVSA 90619.1.057: Selección de cables
PDVSA 90619.1.058: Terminales de cables
PDVSA 90619.1.061: Selección de relés y fusibles de protección
PDVSA 90619.1.064: Guías generales y formatos para planos
PDVSA 90619.1.081: Lista de cables y tubería conduit
PDVSA 90619.1.082: Calibre de los conductores para potencia e iluminación
PDVSA 90619.1.083: Tablas de caída de tensión, iluminación y potencia
PDVSA 90619.1.085: Diámetro de las tuberías eléctricas
PDVSA 90619.1.086: Requerimientos para sistemas de bandejas
PDVSA 90619.1.087: Niveles de iluminación para diseño
PDVSA 90619.1.088: Cálculos de niveles de iluminación
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Cont PDVSA 90619.1.089: Cálculos de caída de tensión para circuitos ramales de
iluminación
PDVSA 90619.1.090: Ramales de iluminación y tomacorrientes
PDVSA 90619.1.091: Puesta a tierra y protección contra sobretensiones
PDVSA 90619.1.101: Selección e instalación de equipos eléctricos y
electrónicos en lugares clasificados
PDVSA 90619.1.102: Engineering guide for determining electrical area
classification
Fuente: PDVSA
TABLA 6
Fuente: PDVSA
Seguridad, Higiene y Ambiente
API- RP 2220: Improving Owner and Contractor Safety Performance
COVENIN 2116: Andamios. Requisitos de seguridad
PDVSA PI-Cap. 15: Normas para la Inspección de Equipos de Izamiento
PDVSA-SI-S-04: Requisitos de seguridad industrial, ambiente e higiene
ocupacional en el proceso de contratación
PDVSA-SI-S-13: Normativa legal en seguridad, higiene y ambiente (SHA)
PDVSA-SI-S-20: Procedimientos de trabajo
PDVSA-SI-S-21: Revisión Pre-arranque
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LINEAMIENTOS CORPORATIVOS La Soberanía Petrolera reside en el derecho permanente de la nación
en el uso y aprovechamiento de sus recursos naturales, a favor del desarrollo
integral de los mismos. Estos aspectos son la base esencial de la llamada
soberanía económica, política y de estrategia nacional e internacional que
sustenta la independencia del país.
La materialización de ese derecho es recogido en el Plan Siembra
Petrolera 2008-2021, el cual tiene como propósito fundamental contribuir al
desarrollo económico y sostenido del país, el proyecto presentado va
enfocado a: Infraestructura y Equipos (nuevos o existentes) para
Incrementar la Capacidad de Producción de Crudo, Gas o Productos
Refinados (IEICPCGR) que son aquellos programas/proyectos de inversión,
que por sí solos, no generan ingresos y son requeridos o causados por la
ejecución de nuevos desarrollos o proyectos, a fin de que éstos puedan
operar a capacidad, disponer del producto y cumplir con todas las leyes,
normas, acuerdos y/o regulaciones exigidas por el Estado, la Corporación y
los estándares internacionales que la empresa haya definido como de
cumplimiento obligatorio.
ANÁLISIS DE RIESGOS
Para la elaboración del Análisis Preliminar de Riesgos completo y eficaz
se siguieron los pasos indicados en la Normativa PDVSA IR-S-17 “Análisis
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de Riesgos del Trabajo” indicando los peligros asociados a dicha actividad
con la respectiva descripción de los mismos y las medidas preventivas
mínimas a ser consideradas, son mencionadas a continuación:
- Incendio o explosión
- Incendio o explosión: Generación Vapores Tóxicos
- Incendio o explosión: Contacto con Superficies a Temperaturas
Extremas
- Pérdida de integridad mecánica: Provoca incendio o explosión,
generación de vapores tóxicos
- Contacto con o ingestión
- Inhalación
- Contacto con flujo de crudo o producto: Superficies o fluidos a
temperaturas extremas
- Contacto con electricidad
- Aprisionado por/entre, golpeado por/contra, contacto con objetos
cortantes o punzantes
- Caída a un mismo nivel, caída a diferente nivel, caída al agua
- Contacto con superficie a temperatura extrema
- Riesgos disergonómicos
- Ruido
- Vibración
- Lijado y esmerilado
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- Corte y soldadura
- Herramientas manuales, impacto entre superficies
- Otras fuentes de calor: Uso de teléfonos celulares
- Otras fuentes de calor: Iluminación no clasificada como a prueba de
explosión
- Trabajos en caliente
- Trabajos de izamiento de cargas
- Trabajos en espacios confinados
En el estudio se identificó una lista de los trabajos típicos relacionados
al Proyecto de Desarrollo de la automatización para completar en forma
progresiva un banco de Análisis de Riesgos, a medida que las actividades
son ejecutadas. Esto será especialmente aprovechado para trabajos
repetitivos como: inspección y reemplazo de partes de equipos de procesos,
calibración/mantenimiento de válvulas de seguridad, inspección y reemplazo
de secciones de tubería de procesos, entre otros.
Para determinar prioridades en esta lista, se tomaron en cuenta los
trabajos que:
- Tienen el potencial de ocasionar lesiones graves o fatalidades,
impactos ambientales y/ o pérdidas materiales.
- Consistentemente han causado lesiones, impactos ambientales,
enfermedades o condiciones disergonómicas.
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- Involucran nuevos equipos o maquinarias.
- Son rutinarios en la instalación, o por el contrario, extraordinarios o de
alto riesgo.
La evaluación cuantitativa de riesgos se definió en base a
probabilidades y consecuencias asociadas a las actividades, tomando en
cuenta los registros históricos de accidente de la empresa para asignar
puntuaciones. La matriz de puntuación fue la siguiente, ver detalles en el
Anexo 2.
ESPECIFICACIONES DE LOS EQUIPOS E INSTRUMENTOS SELECCIONADOS En este punto se detallan a continuación los principales Equipos e
Instrumentos con los que cuenta la empresa PETROWARAO para ejecutar
la automatización del MG-UD-01 y que serán aplicados en el diseño del
sistema de control.
Es importante mencionar que dichos equipos e instrumentos fueron
sometidos previamente a un proceso de evaluación técnico-económica de
factibilidad y funcionalidad para la aplicación requerida, en la que se
estudiaron varias alternativas para el diseño del sistema de control
automatizado, determinándose los equipos que a continuación se
mencionan.
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TRANSMISOR MULTIVARIABLE
Este instrumento se encargará de medir simultáneamente el flujo,
presión y temperatura del gas inyectado a cada pozo del MG-UD-01 por
medio de un elemento primario de flujo de tipo placa de orificio dispuesto en
lo que se conoce como carrera de medición. El transmisor multivariable se
encargará de igual forma de medir el flujo volumétrico del gas inyectado al
pozo en MSCFD de forma instantánea, acumulado diario, establecer hora de
corte del gas inyectado de las últimas 24 horas, entre otras, de acuerdo a la
norma AGA 3, mostrando en todo momento la información de forma tanto
local para el operador en campo, así como de forma remota para ser
visualizada en el SCADA.
De igual forma, este equipo guardará en su memoria local el historial
de las mediciones de gas de los últimos 35 días y generará gráficos con las
tendencias de medición, lo que permitirá al usuario obtener mayor cantidad
de información de la data del campo en tiempo real y específicamente del
pozo, las 24 horas del día, lo cual se traducirá en mayor interpretación de la
dinámica del proceso que ayudará en la toma de decisiones para realizar los
ajustes de inyección de gas lift a los pozos.
