ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL - Repositorio Digitalbibdigital.epn.edu.ec/bitstream/15000/11450/1/T2383.pdf · 2.1.1.4. gravedad api 43 ... 3.4.2. calculo de proyecciones para la lÍnea

ESCUELA POLITÉCNICA

NACIONAL

ESCUELA DE INGENIERÍA

"SISTEMA DE ADQUISICIÓN DE DATOS Y EMISIÓN DE

REPORTES DE LA PRODUCCIÓN DEL SEPARADOR DE

PRUEBAS DE POZOS DE LA ESTACIÓN LIMONCOCHA"

PROYECTO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TITULO DE INGENIERO EN

ELECTRÓNICA Y CONTROL

DANIEL RENATO LÓPEZ BELTRAN

DIRECTOR: Dr. LUIS CORRALES

Quito, enero 2005

DECLARACIÓN

Yo, Daniel Renato López Beltrán, declaro bajo juramento que el trabajo aquí

descrito es de mi autoría; que no ha sido previamente presentado para ningún

grado o calificación personal; y, que he consultado las referencias bibliográficas

que se incluyen en este documento.

A través de la presente declaración cedo mis derechos de propiedad intelectual

correspondientes a este trabajo, a la Escuela Politécnica Nacional, según lo

establecido en la Ley de Propiedad Intelectual, por su Reglamento y por la

normatividad institucional vigente.

Daniel Renato López Beltrán

CERTIFICACIÓN

Certifico que el presente trabajo fue desarrollado por Daniel Renato López

Bertrán, bajo mi supervisión.

Dr, LUIS CORRALES

DIRECTOR DE PROYECTO

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AGRADECIMIENTO

A mi Familia por su apoyo, compresión y paciencia.

A la Escuela Politécnica Nacional por la oportunidad de serparte de ésta prestigiosa Institución.

A ios profesores de la Escuela Politécnica Nacional porcompartir e impartir sus conocimientos de maneradesinteresada.

Al Dr. Luis Corrales por su orientación en el desarrollo delpresente trabajo.

A las áreas de Mantenimiento, Operaciones y RecursosHumanos de Occidental Exploration & ProductionCompany por las facilidades brindadas en el desarrollo deeste proyecto.

Al prestigioso personal de los departamentos deAutomatización e Instrumentación de OccidentalExploration & Production Company en el C.P.F. porcompartir sus conocimientos.

A los Ingenieros Patricio Puga y Jaime López por supreocupación y sabios consejos en el desarrollo del presentetrabajo.

Al Colegio Municipal Experimental "Sebastián deSena/cazar" por enseñarme a ser un hombre de bien y parabien.

A Mariela Puga por su preocupación, apoyo y solidaridadhacia mí.

A mis verdaderos amigos de hoy y siempre por su apoyo envarios aspectos de mi vida.

ÍNDICE

ÍNDICE..... , iÍNDICE DE FIGURAS , ivÍNDICE DE TABLAS..... viRESUMEN viiPRESENTACIÓN viii

CAPITULO 1 1FUNDAMENTOS , 2

1.1. TEORÍA DE SEPARACIÓN DE FASES LÍQUIDO - GASEOSA DEL PETRÓLEO 57.7.7. HIDROCARBURO 51.1.2. PETRÓLEO J7.7.3. GROSS 5¡JA. BARRIL 57.7. J. CENTRIFUGA 61.1.6. CORTE DE AGUA (BS&W) 67.7.7. COLCHÓN DE AGUA 67.7.5. INTERFAZ DE PETRÓLEO 61.1.9. GRADOS APJ,.. 67.7.70. GAS NATURAL 71JJ1. SEPARACIÓN DE GASES 77.7.72. PRESIÓN EN LOS FLUIDOS 87.7.73. MEDICIÓN DE FLUJO POR EFECTO CORJOUS 8U,14. MEDICIÓN DE FLUJO POR PRESIÓN DIFERENCIAL 10

7.7.74.7. LA PLACA ORIFICIO 10LJJ4.2. EL FLUJO COMO FUNCIÓN DE LA PRESIÓN DIFERENCIAL 72

7.7.75. MEDIDORES DE PLACA ORIFICIO 731.2. PRINCIPIO DE FUNCIONAMIENTO DE UN SEPARADOR DE PRUEBAS 13

1.2.1. ESTRUCTURA INTERNA DE UN SEPARADOR DE PRODUCCIÓN TRIFÁSICO 147.2.2. ESTRUCTURA INTERNA DE UN SEPARADOR DE PRUEBAS BIFÁSICO 16

13. OBTENCIÓN DEL BS&W DE LABORATORIO..... 177.3.7. OBTENCIÓN DEL BS&W MEDIANTE CENTRIFUGACIÓN ., 777.3.2. OBTENCIÓN DEL BS&W POR DESTILACIÓN 20

1.4. FUNCIONAMIENTO DEL SEPARADOR DE PRUEBAS DE LA ESTACIÓN "LIMONCOCHA" .. 211.4.1. EL SEPARADOR „ 211.4.2. PROCEDIMIENTO ACTUAL 241.4.3. TOMA DE DATOS DE LA LINEA DE FASE GASEOSA DEL SEPARADOR 261.4.4. TOMA DE DATOS DE LA LINEA DE FASE LIQUIDA DEL SEPARADOR 271.4.5. TIEMPO DE PRUEBA 271.4.6. PROCEDIMIENTO PARA EL CALCULO MANUAL DE LOS RESULTADOS... 27

1.4.6.1. CALCULO DEL FLUJO DE CRUDO 271.4.6.2. CALCULO DEL FLUJO DE GAS 281.4.6.3. PRESENTACIÓN DE RESULTADOS 37

1.5. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA 327.J.7. EL PROBLEMA 321.5.2. DIAGRAMA DE BLOQUES DEL PROCESO ACTUAL 331.5.3. DIAGRAMA DE BLOQUES DE CÓMO SE PUEDE OPTIMIZAR 331.5.4. UNA ALTERNATIVA VIABLE 33

1.6. DIAGRAMA DE TUBERÍA E INSTRUMENTACIÓN (P&ID) DEL SEPARADOR DE PRUEBASDE LA ESTACIÓN LIMONCOCHA 35

CAPÍTULO 2 37DESCRIPCIÓN DE LOS INSTRUMENTOS Y EL SOFTWARE A UTILIZARSE.... 38

2.1. EQUIPOS..... 392. /. /. TRANSMISOR INTELIGENTE DE FLUJO MÁS1CO RFT 9739 DE MICRO MOT1ON DE

EMERSON , 392.1.1.1. DESCRIPCIÓN....... 392.1.1.2. PRINCIPIO DE FUNCIONAMIENTO 402.1.1.3. MEDICIÓN DE DENSIDAD... 42

t

2.1.1.4. GRAVEDAD API 432.1.1.5. VOLUMEN ESTÁNDAR APS 442JJ.6. COMPENSACIÓN DE PRESIÓN. 452.1.1.7. VARIABLES DE SALIDA 452JJ.8. CABLEADO DEL SENSOR-TRANSMISOR DE FLUJO LÍQUIDO 462.1.1.9. CABLEADO DE PARA LA COMUNICACIÓN DEL TRANSMISOR MODBUS RS-485 472.1.1.10. CARACTERÍSTICAS DEL EQUIPO ,. 472.1.L1L CONFIGURACIÓN Y CALIBRACIÓN. 472JJ.12. CONFIGURACIÓN DEL TRANSMISOR RFT9739 DE MICRO MOT1ON PARA EL

SEPARADOR DE PRUEBAS DE LA "ESTACIÓN LhVÍONCOCHA" 482.1.2. EQUIPO DEMEDICÍÓNDE FLUJO GASEOSO., 50

2J.2J. PRINCIPIO DE FUNCIONAMIENTO 502.1.2.2. DATOS TÉCNICOS 512.1.2.3. DIMENSIONES 532.1.2.4. PINES DE ENTRADAS, COMUNICACIONES Y SALIDAS. 542.1.2.5. PROGRAMA DE CONFIGURACIÓN DEL EQUIPO 542.1.2.6. REQUERIMIENTO MÍNIMO PARA LA INSTALA CIÓN D YNACOM SOFTWARE 542.1.2.7. CONFIGURACIÓN Y CALIBRACIÓN 552.1.2.8. CONFIGURA CIÓN DEL MICRO MS4 PARA EL SEPARADOR DE PRUEBAS DE LA

ACIÓN LIMONCOCHA 622.1.3. EL CONVERTIDOR RS-485 A ETHERNET. 65

2.L3.1. DATA ACOUISmON MODULES ADAM 652.1.3.2. CARACTERÍSTICAS DEL ADAA4 4570 652.1.3.3. ESPECIFICACIONES DEL ADAM 4570 662.1.3.4. DIMENSIONES DEL ADAM 4570 672J.3.5. CONFIGURACIÓN DEL ADAM 4570 67

2.1.3.5.1. ADVANTECH\EDGCOMPORT\CONF1GURATION. 672.1.3.5.2. ADVANTECH\EDGCOMPORT\1,2AND4PORTSMÁPPINGUT!LITY. 71

2.1.3.6. CONFIGURACIÓN DEL CONVERTIDOR RS-485 A ETHERNET ADAM 4570 UBICADOEN EL SEPARADOR DE PRUEBAS DE LA ESTACIÓN LIMONCOCHA 74

2.2. SOFTWARE USADO PARA COMUNICACIÓN 742.2.7. SOFTWARE PARA COMUNICACIÓN 742.2.2. MATRJKON OPC SERVER FOR SCADA MODBUS 752.2.3. TIPOS DE COMUNICACIÓN QUE SOPORTA EL SOFTWARE 762.2.4. REQUISITOS DE HARD IVA RE PARA LA INSTALA C1ÓN DE MA TRIKON OPC SER VER FOR

SCADA MODBUS 762.2.5. CONFIGURA CIÓN DEL MA TRIKON OPC SER VER FOR SCADA MODBUS 76

2.2.5.7. SERVER CONFIGURARON 772.2.5.7.7. SERIAL CHANNEL 752.2.5.7.2. MODBUS UNIT, ...• 79

2.2.5.2. ALIAS CONFIGURARON SO2.2.5.3. CONFIGURA CIÓN DE LOS ALIAS PARA LAS VARIABLES DEL PROYECTO DÉLA

ESTACIÓN LIMONCOCHA 812.3. PLATAFORMA EN LA CUAL SE DESARROLLARÁ EL SISTEMA DE ADQUISICIÓN DE

DATOS 872.4. NUEVO DIAGRAMA DE TUBERÍA E 1NSTRUM ENTACIÓN DEL SEPARADOR DE PRUEBAS

DE LA ESTACIÓN LIMONCOCHA 87

CAPÍTULOSDESARROLLO DEL SISTEMA DE ADQUISICIÓN DE DATOS DEL SEPARADOR DE PRUEBAS DE LA"ESTACIÓN LIMONCOCHA"

3.1. CRITERIOS UTILIZADOS EN EL SISTEMA DE ADQUISICIÓN DE DATOS3.2. FUNCIONES Y DIAGRAMA DE FLUJO DEL PROGRAMA PRINCIPAL3.3. LOS PARÁMETROS DEL SEPARADOR DE PRUEBAS COMO VARIABLES DEL SISTEMA3.4. DESARROLLO DEL SOFTWARE PARA CALCULO DE PROYECCIONES

3.4.1. CÁLCULO DE PROYECCIONES PARA LA LÍNEA DE FLUJO LÍQUIDO3.4.2. CALCULO DE PROYECCIONES PARA LA LÍNEA DE FLUJO DE GAS......

3.5. ADQUISICIÓN DE DATOS DEL OPC SERVER3.5.1. DECLARACIÓN DE VARIABLES ,

3.6. MENÚ PRINCIPAL..

90

919393100101102104106106107

11

3.7. MAIN.3.7J.3.7.2.

3.8.

CONSTANTS..USERS...

3.8J.2.3.SJ.3.3.8J.4.3.8J.S.

3.8.1. LAS FUNCIONES DE LOS BOTONES DE LA OPCIÓN DAQ.3.SJJ. EL BOTÓN START.

EL BOTÓN YIEW.EL BOTÓN CANCEL.... ,EL BOTÓN SAVEEL BOTÓN EXIT.

3.8.2. ACTUAL CONDITIONS3.8.3. TRANSMJTTERS STATE ,3.8.4. WELL TEST STATUS

3.9. DAQUCTUAL COND1TIONS3.10. DAQ\OTHER VARIABLES3.1 J. DAQ\LOG ALARMS3.12. DAQVSTATE3.13. OIL STATE & GAS STATE3.14. DAQ\CONNECT1ON ..3.15. DAQ\DATA

4.2.

CAPITULO 4PRUEBAS Y RESULTADOS

4.1. ANÁLISIS ENTRE SISTEMAS ¿QUÉ SE PUEDE COMPARAR ENTRE EL SISTEMAANTIGUO Y EL NUEVO?.PRESENTACIÓN DE GRÁFICOS FLUJO LIQUIDO VS TIEMPO, FLUJO GASEOSO VST1EM PO, TEMPERATURA VS TIEMPO, PRESIÓN VS TIEMPO DE LOS CINCO POZOSPUESTOS A PRUEBA

4.2.1. POZO14.2.1.1. GRÁFICOS DE FLUJO LIQUIDO VS TIEMPO & FLUJO GASEOSO VS TIEMPO.....4.2.1.2. GRÁFICOS DE TEMPERA TURA VS TIEMPO & PRESIÓN VS TIEMPO

4.2.2. POZO 24.2.2.1. GRAFJCOS DE FLUJO LIQUIDO VS TIEMPO & FLUJO GASEOSO VS TIEMPO.....4.2.2.2. GRÁFICOS DE TEMPERA TURA VS TIEMPO & PRESIÓN VS TIEMPO

4.2.3. POZO 3.. ., "..4.2.3.1. GRÁFICOS DE FLUJO LIQUIDO VSTIEMPO &FLUJO GASEOSO VS TIEMPO4.2.3.2. GRÁFICOS DE TEMPERATURA VS TIEMPO & PRESIÓN VS TIEMPO.....

4.2.4. POZO 44.2.4.1. GRÁFICOS DE FLUJO LIQUIDO VS TIEMPO & FLUJO GASEOSO VS TIEMPO ...4.2.4.2. GRAFJCOS DE TEMPERATURA VS TIEMPO & PRESIÓN VS TIEMPO

4.2.5. POZOS ,4.2.5.1. GRÁFICOS DE FLUJO LIQUIDO VS TIEMPO & FLUJO GASEOSO VSTIEMPO ...4.2.5.2. GRÁFICOS DE TEMPERATURA VSTIEMPO & PRESIÓN VSTJEMPO .,

LA IMPORTANCIA DEL DRENADO EN LA TOMA DE DATOS DE LA LINEA CASEOSA.COMPARACIÓN DE RESULTADOS Y ANÁLISIS DE ERRORES

4.4J. ANÁLISIS DE ERRORES DE LA LÍNEA DE FLUJO LÍQUIDO ..,4.4.2. ANÁLISIS DE ERRORES DE LA LÍNEA DE FLUJO GASEOSOREPORTES4.5.

108IOSno111112112113113113113114I M114115116117118119122123

125125

126

126128128129130J3013]132132133134J34135136J36137140142J44145148

CAPÍTULOSCONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES.