El transmisor multivariable transmitirá la información del campo a la
RTU del múltiple bajo el protocolo de comunicación modbus, a una velocidad
de 9600 baudios, lo que aumentará el tiempo de repuesta de la medición a
0.01 segundo aproximadamente , lo que se considera como tiempo real, esta
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información será recibida en la tarjeta modbus de la RTU para ser
comparada con los valores ideales de inyección de gas lift.
Tabla 7
Características Generales
Marca ROSEMOUNT
Modelo 3095FC
Rango 0-1000 InH2O(DP), 0 -3000 psi (P), -
40 a 140 F (TEMP).
Data logger
Cálculos Bajo Normas AGA3.
Salida Modbus
Precisión 0,025%.
Rangabilidad 100:1
Estabilidad de 0,20% por 10 años a 28 º C y
presión mayor a 1000 psi
Tiempo de respuesta 100 milisegundos
Efecto por presión 0.025%
Efecto por temperatura < 0.009%.
Efecto por vibración menor a ±0.1%
Alimentación 10,5 - 42,4 VDC.
Indicador LCD de 5 dígitos
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Cont…
Certificación FM explosion-proof Clase I, División
1, Grupos G, B, C, y D.
Costo estimado 6000 C/U $
Fuente: ROSEMOUNT (2011)
Figura 19: Transmisor Multivariable. Fuente: PDVSA-PETROWARAO (2011)
CONTROLADOR LÓGICO PROGRAMABLE (PLC)
Esté equipo ejecutará las estrategias y aplicaciones de control y
realizará la adquisición de datos para la supervisión, control y diagnóstico
avanzado del proceso, tales como medición del flujo volumétrico de gas en
la entrada del múltiple, medición de presión de cabezal de entrada, cañones
y cada pozo correspondiente al múltiple, medición y control de flujo
volumétrico de gas inyectado a cada pozo del múltiple, entre otros.
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Así mismo, el PLC de la instalación MG-UD-01, mantendrá
comunicación vía radio con el sistema SCADA de la sala de control de
operaciones automatizadas (Sala COA) ubicado en la Salina, edificio
principal. La data del múltiple estará disponible de igual forma a través del
software de aplicación PIPE PROCESS BOOK, lo que permitirá a varios
usuraios tener acceso a la información del campo sólo para visualización.
ESPECIFICACIONES DEL HARDWARE DEL PLC
El PLC que será utilizado para está aplicación posee la capacidad
para operar en ambientes severos y presenta características iguales a los
normalizados por PDVSA. El PLC cuenta con las siguientes características
funcionales:
Modularidad: Capacidad del sistema para dividirse en sus
componentes básicos (módulos de E/S de comunicaciones, CPU, fuente de
poder, etc.), sin afectar el funcionamiento del equipo.
Expansibilidad: Capacidad del sistema para crecer, sin modificar la
configuración básica.
Confiabilidad: Probabilidad de que un sistema opere sin fallas en un
período “t”. Se medirá en función del tiempo promedio entre fallas (MTBF) y
del tiempo medio entre reparaciones (MTBR).
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ESPECIFICACIONES PARTICULARES
Adicionalmente el PLC cumple las siguientes características exigidas
por PDVSA:
- Ser de fabricante reconocido, probado dentro de la industria petrolera.
- Módulo de procesamiento (CPU).
- Chasis para instalación de CPU, módulos de comunicación, módulos
de Entrada/Salida y módulos de calculos.
- Fuentes de Poder.
- Bus interno entre CPU y Entrada / Salida.
- Módulos de Entrada / Salida.
- Tal como lo especifica la Norma K-309 “Especificaciones de
Ingeniería. Sistemas SCADA”, se contempla una reserva de espacio
del 30% sobre los “Racks” instalados así como un 30% de reserva en
la capacidad de entradas y salidas instaladas.
- Cálculo e integración de flujo.
- Comunicación con el sistema SCADA.
- Comunicación con la red correspondiente a los transmisores y
actuadores eléctricos.
- El hardware del Controlador Programable funciona de forma continua
en el rango relativo de humedad de 5% a 95% sin condensación.
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- El PLC posee la fuente de energía necesaria para la alimentación de
los módulos de entrada/salida (I/O), los procesadores y el resto de los
módulos.
- Todos los módulos de sistema, incluyendo el procesador, pueden ser
removidos del chasis o insertados en el, mientras se le esté
suministrando energia al chasis sin ocasionar falla al procesador o
dañar los módulos, es decir deben tener la capacidad de remplazo en
caliente. Esto se conoce como Removal and Insertion Under Power
(Remoción e Inserción con Energía) (RIUP).
MÓDULO DE PROCESAMIENTO (CPU)
El PLC dispone de un módulo CPU DE 4 Mega Byte (4MB) ubicado
en un rack principal. Así mismo, contiene una fuente de poder de 5 Voltios y
10 amperios dimensionados parar manejar la carga total de cada rack, un
módulo ETHERNET y un módulo manejador de los rack de E/S. El sistema
de procesamiento del PLC ejecuta acciones de control bajo el esquema de
selección - activación y direccionamiento de los comandos de control hacia
salidas discretas de tipo “TRIP / CLOSE” (Dobles).
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Así mismo, el procesador posee las siguientes características:
- Confiabilidad y disponibilidad de las funciones de automatización en el
orden del 99%.
- Capacidad para el cálculo de flujo por medio de algoritmos AGA 3, AGA 8
o equivalentes; certificados por organizaciones nacionales o
internacionales reconocidas en la certificación de estándares.
- Capacidad instalada para la configuración y programación de lazos de
control en configuraciones variadas (PI, PID, autoentonación de PID entre
otros).
- Capacidad instalada para el diagnóstico de fallas y supervisión de los
parámetros internos del sistema de supervisión y control local en forma
local o remota desde la consola de ingeniería.
- El PLC no produce desacoples en la lectura o escritura de los puntos de
entrada / salida por estar atendiendo requisiciones de otros puertos de
comunicación.
- El PLC es flexible y modular, con capacidad para incorporar fácilmente
“hardware” y “software”, por ejemplo: procesadores, fuentes de poder,
módulos de entrada/salida, tarjetas de comunicación, acondicionadores
de señal, interfaces, programas (lazos de control, despliegues, y
secuencias) unidades de memoria, entre otros, con las mínimas
interrupciones de proceso, incluyendo las facilidades para ejecutar el
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mantenimiento, prueba y reconfiguración de todos los componentes en
línea.
- El PLC posee puertos de conexión para enlaces de comunicación con
I/O’s periféricos, Sistema de Supervisión Remota y “Laptops” para
mantenimiento y configuración, siendo capaz de recibir y transmitir
información simultáneamente de esos equipos.
- El procesador tiene la capacidad de soportar los buses de campo, tales
como Foundation Fieldbus, Modbus, Profibus, Hart, ControlNet y
Ethernet/IP.
MEMORIA
La memoria del CPU del PLC posee acceso restringido, de modo que
sólo el CPU del PLC pueda escribir en ella. Los módulos inteligentes que
formen parte del PLC podrán leer, pero no escribir en dicha memoria.
El PLC posee memoria de 4MB interna para almacenar:
- Datos: (de controladores, discretos, bobinas internas, temporizadores,
enteros numéricos, punto flotante).
- Memoria para programa mayor o igual a 32 Kword (incluyendo la
reserva).
- Definición: 1 Kword = 1024 palabras (word) de 16 Bits.
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La memoria del procesador está respaldada por baterías de larga
duración de litio con indicación de estado. El contenido de la memoria será
retenido durante un lapso de falla de suministro de energía principal al
equipo. El tiempo de autonomía deberá ser igual o mayor a 6 meses. El PLC
incluye medios de señalización audiovisual de bajo voltaje de dichas
baterías.
COMUNICACIONES
El PLC cuenta con capacidad instalada de comunicación con los
protocolo MODBUS RTU, El módulo de comunicación esta instalado en el
rack de comunicaciones y es parte integral del PLC, el protocolo MODBUS
RTU implantado en el PLC tiene la capacidad instalada para comunicarse
con el Sistema SCADA, a través del Radio-Modem. El protocolo a utilizar
para las comunicaciones entre el PLC y la IHM local será el mismo que para
los rack de E/S.
El PLC deberá poseer la capacidad instalada para manejar
comunicación digital de campo con instrumentación tipo inteligente, en modo
“Multidrop”, es decir, múltiples dispositivos conectados en paralelo a la red,
basada en protocolo HART o similar. El módulo de comunicación debe estar
instalado en el rack principal y ser parte integral del PLC, no se aceptará
soluciones separadas del sistema de control.
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La comunicación a futuro con el sistema SCADA es bajo protocolo
(ETHERNET-IP) para lo cual se deberá dejar la facilidad instalada.
Adicionalmente el PLC debe contar con:
- El PLC deberá contar con un (01) módulo de comunicación para la
conexión con el computador portátil (“laptop”).
- Puerto de Comunicación con Interfaz Humano-Máquina (IHM) Local.
- La interfaz Ethernet deberá soportar lo siguiente:
ü Comunicaciones TCP/IP estándar a 10/100Mhz.
ü Diagnóstico SNMP.
ü Medios Ethernet estándar ( 10base2, 10base5, 10baseT, fiber).
FUENTE DE PODER
Las fuentes de poder deberán ser insertada en el bastidor o “rack” del
PLC y deberá ser dimensionada bajo la configuración máxima de tarjetas
(dependiendo del número máximo de “Slots”) a ser instaladas en cada
bastidor o “rack” bajo cualquier configuración.
El PLC o I/0 periférico, incluirá las fuentes de energía necesarias para
la alimentación de los componentes propios del mismo, tales como: módulos
de entrada/salida, el procesador y dispositivos de campo. Esta fuente de
poder deberá tener una tolerancia del +/- 20%. Deberá soportar
100
interrupciones de potencia de un (01) segundo sin interrumpir la
alimentación.
Las características de diseño de la fuente de poder del Controlador
Programable deberán incluir un indicador de diagnóstico montado en una
posición tal que pueda ser fácilmente visto por el usuario. La fuente de
alimentación será diseñada con una capacidad de reserva del 50% para la
expansión futura del sistema.
Las fuentes de poder deberá ser insertada en el bastidor o “rack” del
PLC y deberá ser dimensionada bajo la configuración máxima de tarjetas
(dependiendo del número máximo de “Slots”) a ser instaladas en cada
bastidor o “rack” bajo cualquier configuración. Cada dispositivo que requiera
ser energizado deberá tener su propio circuito de interrupción con fusible. El
PLC suministrará 24 VDC a los dispositivos o instrumentos de campo que así
lo requieran.
ENTRADAS / SALIDAS
Las salidas analógicas y discretas deben mantener el último valor, en
casos de falla del voltaje de la fuente de poder del PLC o en casos de fallas
detectadas por el CPU que comprometan la integridad de las señales de
salida.
Los módulos de salidas discretas deben soportar esquemas de
operación de tipo “Control Doble” o “TRIP/CLOSE” y deben abrir sus
101
contactos en casos de falla del voltaje de la fuente de poder del PLC o en
casos de fallas detectadas por el CPU que comprometan la integridad de las
señales de salida.
Los módulos de E/S analógica deben poder detectar fallas en las
señales que incluyan como mínimo: detección de circuito abierto, transmisor
fuera de rango alto y bajo, falla general del transmisor (transmisores bajo
protocolo HART), así mismo deben contar con diagnóstico de estado (sobre y
bajo rango, en las señales analógicas).
Todas las E/S, al igual que los puertos de comunicación con las redes
de campo, deberán ser aisladas, de manera que la falla en el cableado de
una señal no perjudique a las demás.
Debe garantizarse la compatibilidad entre las tarjetas de E/S de las
series de PLC de un mismo fabricante que se adquieran. Cada tarjeta de E/S
deberá contar con una indicación de falla y de activación de cada canal
conectado al campo.
Las tarjetas de entradas analógicas deberán contar con capacidad de
escalamiento y filtrado. Todas las entradas y salidas deberán tener
aislamiento óptico y protección contra sobrevoltaje.
Las conexiones deben ser por el frente del módulo de entrada/salida,
los cuales deben contar con un brazo o peine que facilite el desmontaje o
reemplazo sin desconectar los cables provenientes del campo.
Las capacidades de reserva instalada a nivel de rack’s deben ser,
como mínimo un 25% de reserva sobre las ranuras (slots) usadas (si no
102
cumple se instalará un rack adicional), con un mínimo de cinco (5) ranuras
libres. Capacidad instalada para la configuración y el diagnóstico de toda la
instrumentación digital instalada, en forma local mediante configuradores
portátiles o remotos desde la consola de ingeniería. Capacidad de auto
diagnóstico de las entradas / salidas así como de los lazos de conexión.
Todos los módulos de entrada/salida tendrán un diseño modular para
permitir la inserción y extracción "en caliente" para un fácil mantenimiento. El
sistema tendrá la capacidad de permitir cualquier combinación de módulos
de I/O de 16 y 8 canales.
Cada canal de I/O podrá ser etiquetado con el “tag” del dispositivo de
campo en ambos lados, tanto del lado de la tarjeta de I/O como del bloque
terminal. De igual forma, los módulos de reserva deberán ser identificados.
Los módulos analógicos de entrada serán adecuados para manejar
señales en 4 a 20 mA provenientes de transmisores de campo. Cada
módulo de entrada/salida tendrá una luz indicadora de estado (diodo emisor
de luz), la cual deberá indicar el estado de los circuitos de entrada y salida
(falla).
Cada tipo de módulo tendrá una única posición (conexión) mecánica y
electrónica de manera de prevenir la inserción de estos en localidades
erróneas. El sistema deberá ser diseñado de manera que una falla de una
entrada o salida o de una tarjeta de I/O no resulte en una falla del sistema de
control completo. El sistema y los I/O incluirán capacidades de auto-
diagnóstico y auto-chequeo con indicación en la IHM local y en el sistema de
103
supervisión y control de Planta de fallas del procesador, módulos de
entrada/salida, fuentes de alimentación, tarjetas de comunicación, “software”,
entre otros.
El estimado de la cantidad y tipo de entradas y salidas requeridas (a
ser cableados) para cada cañón en el PLC y que serán supervisadas por las
interfaces, se indican en el anexo 3.
A continuación se detallan los tipos de módulos que deberá incluir el
PLC, como referencia de la arquitectura propuesta:
- Procesador (CPU)
- Fuentes de poder de 24 Vdc
- Módulos de Protocolo HART, de cuatro (04) canales
- Módulos de Cálculo de Gas
- Módulos de Comunicación para protocolo MODBUS
- Módulos de comunicación con HIM local
- Módulos de comunicación con HIM portátil
- Módulos de Entrada Analógica de 16 canales (AI)
- Módulos de Salida Analógica de 08 canales (AO)
- Módulos de Entrada Discreta de 16 canales (DI)
- Módulos de Salida Discreta de 16 canales (DO)
Es importante destacar que tanto la distribución de módulos para el
múltiple de gas lift, debe incluir el 30 % de disponibilidad, tal como lo
104
especifica la Norma de PDVSA K-309. “Especificaciones de Ingeniería.