5.J. CONCLUSIONES5.2. RECOMENDACIONES

155155155161

111

FIGURA 1 .1 PRINCIPIO DEL MEDIDOR DE FLUJO MASICO DE CORIOLIS-. 10FIGURA 1.2 FORMAS ESTANDARIZADAS DE LAS PLACAS ORIFICIO 11FIGURA 13. CORTE TRANSVERSAL DE UNA TUBERÍA, PLACA ORIFICIO Y MEDIDOR 11FIGURA 1.4 PRINCIPIO DE FUNCIONAMIENTO DE LOS SEPARADORES DE PRUEBAS 13FIGURA 1.5 ESQUEMA DE LA ESTRUCTURA INTERNA DE UN TÍPICO SEPARADOR 14FIGURA 1.6.A PLACA DE ENTRADA 15FIGURA 1.6.B EFECTO DEL CHOQUE CON LA PLACA 15FIGURA 1.7 PALETAS SERPENTINAS 15FIGURA 1.8 ESPECIALISTA EN BS&W TEST 17FIGURA 1.9.A CENTRÍFUGA VISTA EXTERNA 18FIGURA 1.9.B CENTRÍFUGA VISTA INTERNA 18FIGURA 1.10 CÁMARA DE P RE CALE NT AMIENTO 18FIGURA 1.11 FOTO DEL INSTANTE DE ROTACIÓN 18FIGURA 1.12 MUESTRA ANTES DE LA CENTRIFUGACIÓN 19FIGURA 1.13 MUESTRA DESPUÉS DE LA CENTRIFUGACIÓN 19FIGURA 1.14 SORBONA O CAMPANA DE EXTRACCIÓN...., 19FIGURA 1.15 SEPARADOR DE PRUEBAS DE LA ESTACIÓN "L1MONCOCHA" 21FIGURA 1.16.A SENSORES DE NIVEL FLOTADOR MAGNÉTICO 22FIGURA 1.16.B VÁLVULA CONTROLADORA DE PRESIÓN DEL SEPARADOR 22FIGURA 1.17.A VÁLVULA DE TRES VÍAS PARA CONTROL DE ENTRADA 23FIGURA 1.17.B VÁLVULA DE ALIVIO Y DISCO DE RUPTURA UBICADOS EN LA LÍNEA DE GAS 23FIGURA U8.A DESGASIFICADOR 24FIGURA 1.18.B MEDIDOR DE FLUJO MASICO 24FIGURA 1.19.A MEDIDOR DE PRESIÓN DIFERENCIAL Y ESTÁTICA DE GAS "BARTON" 25FIGURA 1.19.B PORTA PLACAS - 25FIGURA 1.20 VÁLVULAS DE ALINEAMIENTO AL SEPARADOR 26FIGURA 1.21 PRESIONES EN LA PLACA ORIFICIO , 29FIGURA 1.22 CARTILLA DEL "REGISTRADOR DE PRESIÓN DIFERENCIAL Y ESTÁTICA

BARTON" 30FIGURA 1.23 INTERPRETACIÓN DE LA CARTILLA DEL MEDIDOR "BARTON" 31FIGURA 1.24 DIAGRAMA DE BLOQUES DEL PROCESO ACTUAL 33FIGURA 1.25 DIAGRAMA DE BLOQUES DE CÓMO SE PUEDE OPTIMIZAR 33FIGURA 1.26 CONEXIÓN DE COMUNICACIÓN Y TOPOLOGÍA DEL EQUIPO 35

FIGURA 2.1 ESQUEMA DEL SISTEMA DE ADQUISICIÓN DE DATOS 38FIGURA 2.2 SENSOR DEL MEDIDOR DE FLUJO MASICO DE CORIOLIS 42FIGURA 23 CABLEADO DEL SENSOR DE FLUJO LÍQUIDO 46FIGURA 2.4 CABLEADO PARA LA COMUNICACIÓN MODBUS RS-485 Y EL MAESTRO O HOST.... 47FIGURA 2.5 CABLEADO PARA LA COMUNICACIÓN MODBUS RS-485 CON OTROS EQUIPOS Y

CON SU MAESTRO O HOST ,. 47FIGURA 2.6 DIMENSIONES DEL TRANSMISOR DE FLUJO DE GAS 53FIGURA 2.7 FINES DE ENTRADAS, COMUNICACIONES Y SALIDAS 54FIGURA 2.8 PANTALLA DE CONFIGURACIÓN PARA LAS CARACTERÍSTICAS DEL MEDIDOR.... 55FIGURA 2.9 PANTALLA EN LA CUAL SE INGRESAN LOS DATOS DE ECUACIÓN DE FLUJO,

ECUACIÓN DE DENSIDAD Y TIPO DE APLICACIÓN A UTILIZARSE 56FIGURA 2.10 PANTALLA DE LA ECUACIÓN DE FLUJO API 143 QUE ES LA QUE MÁS SE

ACOMODA AL PROCESO 57FIGURA 2.11 PANTALLA PARA LA ECUACIÓN DE FLUJO AGA8 DETAILED METHOD 58FIGURA 2.12 PANTALLA DE CONFIGURACIÓN DE ENTRADAS Y SALIDAS DEL EQUIPO 58FIGURA 2.13 SE ILUSTRA LA PANTALLA DEL SUBMENÚ FLOW COMPUTER DISPLAY

ASSIGNMENT 59FIGURA 2.14 PANTALLA DE CONFIGURACIÓN DE LOS PUERTOS DE COMUNICACIÓN 60FIGURA 2.15 PANTALLA DE CALIBRACIÓN DEL EQUIPO 61FIGURA 2.16 DIMENSIONES DEL CONVERTIDOR ADAM 4570 67FIGURA 2.17 PANTALLA PRINCIPAL DE ADVANTECH\EDGCOMPORT\CONFIGURAT1ON EN

ESTADO DE ESCANEO 68FIGURA 2.18 PANTALLA PRINCIPAL DE ADVANTECH\EDCCOMPORT\CONF1GURATION EN

ESTADO DE CONEXIÓN REALIZADA 68FIGURA 2.19 SUBPANTALLA "SYSTEM" DEL ADVANTECH\EDGCOMPORT\CONFIGURATION 69

FIGURA 2.20 SUBPANTALLA "NETNYORK" DEL ADVANTECH\EDGCOMPORT\CONFIGURATION- 70FIGURA 2.21 SUBPANTALLA "PORT" DEL ADVANTECH\EDGCOMPORT\CONFIGURATION 70FIGURA 2.22 SUBPANTALLA "SECURITY" DEL ADVANTECH\EDGCOMPORT\CONFIGURAT1ON.. 71FIGURA 2.23 PANTALLA INICIAL EN LA CUAL SE ILUSTRA LAS TRES CLASES DE PUERTOS

QUE RECONOCE, LOS USADOS, NO USADOS, Y LOS QUE ESTÉN CONECTADOS ADISPOSITIVOS ADAM.. 72

IV

FIGURA 2.24 PANTALLA EN LA CUAL SE ¡YIAPJEA O ÜJRECCJONA EL COM DE LA PC, SE ASIGNALA IP AL EQUIPO ADAM A CONECTARSE Y SE HABILITA LA PROPIEDAD DEAUTO RECONECTARSE 73

FIGURA 2.25 PANTALLA PRINCIPAL JDE MATRIKON OPC SERVERFOR SCADA MODBUS 77FIGURA2.26 PANTALLA DE CONFIGURACIÓN DE MATRIKON OPC SERVER FOR SCADA

MODBUS PARA COMUNICACIÓN CON EL PUERTO SERIAL 78FIGURA 2.27 SUBPANTALLA EN LA CUAL SE ILUSTRA EL MODO DE COMUNICACIÓN DE LA

UNIDAD MODBUS QUE ENVÍA LOS DATOS 80FIGURA 2.28 SUBPANTALLA EN LA CUAL SE CONFIGURA TIEMPOS DE ENVÍOS DE MENSAJES,

RECONEXIÓN E INTENTOS DE LOS MISMOS 80FIGURA 2.29 SUBPANTALLA EN DONDE SE CONFIGURA LA PROPIEDAD DE LOS DATOS TANTO

PARA ESCRITURA COMO PARA LECTURA. , 80FIGURA 230 PANTALLA DE CONFIGURACIÓN PARA LOS ALIAS DE LAS VARIABLES 80

FIGURA 3.1 DIAGRAMA DE FLUJO DEL SISTEMA DE ADQUISICIÓN DE DATOS 97FIGURA 3.2 DIAGRAMA DE FLUJO PARA EL CÁLCULO DE PROYECCIONES DE LA LÍNEA DE

FLUJO LÍQUIDO 103FIGURA 33 DIAGRAMA DE FLUJO PARA EL CÁLCULO DE PROYECCIONES DE LA LÍNEA DE

FLUJO DE GAS 105FIGURA 3.4 ESQUEMA DE CÓMO FUE REALIZADA LA DECLARACIÓN DE VARIABLES 107FIGURA 3.5 OPCIONES DEL MENÚ PRINCIPAL PARA EL ADMINISTRADOR , 107FIGURA3.6 OPCIONES DEL MENÚ PRINCIPAL PARA EL USUARIO 107FIGURA 3.7 DESPLIEGUE DE LAS DOS SUBOPCIONES QUE TIENE MAIN Y SON CONSTANTS Y