Sistemas SCADA”
ACTUADOR ELÉCTRICO
Los actuadores eléctricos ejecutarán el comando de ajuste porcentual
de la válvula de control de flujo generado desde el PLC para abrir o cerrar la
válvula proporcionalmente hasta alcanzar de forma automática el valor ideal
de inyección para el pozo asociado al MG-UD-01.
Estos equipos están especialmente diseñados para acoplarse sobre el
vástago de las válvulas que se encuentran instaladas actualmente en el
múltiple, por lo tanto, no se requiere la procura de otro tipo de válvulas para
que los actuadores sean instalados.
Tabla 8
Características Generales
Marca Rotork
Modelos SM1020
Alimentación 24 VDC +/- 20%
Corriente de operación 1.5 amperes
Comando de señal de
entrada
4 a 20 ma con señal, digital sobreimpuesta
basada en protocolo abierto HART.
Tarjetas electrónicas 01 de alimentación y 01 de control.
105
Cont…
Operación Automática o manual.
Comandos locales Para incrementar / decrementar apertura.
Troqué de salida 125 in. lb.
Velocidad de respuesta 3.3 rpm (90 seconds full stroke on 4.6 turn
merla valve)
Máxima cantidad de
vueltas
5 vueltas
Precisión de
posicionamiento
1.5 % para máximo rango
Repetibilidad 1.5 % para máximo rango
Peso 16 lbs (7.5 kg)
Temperatura ambiente de
operación
4° to 70°c (39° to 158°f)
Costo estimado 3000 $ C/U
Fuente: Rotork (2010)
Figura 20: Actuador eléctrico.
Fuente: PETROWARAO S.A. (2011).
106
FASE IV: CONSTRUCCION DEL PROTOTIPO
Diseñar el sistema de control recomendado para la
automatización del múltiple de gas.
Simular vía software la aplicación del sistema de control al
múltiple de gas.
Antes de realizar las pruebas de funcionamiento del sistema de control
para la automatización del múltiple de gas UD01, se realizó el programa base
para la configuración del procesador del PLC y el módulo de
comunicaciones modbus, así como el bloque de control proporcional, integral
y derivativo (PID) que recibirán la información procedente del transmisor
multivariable y ejecutarán los comandos de control sobre el actuador
eléctrico de la válvula para ajustar el gas inyectado al pozo.
Para diseñar el prototipo del programa para el PLC Modelo
ControlLogix se utilizó el software de programación RSLogix 5000 versión
número 16 para configurar el módulo de comunicaciones modbus Marca
Prosoft Modelo MVI56MCM. El manual del fabricante suministró el
procedimiento tanto para la inicialización del módulo, como para la
configuración de este, tomando como referencia el programa MVI56MCM
expande 02.ACD, en el cual se detallan a continuación la función de cada
uno de los parámetros de configuración y el procedimiento que se utilizó para
inicializar el módulo.
107
El primer paso en la inicialización del módulo fue definir este en el
sistema para lo cual se seleccionó el modelo1756 (Módulo 1756 genérico), y
se detalló el Nombre, Descripción y Slot para su aplicación asegurándose de
seleccionar el formato de comunicación Comm Format como Data - INT en la
caja de diálogo, esto debido a que un fallo en el ajuste de los valores de
Assembly Instance y Size resultará en un módulo que no se comunicará
sobre el backplane del rack del ControlLogix.
Posteriormente se seleccionó el valor de intervalo del Paquete
Requerido (Request Packet) para el scaning del E/S sobre el módulo. Este
valor representa la mínima frecuencia con que el mismo manejará eventos
programados. Este valor se ajustó en 5 milisegundos. Una vez completada la
inicialización, la ventana de Organización del Controlador mostro la
presencia del módulo.
Los datos requeridos para el módulo fueron definidos para la
aplicación, y los objetos localizados en el área de datos de Tags del
Controlador. Seguidamente, para la inicialización de este se definieron los
tipos de datos a ser usados para su interfaz y los datos a ser usados para la
interfaz entre este y la lógica de escalera. Para ello se abrió la caja de
diálogo de edición de Tags del Controlador y se introdujeron los valores
correspondientes.
108
Figura 21: Configuración de Módulo 1756 genérico. Fuente: Colmenarez, Dueñes y Rios (2011)
DISEÑO DE LA LÓGICA DE ESCALERA En los aspectos fundamentales a considerar en el diseño de la lógica
de escalera requerida para la aplicación del módulo MVI56-MCM, las tareas
que deben ser manejadas por la lógica de escalera son la configuración del
módulo, la transferencia de datos, el manejo especial de bloque y la
recepción de datos de estado. Adicionalmente un manejador de alimentación
fue escrito para la inicialización de los datos del módulo y para borrar
cualquier condición de falla del procesador.
ENERGIZACIÓN (POWERUP)
La lógica de escalera de energización (Powerup), fue utilizada para
inicializar los objetos de datos utilizados por el módulo MVI56-MCM y para
109
restablecer las fallas del controlador en la energización inicial del procesador.
Este rung (línea de la rutina o del programa) se utilizó para restablecer una
condición de falla del procesador debido a una pérdida de energía y reinicio
cuando el procesador está modo Run (corriendo el programa). En el caso de
contemplar otros tipos de fallas, un manejador de estas últimas puede ser
escrito en el procesador para manejar otros inconvenientes en el programa.
El objeto MJFaults debe ser definido en los Tags (identificación) del
Controlador antes de que pueda ser usado en esta lógica. (Ver Anexo 3
Programa del PLC)
La siguiente línea de la rutina Powerup del programa, se utilizó para
inicializar en cero los últimos valores de lectura y escritura, de igual forma la
imagen de salida para el módulo MVI56-MCM y el área de datos de escritura.
Los últimos valores de lectura (MCM.BP.LastRead) y escritura
(MCM.BP.LastWrite) fueron usados en la lógica de transferencia de datos.
Por su parte, la imagen de salida para el módulo MVI56-MCM
(Local:1:O.Data[]) es utilizada para transferir datos desde el procesador
hasta el módulo. El área de datos de escritura (MCM.WriteData[]) fue
utilizada para almacenar los datos del procesador a ser escritos en el módulo
utilizando la imagen de salida.
RUTINA PRINCIPAL
La rutina principal fue usada para reconocer la presencia de nuevos
datos de lectura desde el módulo por el procesador. El módulo hará un ciclo
110
a través de su lista de bloques de lectura para transferir datos desde el
mismo hasta el procesador. Cada vez que un nuevo dato está disponible, el
módulo ajustará el valor para el bloque en la imagen de entrada de este.
(Local:1:I.Data[249]). (Ver Anexo 5 Programa del PLC) la lógica de escalera
escanea constantemente esta palabra de entrada para un valor nuevo.
Cuando un nuevo valor está presente, la lógica de escalera ejecuta las
tareas ReadData y WriteData en ese orden.
TAREA DE DATOS DE LECTURA (READDATA)
La subrutina de tarea de lectura de datos (ReadData) es la
responsable de manejar todos los nuevos datos recibidos desde el módulo y
colocarlos en la locación apropiada en el procesador. Los datos son
transferidos desde el módulo al procesador utilizando la imagen de entrada
del módulo (Local:1:I:Data[]). El primer rung (línea de la subrutina o del
programa) ajusta el último número de bloque leído (MCM1.BP.LastRead) al
número de bloque actual enviado desde el módulo (Local:1:I:Data[249]). El
módulo fue configurado para los bloques cero o uno, por lo que enviará
bloques con código de identificación de 0 y –1.