USERS 108FIGURA 3.8 PANTALLA DE LA SUBOPCIÓN CONSTANTS.., 108FIGURA 3.9 CUADRO DE MENSAJE QUE INDICA QUE LOS CAMBIOS FUERON REALIZADOS 109FIGURA 3.10 PANTALLA "USERS" EN LA CUAL SE INGRESAN DATOS DE PERSONAL QUE

UTILIZA EL SOFTWAREFIGURA 3.11 CUADRO EN EL CUAL SE ELIGE EL POZO QUE VA A SER SOMETIDO A PRUEBA.....FIGURA3.12 MEMBRETE COMÚN PARA TODAS LAS SUBPANTALLAS DE LA OPCIÓN DAQ....FIGURA 3.13 MENSAJE QUE INDICA QUE EL PROGRAMA DE ADQUISICIÓN DE DATOS NO ESTA

CONECTADO CON EL OPC SERVER 112FIGURA 3.14 MENSAJE QUE INDICA QUE EL GRUPO O NOMBRE DEL PROYECTO NO COINCIDE

CON EL DEL SEPARADOR DE PRUEBAS..,.. 112FIGURA 3.15 MENSAJE QUE INDICA QUE LOS ÍTEMS DEL PROYECTO NO ESTÁN

DESCARGÁNDOSE.. 112FIGURA3.16 MENSAJE EL CUAL INDICA QUE EL DATO O1L.08BVOLUMETOTAL AUN NO ES

ADQUIRIDO 113FIGURA 3.17 VENTANA EN LA CUAL SE GRÁFICA EL FLUJO DE PETRÓLEO Y GAS DEL POZO.... 115FIGURA 3.18 VENTANA EN LA CUAL SE GRÁFICA LA TEMPERATURA Y PRESIÓN DEL POZO 116FIGURA3.19 VENTANA LOGALARMS DONDE SE REGISTRAN LAS ALARMAS Y EVENTOS 117FIGURA 3.20 VENTANA STATE DONDE SE INDICA OTRAS VARIABLES IMPORTANTES Y SU

VALOR.. 118FIGURA 3.21 VENTANA CONNECTION DONDE SE REALIZA LA COMUNICACIÓN Y SE OBSERVA

SU ESTADO -. -. 122FIGURA3.22 VENTANA DONDE SE MUESTRAN LOS PRINCIPALES DATOS ADQUIRIDOS Y LA

CROMATOGRAFÍA CON LA CUAL EL EQUIPO MEDIDOR DE FLUJO GASEOSOTRABAJA 123

FIGURA 4.1FIGURA 4.2FIGURA 43FIGURA 4.4FIGURA 4.5FIGURA 4.6FIGURA 4.7FIGURA 4.8FIGURA 4.9FIGURA 4.10FIGURA 4.11FIGURA 4.12

FIGURA 5.1

POZO I O1L & GAS FLOWPOZO 1 TEMPERATURE &. PRESSURE VST1MEPOZO 2 OIL & GAS FLOW VSTIME ,POZO 2 TEMPERATURE & PRESSURE VS TIMEPOZO 3 OIL & CAS FLOW VSTIMEPOZO 3 TEMPERATURE & PRESSURE VS TIMEPOZO 4 OIL & CAS FLOW VSTIME .........POZO 4TEMPERATURE & PRESSURE VSTIMEPOZO 5 OIL & CAS FLO\ VS TIMEPOZO5TEMPERATURE& PRESSURE VSTIME-,PRUEBA DEL POZO 4 CON EL INSTRUMENTO DRENADO.....PRUEBA DEL POZO 4 CON EL INSTRUMENTO SIN DRENAR.

EXPLICACIÓN DE COMO SE REALIZA EL CALCULO DE FLUJO GASEOSO PORPARTE DE LOS OPERADORES....-

128129130131132133134135136137141141

157

ÍNDICE DE TABLAS

TABLA U EJEMPLO DE DATOS OBTENIDOS DEL SEPARADOR 27EJEMPLO DE DATOS OBTENIDOS DEL SEPARADOR (CONTINUACIÓN I) 28

TABLA 1.2 PRESENTACIÓN DE RESULTADOS DEL EJEMPLO , 31

TABLA 2.1 CONFIGURACIÓN DEL TRANSMISOR RFT 9739 PARA EL PROYECTO DE LA "ESTACIÓNLIMONCOCHA" « 49CONFIGURACIÓN DEL TRANSMISOR RFT 9739 PARA EL PROYECTO DE LA "ESTACIÓNLIMONCOCHA" (CONTINUACIÓN I) 50

TABLA 2.2 DATOS TÉCNICOS DEL TRANSMISOR DE FLUJO GASEOSO 51DATOS TÉCNICOS DEL TRANSMISOR DE FLUJO GASEOSO (CONTINUACIÓN I) 52

TABLA 23 CONFIGURACIÓN DEL TRANSMISOR MICRO MS4 PARA EL PROYECTO DE LAESTACIÓN LIMONCOCHA 62CONFIGURACIÓN DEL TRANSMISOR MICRO MS4 PARA EL PROYECTO DE LAESTACIÓN LIMONCOCHA (CONTINUACIÓN I) .. 63CONFIGURACIÓN DEL TRANSMISOR MICRO MS4 PARA EL PROYECTO DE LAESTACIÓN LIMONCOCHA (CONTINUACIÓN II) 64

TABLA 2.4 ESPECIFICACIONES DEL ADAM 4570 66TABLA 2.5 CONFIGURACIÓN DEL CONVERTIDOR RS-485 A ETHERNET ADAM 4570 PARA EL

PROYECTO DE LA ESTACIÓN LIMONCOCHA 74TABLA 2.6 PRIMERA TABLA DE CONFIGURACIÓN DE ALIAS PARA LAS VARIABLES DE GAS DEL

PROYECTO DE LA "ESTACIÓN LIMONCOCHA" 82TABLA 2.7 SEGUNDA TABLA DE CONFIGURACIÓN DE ALIAS PARA LAS VARIABLES DE GAS DEL

PROYECTO DE LA "ESTACIÓN LIMONCOCHA", 83TABLA 2.8 TERCERA TABLA DE CONFIGURACIÓN DE ALIAS PARA LAS VARIABLES DE GAS DEL

PROYECTO DE LA "ESTACIÓN LIMONCOCHA" 84TABLA 2.9 PRIMERA TABLA DE CONFIGURACIÓN DE ALIAS PARA LAS VARIABLES DE

PETRÓLEO DEL PROYECTO DE LA "ESTACIÓN LIMONCOCHA" , 85TABLA 2.10 PRIMERA TABLA DE CONFIGURACIÓN DE ALIAS PARA LAS VARIABLES DE

PETRÓLEO DEL PROYECTO DE LA "ESTACIÓN LIMONCOCHA" , 86

TABLA3.1 PRINCIPALES VARIABLES MOSTRADAS EN EL NUEVO SISTEMA DE ADQUISICIÓN DEDATOS 119PRINCIPALES VARIABLES MOSTRADAS EN EL NUEVO SISTEMA DE ADQUISICIÓN DEDATOS (CONTINUACIÓN I) - 120PRINCIPALES VARIABLES MOSTRADAS EN EL NUEVO SISTEMA DE ADQUISICIÓN DEDATOS (CONTINUACIÓN II)... 121

TABLA 4.1 MUESTRA LOS VALORES MÁS IMPORTANTES DEL SISTEMA DE ADQUISICIÓN DEDATOS MANUAL CON EL AUTOMÁTICO 142

TABLA 4.2 ILUSTRA EL ANÁLISIS DE ERRORES DE LA LÍNEA DE FLUJO LÍQUIDO 143TABLA 4.3 ERRORES RELATIVOS Y ERRORES ABSOLUTOS EN LA LÍNEA DE FLUJO LÍQUIDO 144TABLA 4.4 COMPARACIÓN ENTRE EL SISTEMA MANUAL Y AUTOMÁTICO VS LA PRODUCCIÓN

REAL 145TABLA 4.5 ERRORES EN LA LÍNEA DE FLUJO GASEOSO 145

VI

RESUMEN

En este trabajo se desarrolla un sistema de adquisición de datos para un

separador de pruebas. El sistema captura variables como temperatura, presión,

flujo, etc. de un pozo en prueba. El objetivo del sistema es permitir la

realización automática de proyecciones que minimicen el error en el cálculo

manual de las mismas.

Con este objetivo, en el separador de pruebas de la Estación Limoncocha se

reutilizó el transmisor inteligente de flujo líquido que estaba siendo subutilizado;

se adquirió, previo análisis, un transmisor inteligente de flujo gaseoso

adecuado para el proceso; se configuró los equipos para ei proceso y la

comunicación; se enlazó los equipos por medio de un Servidor OPC con una

computadora y, una vez obtenidos los datos vía DDE (DYNAMIC DATA

EXCHANGE), se los exportó al Sistema de Adquisición de Datos desarrollado

en Visual Basic.

El Sistema de Adquisición de Datos permite visualizar el comportamiento de las

principales variables y las almacena en tres archivos de dos tipos de formatos:

primero, dos de imagen en los cuales se indican el comportamiento del pozo

durante la prueba y, el tercero, de texto en el cual se muestran las

proyecciones realizadas para la prueba en ejecución. También posibilita la

generación de reportes.

En las pruebas realizadas se obtuvo una disminución del error en la línea de

flujo líquido en un 2.44% en comparación con los datos que se obtenían en

forma manual. Para las pruebas realizadas para medir el flujo de gas el error

que se obtuvo oscila entre 58,75% al 95%. Este error no se lo corrigió por

políticas internas propias de la Empresa. Adicionalmente, las leyes

ecuatorianas establecen que el gas natural que se extrae de los pozos

petroleros es del Estado por lo que la Empresa se limita a medir sin mucho

afán dicha magnitud y enfoca los resultados de este proyecto a la producción

de petróleo, de lo que se concluye que el proyecto es aplicable y de gran

utilidad para la empresa.

vn

PRESENTACIÓN

Actualmente, el petróleo constituye la fuente de energía más utilizada en el

planeta. Dentro de sus propiedades y aplicaciones el rol más importante que

cumple es el de obtener combustibles para la generación de energía.

Por la importancia tanto económica como política, los países productores de

petróleo tratan de optimizar su producción. La tecnología es una herramienta

importante con la cual dicha optimización se maximiza y es por eso que la

industria petrolera trata de mejorar constantemente todas las etapas que

implican su producción.

Dentro de éstas etapas existe una que resalta la importancia que tienen las

pruebas de proyección de producción de los pozos petroleros, con esto se trata

de llevar una base de datos que almacene la información y que pueda predecir

la producción diaria, mensual y anual de un pozo, locación, estación y/o planta.

Es por eso que el presente documento trata de una solución para la adquisición

automática de datos del separador de pruebas de la Estación Limoncocha.

En el Capítulo 1 se resalta la importancia de familiarizarse con el proceso y el

empleo de la terminología propia de la industria petrolera. Además se explica el

principio de funcionamiento de un separador de pruebas, como se obtiene la

fracción que indica cuanta agua existe en una muestra de gross (Mezcla agua,

petróleo y sedimentos), se plantea el problema a resolver y se ilustra el P&ID

del separador de pruebas en el que se desarrollará el proyecto.

Los equipos utilizados y el software que ayuda a obtener los datos (OPC

SERVER) son el tópico del Capítulo 2, en donde además se indica las

configuraciones usadas de los mismos y al final el nuevo P&ID del separador

con dichos equipos instalados.

En el Capítulo 3 se indica como fue desarrollado el software del Sistema de

Adquisición de Datos. Primero se hace una introducción al diagrama de flujo

del programa principal, el diagrama de flujo principal, una síntesis en lenguaje

estructurado del programa principal, como se realizan las proyecciones y al

final se explican las pantallas que hacen de interfaz con el usuario.

Los resultados y pruebas realizadas al nuevo Sistema de Adquisición de Datos

son el contenido del Capítulo 4. Además se indican tablas con el análisis de

errores respectivo. Adicionalmente se muestran las imágenes de pruebas

realizadas en donde se puede observar por primera vez el comportamiento de

los pozos petroleros, Y se muestra como el sistema almacena las pruebas en

archivos de texto e imagen.

Las conclusiones y recomendaciones del proyecto se hallan en el Capítulo 5 en

ellas se analiza los resultados de las pruebas del Sistema y las ventajas y

desventajas que existen entre el Sistema Antiguo y el Nuevo.

Por último se indica la Bibliografía consultada así como los Anexos, mismos

que contienen más información sobre el proyecto y que sirven como texto de

consulta para aclarar dudas.

CAPITULO 1

FUNDAMENTOS

CAPITULO 1

FUNDAMENTOS

El presente trabajo consiste en e! diseño de una de tas soluciones posibles para la

adquisición de datos del "Separador de Pruebas", un equipo cuya función es separar

las fases líquida y gaseosa de una mezcla no homogénea como el petróleo.

El principio básico que usa se basa en el comportamiento diferente de la materia

según su densidad, en especial los líquidos y gases, es por ello que el diseño, forma,

estructura interna, etc. del separador ayuda a maximizar la diferencia.

En el mercado existen separadores bifásicos (gross-gas) y trifásicos (petróleo-agua-

gas); así como, por su aplicación, se los puede encontrar como separadores de

producción y pruebas. Se debe aclarar que en la industria petrolera se conoce como

gross a la mezcla del agua con petróleo y sedimentos sin tomar en cuenta el gas

natural que también sale de ios pozos.

En el caso presente, el separador usado posee una adaptación que lo transforma de

trifásico (una entrada y tres salidas) a bifásico (una entrada y dos salidas) y por su

función se denomina "Separador de Pruebas". Con una capacidad de 10000 barriles

al día y en forma de tanque horizontal, su función es ayudar a hacer una proyección

de resultados para el pozo que se alinee para la prueba. Por medio de sensores,

transmisores, controladores y actuadores se controla el nivel y la presión en el

tanque. Cualquier cambio de nivel es una orden para inyectar fluido líquido a la línea

de gas y viceversa. Por otro lado, si la presión sobrepasa un nivel máximo puede

apagar el pozo en prueba por alta presión y causar pérdidas económicas; en su

defecto, para baja presión puede darse el caso que el separador se inunde.

2

Indicadores muestran valores de fluido de gross y presión diferencial y estática para

el gas, con estos valores de presión se calcula el flujo de gas; mientras que, con el

fluido de gross, se procede a calcular la cantidad de agua y petróleo que existe en la

mezcla. Este cálculo depende de una constante que es propia de cada pozo y que se

obtiene por medio de un análisis químico de laboratorio conocido como BS&W (basic

sediment and water).

Este procedimiento y cálculos se los realizan manualmente y, teniendo en cuenta ios

errores que esto implica, se los acepta como correctos. De aquí que el objetivo global

de este trabajo es minimizar dichos errores y diseñar un sistema automático de

adquisición de datos del separador de pruebas, con alta eficiencia y confiabilidad.

Una idea general de la solución a probarse consiste en aprovechar la capacidad del

equipo de medición de gross de comunicarse vía modbus con otros equipos y/o con

su maestro, lo que sugiere que se puede completar la instrumentación en función de

este protocolo de comunicación y el referido equipo. Para ello se pensó en adquirir

un equipo de medición de gas que cumpla las características necesarias para

medición y comunicación. También hace falta un elemento medidor de presión en la

línea de gross, y hacer una evaluación de los elementos que están instalados para

saber si pueden o no ser útiles, siempre teniendo en cuenta criterios como

funcíonabilidad, si aún están dentro del tiempo de vida útil, si están en buenas o

malas condiciones, costos, etc. La manera de adquirir los datos debe ser mediante

un convertidor, mismo que transforme los datos a formatos que puedan ser

entendidos por una CPU para luego, vía software, se pueda visualizar el

comportamiento del pozo, calcular proyecciones y generar reportes. Por supuesto,

todo deberá hacerse siguiendo las normas pertinentes y adquiriendo las licencias

que vuelvan al proyecto, una solución eficiente, segura y legal.

De lo explicado anteriormente, se debe entender que existe una solución que sin ser

la única es la que más se acomoda a las necesidades y exigencias de la empresa.