111
Figura 22. Subrutina (ReadData). Fuente: Colmenarez, Dueñes y Rios (2011)
Por su parte, el rung número 2 (línea de la subrutina o del programa)
de la lógica de escalera, determina si los nuevos datos recibidos en la
imagen de entrada son datos de usuario. Si los datos de usuario están
presentes, la lógica de escalera colocará los datos en la localización correcta
en el área de datos de lectura del procesador (MCM.ReadData[]). Se pueden
transferir hasta 200 palabras de datos en cada transferencia de bloques. En
adición a los datos de usuario, el bloque contiene también importantes datos
de estado. Estos datos deben ser copiados al área de datos correcta en el
módulo (MCM.InStat).
Estos datos de estado pueden ser utilizados para determinar la “salud”
del módulo MVI56-MCM. Los rungs número 3 y 4 de la lógica de escalera
fueron usados para manejar el recibo de datos de estado del nodo esclavo.
Estos bloques son requeridos por el procesador en la tarea WriteData y
112
enviados desde el módulo hasta el procesador. Por su parte el rung 3 es
utilizado para manejar esclavos (equipos) conectados al puerto Modbus 1.
Dos bloques de 128 esclavos cada uno son procesados por el rung y los
datos son almacenados en la localización de arreglo apropiada.
Si el procesador está recibiendo la configuración del módulo desde
una fuente remota a través de la base de datos del mismo, deberá ser
programado para manejar bloques especiales. La información de
configuración es transferida desde el módulo hacia el procesador a través de
los bloques –9000, -6000 hasta –6003 y –6100 hasta –6103. Por su parte el
rung 6 se utilizó para procesar el recibo de información de configuración
general por el módulo.
TAREA DE DATOS DE ESCRITURA (WRITEDATA) Esta subrutina del programa llamada Tarea de Datos de Escritura
(WriteData), es la responsable por el envío de datos desde el procesador
hacia el módulo MVI56-MCM. Los datos son transferidos desde el
procesador hacia el módulo utilizando la imagen de salida de este último
(Local:1:O:Data[]). El primer rung (línea de la subrutina o del programa), es
utilizado para almacenar los datos actuales requeridos y ajustarlos en los
objetos de datos MCM.BP.LastWrite del módulo. Este objeto es utilizado en
toda la lógica de escalera subsecuente en caso de cambios en la palabra de
113
entrada (Local:1:I:Data[1]) durante el procesamiento. (Ver Anexo 3 Programa
del PLC).
Los próximos dos rungs son utilizados para manejar el control del
procesador del módulo utilizando los números de bloque de control de
arranque en frio y caliente. Cuando el procesador requiere que el módulo
ejecute una de éstas operaciones, se copia el número del bloque dentro de la
imagen de salida de este y ejecutará la operación.
De igual forma se ajustó el número de bloques requerido en el último
objeto de escritura para prevenir procesamientos posteriores en la tarea
WriteData. Mientras que los siguientes cuatro rungs son utilizados para
requerir los datos de estado del nodo Esclavo (Equipo) asociado con cada
puerto Maestro (Puerto del Módulo MVI56MCM).
Dos solicitudes son requeridas para cada puerto de manera de
obtener los datos para los potenciales 256 – Esclavos direccionados en el
puerto. La siguiente lógica de escalera muestra lo que se requiere para
obtener los datos del puerto Modbus 1.
Figura 23: Subrutina (WriteData) Fuente: Colmenarez, Dueñes y Rios (2011)
114
El siguiente rung muestra un ejemplo de control de comando. Este
bloque de datos es pasado desde el procesador hasta el módulo para
ejecutar un comando en una lista maestra de comandos del puerto. Cuando
el bit CmdControl es ajustado, el puerto comando Maestro 1 (indice 0) será
colocado en la cola comando y ejecutado. Hasta 6 comandos pueden ser
transferidos con una solicitud desde la lista de comandos hasta la cola de
comandos. El próximo rung es usado para enviar un mensaje de evento
(mensaje construido por el usuario) en el puerto 1. (Ver Anexo 3 Programa
del PLC).
Figura 24: Subrutina control de comando. Fuente: Colmenarez, Dueñes y Rios (2011)
115
Cuando el bit EventCmd es ajustado, el rung será ejecutado. Se
colocó el comando contenido en la cola comando para su ejecución. Esta
técnica puede ser usada para enviar comandos a un puerto sin tener que
construir una lista maestra de comandos o ejecutar comandos que son
enviados bajo condición especial (por ejemplo, un comando de reset que
debería ser ejecutado una vez al día, semanalmente o en tiempos
indefinidos.).
Si el módulo es configurado para que no transfiera bloques o para que
transfiera un solo bloque, se requiere un proceso especial. El módulo debe
observar la primera palabra de la imagen de salida del módulo cambiando de
manera de reconocer la recepción de los nuevos datos. Si el valor nunca
cambia, el módulo no procesará los datos. Esto representa un problema
cuando menos de dos bloques son transferidos al módulo desde el
procesador. Para resolver este problema el módulo enviará -1 y 0 en la
palabra de entrada. Cuando el módulo es configurado para cero bloques de
escritura, la siguiente secuencia de bloques requerida presentara: -1, 0, -1, 0,
-1, 0... Cuando el módulo es configurado para un bloque de escritura, la
siguiente secuencia de solicitud de bloques presentara: 1, 0, 1, 0,1 ,0. (Ver
Anexo 3 Programa del PLC).
Por otro lado, el rung número 11 en la lógica de escalera es el más
importante ya que maneja la transferencia de datos del procesador hacia el
módulo. Hasta 200 palabras de datos del usuario son mantenidas en el
procesador (MCM.WriteData[]) y pueden ser transferidas al módulo cada vez.
116
Para la configuración del módulo, esta debe ser transferida desde la tabla de
datos del procesador hacia el módulo. Se requieren varios bloques para
transferir toda la información requerida por el módulo. Cada uno de estos
bloques debe ser programado y manejado por el módulo para ser ejecutado.
El primer bloque de configuración tiene un valor de código de 9000. Este
bloque es usado para transferir la información del tamaño de los bloques de
datos (MCM.ModDef) y la información de configuración del puerto Modbus
(MCM.Port[]). Este es el primer juego de datos requerido por el módulo
cuando es iniciado.
Figura 25: Configuración del módulo (MCM.WriteData[]). Fuente: Colmenarez, Dueñes y Rios (2011)
Finalmente, el último juego de información de configuración requerida
desde el módulo es la lista maestra de comandos para cada puerto. Esta lista
117
es transferida a los 25 comandos del módulo a un mismo tiempo. La lógica
de escalera para transferir la lista de comandos hacia el módulo es mostrada
en los siguientes rungs.
Figura 26: Lista maestra de comandos para cada puerto. Fuente: Colmenarez, Dueñes y Rios (2011)
CONTROL PID
Esta subrutina se creó con la finalidad de controlar la posición del
actuador eléctrico en la válvula de control de flujo de gas al pozo. Para ello,
se escribió la dirección del registro correspondiente al transmisor
multivariable (Process Variable) (UT177_DATA[0]), siendo la variable de
control (Control Variable) el flujo volumétrico de gas, para esto se escribió la
118
dirección del punto de salida “0” en el módulo de salida analógica ubicado en
el slot 2 del PLC (Local2:0.Ch0Data), seguidamente se estableció el punto de
ajuste set-point el cual fue tomado como referencia para simular cambios en
la variable de proceso (process variable) la salida en expresada en
porcentaje de apertura de la válvula se observa en la sección (output).