"Occidental Exploration & Production Company" OXY-ECUADOR; es una operadora

petrolera que, ubicada en el Bloque 15, se dedica especialmente a la exploración y

producción del petróleo cumpliendo las normas ISO18000, ISO14001. Dentro de este

contexto y en convenio con "PetroEcuador" entró a operar y administrar la "Estación

Limoncocha" que se encuentra en la provincia de Sucumbíos, la que cuenta con una

gran infraestructura y personal calificado. En dicho lugar está localizado el

"Separador de Pruebas" de 10.000 BBLD (Barriles por día), en el cual se desarrollará

este proyecto.

Para una mejor compresión del proyecto primeramente se creyó necesario dar a

conocer y entender los términos más usados en la industria petrolera, así como los

principios básicos que fundamentan el trabajo, para ello se presenta en el Capítulo 1

un resumen de estos términos y principios que facilitarán la compresión de la

solución indicada.

1.1. TEORÍA DE SEPARACIÓN DE FASES LÍQUIDO -

GASEOSA DEL PETRÓLEO

1.1.1. HIDROCARBURO

Se denomina así a cada uno de los compuestos químicos resultantes de la

combinación del carbono con el hidrógeno.

1.1.2. PETRÓLEO

El petróleo se genera a partir de la descomposición de organismos de origen

vegetal y animal depositados en rocas sedimentarias en ambientes marinos o

próximos al rnar y que fueron sometidos a enormes presiones y elevadas

temperaturas. De tal suerte, el petróleo es un compuesto químico que, en

términos generales, está conformado por átomos de carbono, en una

proporción de entre 76 y 86 por ciento, y átomos de hidrógeno, en

proporciones que oscilan entre el 10 y el 14 por ciento; en menor medida,

contiene proporciones de heterocompuestos con presencia de nitrógeno,

azufre, oxígeno y algunos metales. La palabra petróleo proveniente del latín

petroleum (petra = piedra y oleum = aceite) y significa aceite de piedra.

1.13. GROSS

Se conoce como Gross a la mezcla de petróleo con sedimentos y agua sin

considerar el gas.

1.1.4. BARRIL

Medida americana de volumen, equivalente a 42 galones o 159 litros

1.1.5. CENTRIFUGA

Instrumento usado para la separación mecánica de sólidos de elevado peso

específico suspendidos en el fluido de perforación. La centrífuga logra esa

separación por medio de la rotación mecánica a alta velocidad.

1.1.6. CORTE DE AGUA (BS&W)

Las siglas BS&W (Basic Sediment and Water), cuya traducción dice

"Sedimentos básicos y agua", vulgarmente conocido como corte de agua, se

refiere a la cantidad de agua y sedimentos que se encuentra en una muestra

de petróleo.

1.1.7. COLCHÓN DE AGUA

Se llama colchón de agua al volumen de H2O que está debajo de la ¡nterfaz

de petróleo,

1.1.8. INTERFAZ DE PETRÓLEO

Se llama interfaz de petróleo a la capa que se encuentra entre el colchón de

agua y el crudo en si, su espesor depende de la densidad de crudo en ese

momento y del grado API.

1.1.9. GRADOS API

índice de gravedad API. Consiste en una unidad de densidad adoptada por el

Instituto Americano del Petróleo (API) desde años atrás. Según ia escala API,

cuanto más alto el índice, menor la densidad del crudo. La mayoría de los

crudos se encuentran entre los 27 y 40 grados API; crudos con valores

inferiores a 27 grados API se los considera pesados y aquellos por sobre los

40 grados API, livianos. Esta unidad está relacionada con el peso específico

real por la siguiente fórmula:

Grados API = —— 131.5Peso Específico @ 6Q°F

Ecuación 1.1

1.1.10. GAS NATURAL

Forma gaseosa del petróleo que se encuentra bajo tierra. Es un combustible y

contiene principalmente metano, etano, propano, butanos, pentanos y

hexanos; más otros elementos no hidrocarburos como nitrógeno, anhídrido

carbónico, gas sulfhídrico. Gran proveedor de materia prima para la industria

petroquímica. Se produce conjuntamente o separado del petróleo.

1.1.11. SEPARACIÓN DE GASES

Cuatro gases que se encuentran disueltos a presión en el crudo, se separan

con facilidad.

a) El Metano (CH4) y el Etano (C2H6), componen el gas seco, así

llamado porque no se licúa por compresión. El gas seco se utiliza como

combustible en el yacimiento o se inyecta en los gasoductos,

mezclándolo con el gas natural.

b) El Propano (C3H8) y el Butano (C4H10), constituyen el gas húmedo

que se licúa por compresión. El gas líquido se envasa en cilindros de

acero de 42-45 Kg. La apertura de la válvula, que los recoloca a presión

atmosférica, los reconvierte en gas.

1.1.12. PRESIÓN EN LOS FLUIDOS

El concepto de presión es muy general y por ello puede emplearse siempre

que exista una fuerza actuando sobre una superficie. Sin embargo, su empleo

resulta especialmente útil cuando el cuerpo o sistema sobre el que se ejercen

las fuerzas es deformable. Los fluidos no tienen forma propia y constituyen el

principal ejemplo de aquellos casos en los que es más adecuado utilizar el

concepto de presión que el de fuerza.

1.1.13. MEDICIÓN DE FLUJO POR EFECTO CORIOLIS

El separador de pruebas de la Estación Limoncocha tiene instalado un

medidor de flujo másico en la línea de gross. Pese a la subutilización de éste

en la adquisición de datos manual, la empresa previo que dicho equipo podía

a futuro ser parte de un sistema de adquisición de datos automático, que para

ese entonces no era una necesidad tan importante como lo es ahora. Esto

implica estudiar lo más importante del equipo para el desarrollo del proyecto y

para comprender mejor sus propiedades primeramente se explica en forma

general el principio de funcionamiento de los medidores de flujo por efecto

Coriolis. En el Capítulo II se detalla el medidor de flujo por efecto coriolis

utilizado.

La mayoría de medidores de flujo trabajan en función del caudal volumétrico

del fluido. El error más común que provocan estos medidores es que suponen

parámetros constantes como temperatura y presión, lo que en la realidad no

es verdad; se puede llegar a un sistema casi estable en cuanto a estas

variables pero no constante, esto implica que por más pequeñas variaciones

que se tengan, la medición será incorrecta. Para una pequeña cantidad de

fluido es casi imperceptible la diferencia pero para cantidades grandes el error

ya es muy significativo; de aquí que es imprescindible medir el flujo másico.

Un método más simple de medir directamente e! flujo másico es basado en el

efecto coriolís.

En este medidor, el fluido pasa a través de un tubo en forma de "U" (según el

fabricante esta forma puede cambiar). La tubería interna vibra a su frecuencia

natural desde el momento en que es energizado el medidor. El momento que

circula un fluido y con ayuda del campo magnético inducido se determina su

frecuencia y casi siempre su amplitud es menor a 1mm. Si se hace circular un

fluido por su interior, en la mitad del ciclo de vibración del tubo (es decir hacia

arriba), el fluido entrante empuja el tubo hacia abajo resistiéndose a la

vibración, en cambio que el fluido saliente lo hace hacia arriba. Esta

combinación de fuerzas hace que el tubo sufra una torsión. Para la segunda

mitad del ciclo, cuando el tubo se mueve hacía abajo, la torsión resultante

tendrá la dirección opuesta. Por consiguiente, se tiene que en cada codo del

tubo se produce una oscilación de igual frecuencia (natural) pero desplazadas

en fase. Este desplazamiento de fase es directamente proporcional a la

"razón del flujo másico" del fluido que circula por el interior. Si se colocan

sensores electromagnéticos (pick-ups) en cada lado, éstos generan una señal

sinusoidal cuya diferencia de fase (AT) es medida por la unidad sensora del

transmisor que la transforma finalmente en una señal de 4-20 mA.

La principal ventaja de los medidores por efecto Coriolis radica en la

posibilidad de leer directamente el flujo másico, independiente de las

variaciones de presión, régimen de flujo (laminar, turbulento), densidad,

viscosidad, ni por la presencia de algunas burbujas en el líquido; las

variaciones de temperatura, que provocan cambios de elasticidad del tubo,

son compensadas por la unidad electrónica en forma automática. Debido a

que la vibración y la torsión son muy pequeñas, no sufren desgaste ni fatiga

de material.

En la Figura 1.1 se muestra el principio del medidor de flujo por el efecto

Coriolis.