Figura 27: Bloque PID Fuente: Colmenarez, Dueñes y Rios (2011)
CONFIGURACIÓN DEL TRANSMISOR MULTIVARIBLE
Una vez realizada la lógica de escalera del equipo PLC se procedió a
configurar el transmisor multivariable de Presión, Flujo y Temperatura, Marca
Rosemount, Modelo 3095FC. Para ello se utilizó el software de programación
suministrado por el fabricante del equipo denominado 3095FC User Interface
(Interfaz de Usuario). Los principales parámetros a configurar en el
119
transmisor fueron, la identificación del equipo en el lazo (Tag), los registros
modbus a transmitir y la caracterización del medidor. El equipo posee un
rango de calibración de 0 a 3626 PSI para la medición de presión, 0 a 250
InH2O para la presión diferencial y de -40 a 120 grados Fahrenheit para la
medición de temperatura.
Figura 28: Configuración del transmisor multivariable Modelo 3095FC. Fuente: Colmenarez, Dueñes y Rios. (2011)
Es importante mencionar que para realizar las pruebas de
funcionamiento del sistema de control automatizado para el múltiple de gas
UD01 en el departamento de automatización de PDVSA en el edificio
principal La Salina, solo se ejecutó sobre un transmisor como elemento de
medición y un actuador eléctrico como elemento final de control, ya que de
120
acuerdo a la descripción del proceso de inyección de gas en el múltiple, este
se repite para cada pozo variando solamente la dirección en el lazo de
control al cual este asociado, es decir, que el programa será el mismo para
cada pozo, variando únicamente la dirección de los equipos asociados en la
carrera de medición del pozo.
Para la identificación del transmisor multivariable en el lazo, se
seleccionó la opción DEVICE en el menú principal del software, luego la
opción information y se escribió la identificación del equipo de acuerdo a las
normas ISA para identificación de equipos y tomando como referencia el
pozo al cual estará asociado, que para este caso es el UD177, quedando
entonces identificado como UT177. De igual forma se seleccionó de acuerdo
a las normas PDVSA las unidades de medida que utilizara para lo cual se
seleccionó el sistema internacional de medidas (US), la hora de corte de
medición diaria (Contrac hour 12 pm) y los tiempos de ejecución por ciclo.
Una vez hecho esto, se seleccionó en el menú principal la opción
configure, luego LCD User List y se procedió a seleccionar todas la variables
que serán mostradas al operador de producción en la pantalla local del
transmisor multivariable con la finalidad de que este tenga pleno
conocimiento inmediato de las variables operacionales del pozo.
El equipo está en capacidad de mostrar hasta 16 variables de forma
local, sin embargo, de acuerdo a los requerimientos del proceso, se
seleccionaron 6 variables tal como se muestra en la siguiente figura 29.
121
En ese mismo orden de ideas, tal como se puede observar en la figura
13, en la columna text, se describe la variable tal cual será visualizada por el
operador de producción de forma local, mientras que la columna llamada
Device Parameter, corresponde al parámetro que toma el equipo para
realizar la medición internamente.
Figura 29: Configuración de variables a mostrar en el transmisor multivariable Modelo
3095FC. Fuente. Colmenarez, Dueñes y Rios (2011)
De tal forma, la variable CORTE, corresponde al valor total de flujo
volumétrico de gas medido en MSCFD (miles de pies cúbicos estándar por
122
día) hasta las 12:00 pm, PRESS, representa la presión estática del proceso
en PSIG (Libras sobre pulgadas cuadrada manométricas), por su parte
TEMP, es la temperatura del gas en grados Fahrenheit, mientras que FLUJO,
es el valor instantáneo del gas medido en MSCFD, ACUM, es el flujo total de
gas medido con las mismas unidades hasta la hora en que se toma la
lectura, y finalmente INH20 (Pulgadas de Agua), representa la presión
diferencial.
Una vez configuradas las variables a mostrar de forma local por el
transmisor multivariable, se procedió a configurar el medidor en la sección
meter del menú principal y luego meter setup, en donde se muestra en la
sección general el tipo de medidor, que para este caso es la placa orificio, el
tipo de cálculo a realizar para lo cual se marca automáticamente AGA, el
diámetro de la tubería, el diámetro interno de la placa de orificio del pozo, y el
low cutOff, en el cual se establece el valor mínimo a ser medido por el
transmisor.
En este mismo orden de ideas, dentro de la sección meter, en la parte
imput, se seleccionó la técnica para promediar la medición denominada Flow
Dependent Linear.
Seguidamente se introdujeron los valores correspondientes a la última
cromatografía del gas en la sección Gas Quality, los cuales son
fundamentales para que el equipo realice el cálculo exacto del flujo
volumétrico.
123
Figura 30: Valores correspondientes a la última cromatografía del gas. Fuente: Colmenarez, Dueñes y Rios.
Dentro de la sección meter, en la parte advanced, se introdujeron
todos los valores que el equipo tomará como referencia para realizar el
cálculo del flujo volumétrico de gas, tales como presión atmosférica, presión
y temperatura base, material de fabricación de la placa orificio y material de
fabricación de la tubería entre otros, esto de acuerdo a los estándares
internacionales establecidos por la norma AGA, tal como se observa en la
siguiente imagen
124
Figura 31: Valores que el equipo tomará como referencia para realizar el cálculo. Fuente: Colmenarez, Dueñes y Rios. (2011).
Como último paso para la configuración del transmisor multivariable,
se verificó el correcto funcionamiento de este, por medio de la simulación de
señales de proceso y desplegando nuevamente la sección meter y luego
values, se visualizaron inmediatamente los valores instantáneos y acumulado
del flujo volumétrico de gas en MSCFD en la casilla Current Values, después
la columna Flow Rate, más abajo en la casilla Acumulation, se detalla el valor
de acumulado en la sección today, el corte del día anterior en la parte
yesterday, la medición mensual en month, del mes anterior en Prev. Month y
el acumulado del sensor. Dentro de la misma sección Setup Values, se
visualizaron todos los factores resultantes de los cálculos internos que
125
realiza el equipo para determinar el flujo volumétrico de gas así como la
presión absoluta. También se pueden observar simultáneamente los valores
correspondientes a la Presión Estática, Presión Diferencial y Temperatura lo
que permite al usuario mayor interpretación de la dinámica del proceso.
Figura 32. Verificación de transmisor multivariable. Fuente. Colmenarez, Dueñes y Rios (2011).
CONFIGURACIÓN DEL ACTUADOR ELÉCTRICO Una vez realizada la configuración del transmisor multivariable, se
procedió a configurar los parámetros de calibración del actuador eléctrico
Marca Rotork, Modelo SM1020, el cual trabajará con una señal analógica de
126
4-20mA. Esto por medio de la utilización de un configurador de campo
marca Emerson, Modelo 375. Los principales parámetros a justificar en el
equipo fueron la identificación de este en el lazo (Tag), y el rango de trabajo
de 0 a 100%.
Figura 33. Configuración del actuador marca Rotork por medio de un configurador portátil de campo Marca Emerson.
Fuente. Colmenarez, Dueñes y Rios (2011).
Figura 34. Prueba de comunicación del PLC con el transmisor multivariable y el actuador eléctrico.
Fuente. Colmenarez, Dueñes y Rios (2011).
127
PRUEBAS DE FUNCIONAMIENTO Una vez realizada la configuración de los equipos que conforman el
lazo de control (Controlador PLC, Transmisor y Actuador) se procedió a
realizar las pruebas de funcionamiento del sistema de control automatizado
para el múltiple de gas UD01. Dichas pruebas fueron ejecutadas en el
departamento de automatización de PDVSA ubicado en el edificio principal
La Salina, en el municipio Cabimas. En este departamento, se conectaron
eléctricamente los equipos de acuerdo a las especificaciones del fabricante
de cada uno de ellos.