1.1.14.

Figura 1.1 Principio del medidor de flujo másico de Coriolis

MEDICIÓN DE FLUJO POR PRESIÓN DIFERENCIAL

Para el antiguo sistema de adquisición de datos se tiene en la línea de gas

una placa orificio, la misma que genera un diferencial de presión el momento

en que circula gas por ésta. Un instrumento mecánico-analógico sensa dicho

valor y la presión aguas abajo, que es conocida como presión estática. Con

dichos valores y algunas constantes se realizan las proyecciones. La presión

diferencial que se genera no solo puede ser medida por esta clase de

instrumentos mecánico-analógicos sino también por instrumentos electrónicos

computarizados como en este caso. Por ser parte de este proyecto la placa

orificio se describe a continuación.

3.1 .14 .1 . La placa orificio

La placa orificio es una placa delgada que puede sujetarse entre bridas de

tubería. Como la geometría es simple es de bajo costo, fácil de instalar y

reemplazar. Generalmente se la fabrica de tres formas concéntrica,

excéntrica y segmentada. La Figura 1.2 muestra (as formas estandarizadas de

las placas.

C t J f f C E r J i n i C O

Figura 1.2 Formas Estandarizadas de las placas orificio

Es importante comprender que por cualquier tubería por la cual circula un

flujo, la presión aumenta cuando la velocidad disminuye y la presión disminuye

cuando la velocidad aumenta.

En la Figura 1.3 se muestra un corte transversal de la tubería, placa orificio y

dispositivo de medición.

A2

tí~i -

i»

— !-.'"->

• ™

O

Te-

- T I

l~l ÍJ

H

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i -:f

i ¡T7 7-¿- -rüH— - — '

Figura 1,3 Corte transversal de una tubería, placa orificio y medidor

Para la Figura 1.3, en el punto C se encuentra la placa orificio misma que

origina un choque que disminuye la velocidad del flujo, debido a esto la

presión justo antes del orificio, punto B, es un poco mayor que la presión de

operación en la línea de conducción aguas arriba, punto A. Al pasar flujo por e!

orificio para compensar la disminución de área la velocidad aumenta y la

presión disminuye, llegando a su menor valor cuando la velocidad es máxima.

Aguas abajo de este punto, el flujo se dispersa, disminuye la velocidad y se

presenta un aumento de presión, punto D. Después de la placa, la velocidad

se recupera porque et agua circula en toda la tubería, punto E. La diferencia

cié presión aguas arriba de ta placa y aguas abajo de la placa es la presión

diferencial, que se mide para determinar el flujo indirectamente.

1.1.14.2. El flujo comó'funcion de la presión diferencial

Se sabe que para mayor flujo la presión diferencial aumenta y viceversa en la

placa orificio, enionces; se puede decir que el flujo es una función de la

presión diferencial Estudios han comprobado que ia relación que existe entre

la presión diferencial y el flujo en una tubería cerrada con placa orificio es:

f/F

Ecuación '1,3

Ecuación 1.4

m$'Ecuacíone$1.2; 1.3; 3.4 son explicadas en detalle en tíí siguiente libro:FOX, Robert >V; McDonaJd Alan T.

"Introducción a laMecánicti de Fluidos"Segunda Edición. McGraiv-HIH. México.1989

Donde V es ia velocidad, Q es ia razón de cambio del flujo dé volumen con

respecto ai tiempo, W es la razón de cambio del 'flujo de masa con respecto ai

tiempo, A es el área representativa de la tubería, h es la presión diferencial

entre los puntos a medir, p es la densidad del fluido y k es una constante que

incluye el cociente del área seccionada trasversalmente de la tubería al área

representativa del inyector o de la otra restricción, unidades de medida,

factores de corrección, etc.

12

1.1.15. MEDIDORES DE PLACA ORIFICIO

Los medidores de placa orificio deben sensar la diferencia de presión

existente aguas arriba y abajo de la placa, con esos datos y otros, como por

ejemplo temperatura, diámetro de la tubería, diámetro de la placa, etc, se

puede obtener valores de flujo mas precisos. Existen medidores mecánicos y

electrónicos pero los dos se basan en el principio de que el flujo es función de

la presión diferencial.

1.2. PRINCIPIO DE FUNCIONAMIENTO DE UN SEPARADOR

DE PRUEBAS

Existe una gran cantidad de separadores de pruebas que en general hacen lo

mismo. Si bien su diseño mecánico varía de constructor a constructor el

principio de separación que utilizan es igual. Todos se basan en que el

petróleo (Oil) es menos denso que el agua y por obvias razones el gas es aun

menos denso que el agua y crudo. Cualquier aditamento que tengan los

equipos solo sirven para aprovechar mejor este principio. En la Figura 1.4 se

ilustra el principio de funcionamiento de los separadores de pruebas.

Gas

Petróleo

AguaFigura 1.4 Principio de funcionamiento de los Separadores de Pruebas

Se puede ver gráficamente como la densidad separa los elementos y los

ordena de tal forma que los más densos están abajo y los menos densos

arriba, siempre tomando como referencia la densidad del agua. Este principio

se puede aplicar para cualquier tanque que en forma dinámica o estática

realice la separación.

1.2.1. ESTRUCTURA INTERNA DE UN SEPARADOR DE PRODUCCIÓN

TRIFÁSICO

El separador debe realizar básicamente cuatro funciones distintas.

a) Control del ímpetu de entrada

b) Desempañamiento del vapor

c) Retención de líquido

d) Control del líquido de salida

Normalmente, [a entrada está en un extremo del separador horizontal, y las

salidas del gas y del líquido están en el extremo opuesto. Mientras que el

líquido entra, la separación a granel ocurre en el dispositivo de entrada. Las

fases se separan dentro de la trampa de agua y fluyen a sus salidas

respectivas. Los dispositivos que desempañan y que se unen, asisten a la

separación de las fases. En la Figura 1.5 se ilustra la estructura interna de un

típico separador.

GasOut

i ni el

Liquid Retenta Water Din Oil Oul

Typica! Production SeparatorFigura 1.5 Esquema de la estructura interna de un típico separador.

Para el control del ímpetu de entrada se puede optar por varias opciones pero

la más recomendada es un control PID de nivel para una válvula, que casi

siempre es neumática por la gran presión que tiene al cierre de la misma. El

momento del ingreso del líquido al separador hay una placa en la cual éste

choca y por la fuerza del impacto se puede eliminar la espuma. Esta placa

puede ser de dos tipos "CUP" (copa) o "SHELF" (estante).

14

La Figura 1.6.a muestra los dos tipos de placas de entrada tanto la CUP como

la SHELF mientras que la Figura 1.6.b ilustra el momento de inercia inducido

por el choque con la placa.

Inlei

Shelf

Figura 1.6.a Placa de entrada Figura 1.6.b Efecto del choque con (a

placa

Para el desempanamiento del vapor se tiene varías alternativas, como:

•S Paletas serpentinas

^ Acoplamiento de alambre

Las paletas serpentinas están instaladas normalmente en forma vertical

(perpendicular a la dirección del fluido) en la fase de gas a través del diámetro

del recipiente. La trayectoria del fluido en los dispositivos crea un mecanismo

de inercia de la separación. La Figura 1.7 muestra la forma de las serpentinas

Figura 1.7 Paletas serpentinas

El acoplamiento de alambre utilizado en un separador se puede instalar en

una posición horizontal en el enchufe del gas para la limpieza general final. El

I5

acoplamiento de alambre confía en el choque y la fusión del agua como el

mecanismo de la separación.

Estas son alternativas viables para eliminar las gotas de H2O líquidas que

fluyen en el Gas.

Para la retención de líquidos se debe tener en cuenta la gravedad de aceite o

BS&W ya que influye de gran manera en la separación.

Por último, el control del fluido de salida se lo hace para evitar que los

elementos se mezclen de nuevo. Como se dijo anteriormente, generalmente

se hace un control PID que mantiene la cantidad de salida de fluido.

Generalmente su diseño es horizontal puesto que ofrece gran cantidad de

aceite y gas.

1.2.2. ESTRUCTURA INTERNA DE UN SEPARADOR DE PRUEBAS

BIFÁSICO

Para este tipo de separador la salida de agua y aceite es la misma y existe

otra para el gas; es decir, tiene dos salidas: una para la fase líquida y otra

para la fase gaseosa. Esta es una característica de los separadores de

pruebas a diferencia de los de producción que tienen líneas separadas para

las tres fases.