En este mismo orden de ideas, la prueba tuvo como objetivo general,
comprobar el correcto funcionamiento del sistema de control automatizado
por medio de la simulación vía software de valores de proceso al transmisor
multivariable para que estos fueran transmitidos vía modbus y procesados
por el controlador PLC generando una señal de salida analógica de 4 a 20
mA para posicionar el actuador de la válvula de control hasta el valor
deseado.
Estos valores de proceso fueron tomados por el transmisor para
calcular el flujo instantáneo de gas en MSCFD, mientras que en el
controlador PLC se colocó el setpoint en el bloque de control PID en 200
MSCFD (Miles de pies cúbicos por día), cuyo valor fue tomado de acuerdo a
los reportes de valores ideales de inyección para el pozo UD177.
128
En este sentido, se simularon variaciones al valor ideal de inyección
con la finalidad de evaluar la respuesta que el sistema de control tiene sobre
el proceso de inyección de gas. Estas variaciones se tomaron como
referencia de acuerdo a las cartas de Registro de medición obtenidas en
campo por el instrumento neumático, con el fin de someter el sistema a las
mismas condiciones actuales de proceso.
Una vez iniciada la prueba, se verificó la comunicación entre todos los
equipos que conforman el lazo de control, de igual forma que fueran
visualizadas en la pantalla local del transmisor multivariable, todas las
variables previamente configuradas para el operador de producción, así
mismo la posición inicial del actuador eléctrico de la válvula.
Una vez realizada la entonación del lazo de control PID, se procedió a
colocar el valor ideal de inyección setpoint en el controlador a 200 MSCFD,
observándose inmediatamente cambios en la posición del actuador eléctrico
de válvula con la finalidad de ajustar la posición de esta al valor deseado,
en la pantalla local del transmisor se observó un valor inicial de 0 MSCFD,
sin embargo, al escribir vía software el valor ideal de inyección se pudo
apreciar como el actuador eléctrico detuvo su movimiento rotativo de
apertura producto de que el PLC recibió la señal de retroalimentación del
transmisor indicándole que ya había sido alcanzado el punto de ajuste o
setpoint.
En este mismo orden de ideas, se simuló vía software una variación
del 25% del valor ideal tanto por encima como por debajo de este,
129
obteniéndose resultados satisfactorios de reposicionamiento del actuador
eléctrico de la válvula para ambos casos visualizándose en todo momento
los valores de proceso en la pantalla local del transmisor.
FASE V. FINALIZACIÓN DEL DISEÑO
Evaluar el impacto que tendría en la producción diaria del crudo y
gas, la implementación del sistema de control automatizado.
Premisas económicas, financieras y volumétricas según la
normativa de lineamientos para la evaluación económica de proyectos
de inversión de capital (LEEPIC DE PDVSA).
Con el objetivo de Calcular los Costos de Inversión asociados según
la Categoría Clase IV para el Desarrollo de la Infraestructura se llevan a
continuación las siguientes proposiciones:
- Las bases económicas a utilizar: formulación 2011.
Tabla 9 Paridades e Índices de Inflación Históricos. (*) Índice Nacional de Precios al
Consumidor (INPC)
INDICADOR 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009
Índice Inflación Promedio Venezuela
25,90 29,14 35,68 46,77 56,94 66,03 75,04 89,08 116,10(*) 147.(*)
Índice Inflación F/A Venezuela
27,36 30,72 40,31 51,22 61,05 69,82 81,66 100,00 130,90(*) 163,7(*)
Inflación Venezuela
(%) 13,40 12,30 31,20 27,10 19,20 14,40 17,00 22,50 30,90 25,1
Índice Inflación 172,20 177,07 179,88 183,96 188,88 195,29 201,59 207,34 210,23 215,95
130
Cont… Promedio
EEUU Inflación
EEUU (%) 3,40 1,60 2,40 1,90 3,30 3,40 2,50 4,10 0,10 2,7
T. Cambio Promedio 679,93 723,67 1163,91 1609 1886 2150 2150 2150 2,15 2,15
T. Cambio F/A 699,75 763,00 1401,25 1600 1920 2150 2150 2150 2,15 2,15
Fuente: LEEPIC. Banco Central de Venezuela (BCV) - www.bcv.org.ve
Tabla 10
Escenario Paridad e Inflación del Plan de Negocios 2010 2011
Inflación (%) 15%* 15%*
T. Cambio Promedio 2.6 4.3
T. Cambio F/A 2.6 4.3 Fuente: LEEPIC
En el Plan de Negocios, se encuentran las premisas volumétricas en
función a las cuales deberán enmarcarse todos los proyectos y programas de
inversión que forma parte del Plan Siembra Petrolera y que son emanadas
por la Dirección Ejecutiva de Planificación.
Para ello se toma en cuenta los Lineamientos para la Evaluación
Económica de Proyectos de Inversión de Capital (LEEPIC) de Petróleos de
Venezuela S.A., y sus Empresas Filiales en el cual establece las siguientes
premisas:
• Año Base (período cero) y Año Moneda: año del presupuesto que se
está considerando. En el caso de esta evaluación se considera este
como el año 2011.
131
• Año Inicio Operaciones: mayor o igual al año del presupuesto que se
está considerando. En el caso de esta evaluación se considera este
como el año 2011.
Como caso base, el Proyecto de Automatización del Múltiple de Gas
MG-UD-01 se evaluará asumiendo que el mismo es ejecutado con recursos
propios, es decir, no contemplará ningún concepto de financiamiento. La
evaluación económica del proyecto en progreso deberá efectuarse a costo
total, es decir, deberá incluir todas las inversiones que se han realizado antes
del año base y todas aquellas inversiones necesarias para la completación
física y arranque del proyecto. Los costos, gastos e ingresos, (en caso de
aplicar), también deberán incluirse en la evaluación económica.
La evaluación económica de los proyectos/programas de inversión de
capital se realizará mediante la metodología del flujo de caja descontado.
Esta metodología consiste en “descontar” a una tasa de descuento, el flujo
neto de efectivo; ingresos y egresos, generados por un proyecto o programa
durante un tiempo determinado o establecido, (horizonte económico). El flujo
de caja de la evaluación se efectuará en dólares y en términos de moneda
constante del año en el cual se está formulando el presupuesto.
En el caso de proyectos cuya operación esté limitada
contractualmente a un horizonte inferior a su vida útil económica, tales como:
contratos de arrendamiento, Empresas Mixtas y otros con terceros de vida
132
finita, el horizonte económico no podrá exceder el tiempo establecido en la
condición contractual.
La metodología para la evaluación económica de proyectos se
realizará dependiendo del tipo de propuesta a mencionar: generadoras de
ingresos y no generadoras de ingresos.
El Proyecto de Automatización del MG-UD-01 en el Campo Ambrosio
se clasifica según la LEEPIC como Propuesta Generadora de Ingresos: son
aquellas propuestas cuyos beneficios se obtienen como resultado de la venta
de un producto o servicio que se espera realizar a cambio de la entrada de
un ingreso. Las propuestas generadoras de ingresos se realizan con el
siguiente objeto:
- Mantener o incrementar el nivel de producción
- Generar un potencial de producción de crudo y/o gas o de cualquier
otro bien o servicio.
- Localizar reservas de crudo y gas que garanticen la continuidad
operacional del negocio.
- Almacenar y transportar el crudo, gas, productos y otros bienes y
servicios.
- Refinar productos derivados del petróleo, u otros.
- Almacenar y distribuir productos para el mercado interno y de
exportación
- Desarrollar la infraestructura requerida por las operaciones.
133
- La metodología a ser utilizada para la evaluación de los proyectos
generadores de ingresos es el de flujo de caja descontado.
Los elementos necesarios para el cálculo del flujo de caja de la
evaluación económica del Proyecto de Automatización del Múltiple de Gas
MG-UD-01 comprendieron lo siguiente:
INVERSIONES Se tomó en cuenta de acuerdo al estimado de costo en dólares de una
única alternativa, para la automatización del múltiple de inyección de gas lift
MG-UD-01, en la cual se realiza una inversión en el primer año por un
monto de 807.690,00$, bajo las siguientes premisas:
• El proyecto abarca hasta la entrega final del sistema automatizado.
• Las tarifas utilizadas fueron consideradas a partir de referencias internas
de Petrowarao, Tabuladores Salariales actuales y Servicios Profesionales
Similares cancelados anteriormente.
• Las Horas-Hombre para la Ingeniería Básica y Detalle del proyecto fueron
estimadas por referencia de Petrowarao S.A.
• El porcentaje de contingencia utili zado fue de acuerdo a la normativa
interna de PDVSA y sus Empresas Filiales PDVSA MEC-500-04-01
134
Estimación de contingencia, referente al Porcentaje Global de
contingencia de acuerdo al estimado de costos clase IV de este desarrollo
• La información utilizada para este análisis es el resultado de la
experiencia en proyectos similares de Petrowarao S.A.
También se tomaron en cuenta el costo fijo asociados al
mantenimiento de los equipos de acuerdo a las especificaciones del
fabricante, por un monto de 3000$ cada cinco años.
INGRESOS Determinados en función de la disminución de pérdidas en la
producción de cada pozo asociado al múltiple de gas y ventas potenciales
que se esperan obtener del crudo.
Los valores utilizados en el cálculo de los ingresos fueron:
• Pérdidas de producción en barriles de crudo generadas por las
desviaciones antes expuestas del suministro desde MG-TJ-320 hasta
el MG-UD-01 que afectan los pozos de gas lift productores del Campo
Ambrosio.
135
• Escenario precios de crudo-para Ambrosio: tomando como patrón
el West Texas Intermediate (WTI) .
DEPRECIACIÓN Según el método de la línea recta, corresponde al costo por el uso,
desgaste o consumo de los activos fijos tangibles del proyecto, tales como
plantas, equipos, instalaciones, entre otros. Dicha depreciación se calculará
utilizando el método de línea recta y/o unidad de producción, según sea el
caso, de acuerdo con las Políticas Contables y Financieras de Capitalización
establecidas en el Manual de Prácticas de Contabilidad sobre políticas de
depreciación. Este elemento de costo se incluye con la finalidad que sea
considerado como una deducción para el cálculo del impuesto sobre la Renta
(ISLR).
Para el caso de Proyecto de Automatización la depreciación de los
activos involucrados se estimó a 20 años.
REGALÍAS
Es el derecho que le corresponde ingresos a la nación de participar en
los ingresos brutos, por la explotación de los volúmenes de hidrocarburos
extraídos de cualquier yacimiento, por ser propietario del recurso. No debe
considerarse como un impuesto.
136
La Ley Orgánica de Hidrocarburos indica que de conformidad con el
Capítulo VI del Régimen de Regalía e Impuestos Sección I De la Regalía,
Artículo 44 de la Ley Orgánica de Hidrocarburos, publicada en Gaceta Oficial
número 38.443 el 24 de Mayo de 2006, de los volúmenes de hidrocarburos
extraídos de cualquier yacimiento, el Estado tiene derecho a una
participación de treinta por ciento (30%) como regalía la cual se tomó para
ejecutar esta evaluación económica.
IMPUESTOS
Pagos exigidos por la Nación como producto de la realización de
actividades primarias (exploración, explotación, extracción, recolección,
transporte y almacenamiento), en los yacimientos mineros y de
hidrocarburos, cualquiera que sea su naturaleza, existente en el territorio
nacional, bajo el lecho del mar territorial, en la zona económica exclusiva y
en la plataforma continental; así como también de aquellos negocios no
petroleros que forman parte de la Corporación. A continuación se menciona
el impuesto que actualmente se aplica en la evaluación económica de
proyectos de inversión de capital.
Impuesto Sobre la Renta (ISLR), las empresas que se dediquen a la
explotación de hidrocarburos y actividades conexas, o a la compra o
adquisición de hidrocarburos y derivados para la exportación estarán sujetos
a la tasa de ISLR del 50%.
137
INDICADORES ECONÓMICOS
Los indicadores económicos a ser considerados en la evaluación
económica de programas y proyectos son los siguientes: el valor presente
neto (VPN), tasa interna de retorno (TIR), eficiencia de la inversión (EI) el
tiempo de pago (TP) y costo financiero implícito (CFI).
La tasa de descuento a utilizar en las evaluaciones económicas de los
proyectos a ser sometidos al presupuesto de inversiones 2011, a fin de
determinar los indicadores económicos para PDVSA y sus filiales será de
10%.
VALOR PRESENTE NETO
Es el valor actual de todos los flujos netos esperados, descontados al
año base. Para este ejercicio presupuestario se utilizará la tasa de descuento
del 10% y como año base o período cero el año 2011. Para el cálculo de los
valores presentes (VP), se deberán descontar los flujos de caja de los años
posteriores al año base utilizando la tasa de descuento. No se descontará el
flujo de caja del año del presupuesto (período cero).
138
TASA INTERNA DE RETORNO `Toda propuesta de inversión que genere ingresos debe tener una tasa
interna de retorno (TIR). La tasa interna de retorno es aquella tasa de interés
que hace el valor presente neto igual a cero, es decir que iguala los flujos de
ingresos y egresos con la inversión inicial. La tasa de retorno mínima para los
proyectos de inversión de capital de la Corporación es del 15%. Para los
proyectos en progreso cuya evaluación a costo total, reflejen una TIR menor
de 15% o un VPN negativo, deberán ser sometidos a las instancias
correspondientes para su revisión y fines consiguientes.
TIEMPO DE PAGO Tiempo necesario para que la suma de los flujos netos anuales
descontados sean igual a la inversión. La operación consiste en restar las
inversiones del proyecto llevadas al año base, al flujo de caja descontado de
cada año hasta que la diferencia sea igual a cero. El resultado se medirá en
años contados a partir del primer año de operación del proyecto.
139
EFICIENCIA DE LA INVERSIÓN
Mide el retorno en valor del año base por cada unidad. Los ingresos y
egresos estimados futuros durante el ciclo de vida del proyecto son los
siguientes:
Tabla 11 Resultados de la Evaluación económica
Inversión 807.690,00 $
Ingreso 3.832.899,00 $
Regalía 17.248.046,00 $
Costos fijos 9.000,00 $
Costos Variables 0 $
Depreciación 605.768,00 $
Utilidad antes ISLR 39.630.674,00 $
ISLR 19.815.337,00 $
Utilidad después ISLR 19.815.337,00 $
Flujo de Caja 19.613.414,00 $ Fuente. Colmenarez, Dueñes y Rios (2011).
INDICADORES ECONÓMICOS
Los indicadores financieros considerados fueron Estáticos y
Dinámicos. Entre los indicadores estáticos utilizados para la evaluación se
señala el Flujo de Caja Neto y Tiempo de Recuperación Estático.
Los indicadores dinámicos son el Valor Presente Neto (VPN), la tasa
interna de retorno (TIR) y Eficiencia de la Inversión (EI).
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INDICADORES ESTÁTICOS
Flujo de Caja Neto: 19.613.414,00 $
Tiempo de Recuperación Estático: 1 año
INDICADORES DINÁMICOS
VPN: 10.355.383,00 $
TIR: 144,17%
Eficiencia de la Inversión: 12,82 %
Eficiencia Inversión dinámica: 13,82 %