De esta manera, la estructura interna del separador de pruebas es similar a la

de los de producción con un control de nivel para que a la línea de gas no

llegue Gross.

16

1.3. OBTENCIÓN DEL BS&W DE LABORATORIO

El BS&W (Basic Sediment and Water) es adquirido de dos formas:

1.3.1. OBTENCIÓN DEL BS&W MEDIANTE CENTRIFUGACIÓN

Primeramente se toman los "Tubos de Centrífuga" (una especie de pipeta),

misma que está señalada con unidades de volumen expresadas en

porcentaje, la escala de cualquiera de estas va desde 0% hasta 200%. A

continuación se llena hasta el 100% con un químico conocido como solvente

JP-1, luego se añade entre 2 a 3 gotas (2 a 3 mililitros) de un demulsificante

llamado DMO-046 y el faltante 100% se lo llena con petróleo, hasta la lectura

de 200%.

Figura 1.8 Especialista en BS&W test

En la Figura 1.8 se puede observar al técnico especializado en el tema

mezclando los componentes (JP-1, DMO-046 y petróleo). Para mezclar se

tapa el "Tubo de Centrífuga" con un corcho y se agita vigorosamente hasta

homogenizar las soluciones.

Luego de esto se coloca en la "Centrífuga" que es una máquina con un rotor

que gira alrededor de 10.000 RPM y por acción de la fuerza centrífuga acelera

el proceso de separación.

Figura 1.9.a Centrífuga vista externa Figura 1.9.b Centrífuga vista interna

Las Figuras 1.9.a y 1.9.b muestran como es la "Centrífuga" tanto externa

como internamente. El siguiente paso es calentar las muestras hasta la

temperatura en la cual se encuentra el equipo.

Cámara dePrecalen (amiento

Figura 1.10 Cámara de precalentamiento

Cuando todo el sistema está térmicamente equilibrado se colocan las

muestras dentro de la "Centrífuga" para comenzar la rotación. Lo correcto es

tener un sistema balanceado en cuanto a su masa y para eso se colocan las

muestras en números pares.

Figura 1.11 Foto del instante de rotación

La Figura 1.11 muestra el momento en el cual las muestras se encuentran en

rotación dentro de la "Centrífuga".

La prueba dura alrededor de 3 a 5 minutos después de eso se procede a

realizar los análisis respectivos.

Figura 1.12 Muestra antes de la

centrifugación

Figura 1.13 Muestra después de la

centrifugación

La Figura 1.12 muestra la copa antes de la prueba mientras que la Figura 1.13

el resultado de la separación por centrifugación.

Si se puede apreciar, la copa tiene una graduación en porcentaje del

contenido de agua en el aceite, con eso se puede visualizar el corte de agua o

BS&W.

19

1.3.2. OBTENCIÓN DEL BS&W POR DESTILACIÓN

Este proceso consiste básicamente en deshidratar la mezcla (crudo-agua),

para esto el petróleo es mezclado con un solvente no miscible en agua por lo

que cuando se realiza el proceso de destilación tanto el H2O como el solvente

son condensados y son atrapados en la trampa de agua que es parte del

equipo de destilación.

Figura 1.14 Sorbona o Campana de extracción

En la Figura 1.14 se muestra la sorbona o campana de extracción y la

destilación en sí con la trampa de agua respectivamente. La medida se hace

en función de la escala que estuvo al principio en comparación a ia del final.

20

1.4. FUNCIONAMIENTO DEL SEPARADOR DE PRUEBAS DE

LA ESTACIÓN "LTMONCOCHA"

1.4.1. EL SEPARADOR

Figura 1.15 Separador de pruebas de la Estación "Limoncocha"

Por razones propias de la empresa los planos del diseño interior del separador

no son accesibles pero se puede observar algunos componentes instalados y

explicar su función.

Primeramente el separador que se tiene es trifásico pero por necesidad de la

empresa fue adaptado para que trabaje como un separador bifásico para

facilitar la cuantificación del fluido de agua crudo y volumen de gas. La

cantidad de agua se calcula por medio del BS&W ya explicado, esto se logró

uniendo la línea de agua con la línea de petróleo. Dentro de este marco el

separador consta de un doble control de nivel en alto y bajo, el primero es

para evitar el arrastre de crudo en línea de gas y el segundo para evitar los

baches de gas en la línea de fluido. Adicional a esto existe una válvula que

controla la presión, por medio de un control ON-OFF, esto es para mantener la

presión constante en el tanque. El punto de consigna debe ser menor que la

presión del manifold y consecuentemente del de la "cabeza de pozo" ya que si

es mayor, por la diferencia de presión, puede apagar el pozo; caso contrario,

si ía presión es "mucho menor" el nivel tiende a subir y puede inundar el

separador. Para el control de nivel las señales vienen dadas por sensores de

flotador magnético mismos que tienen una salida de 4 a 20mA e ingresan al

P1D y de éste a la válvula que es neumática. Para la presión se tiene un

control neumático el cual sensa la presión antes de la placa orificio y da el

control de apertura de la válvula según el set de presión establecido para cada

pozo. La Figura 1.16.a ilustra los sensores de nivel mientras que la Figura

1.16.b muestra la válvula que controla la presión en el tanque.

Figura 1.16.a Sensores de nivel flotador magnético Figura 1.l6,b Válvula controladora de presión del

Separador

Para el control del ímpetu de entrada se tiene una válvula de tres vías misma

que en caso de llenarse el tanque desvía el fluido a los tanques de

almacenamiento. Dicha válvula de tres vías responde al PID de nivel y es

neumática pero por si acaso existiera una falla en ésta, el tanque consta de

99

una válvula de alivio y de un disco de ruptura mismo que se rompe a una

determinada presión generalmente 100 PSI, en los dos casos se conduce al

gas hacia la línea de seguridad direccionada al quemador (fiare). A

continuación se ilustra en la Figura 1.17.a la válvula de tres vías y en la Figura

1.17.b la válvula de alivio y disco de ruptura.

Figura 1.17.a Válvula de tres vías para control de

entradaFigura 1,17.b Válvula de alivio y disco de ruptura

ubicados en (a línea de gas

Además se puede observar algunos indicadores de presión, temperatura,

nivel, etc.

El fluido una vez que sale del separador entra a un dispositivo mecánico

llamado "desgasificador", mismo que es un pequeño tanque en el cual se

precipita el líquido y se libera desprendimiento de gas, A continuación está un

medidor de flujo másico o efecto coriolis mismo que está conectado a un

indicador digital el cual muestra en pantalla la cantidad de barriles que se tiene

como la taza de cambio con respecto al tiempo y el valor acumulado de flujo.

La Figura 1.18.a ilustra el desgasificador y la Figura 1.18.b muestra el medidor

de flujo másico.

/*""* gasificad or

Figura 1.18.a Desgasificador Figura 1.18.b Medidor de flujo másico

Para la línea de Gas además está instalado un medidor de presión diferencial

analógico llamado BARTON que se detalla más abajo.

1A.2. PROCEDIMIENTO ACTUAL

a) Desalineamiento del pozo

Antes de poner un pozo a prueba el separador debe estar sin carga; es

decir, no hay ningún pozo que se encuentre en estado de "well test"

(pozo en prueba), esto es aplicado dentro del procedimiento como una

norma de seguridad.

b) Cambio de la Placa Orificio

Una vez asegurado la no alineación de cualquier pozo se debe

proceder a cambiar la placa orificio, para esto se cierra la compuerta

del porta placas, de esta manera el gas que está en el separador se

queda atrapado por razones de seguridad. Luego se despresuriza el

porta placas para a continuación desajustar los pernos que sujetan la

tapa del porta placas y sacarla, después por medio de palancas se

24

Figura 1.20 Válvulas de alineamiento al separador

d) Tiempo de establecimiento

Una vez alineado el pozo se debe esperar un tiempo para que el

sistema se estabilice, esto se debe principalmente a dos factores.

Primero a la diferencia de temperatura que existe entre pozo y pozo, y

segundo a que cada pozo tiene diferente caudal tanto de gas como de

gross.

1.4.3. TOMA DE DATOS DE LA LÍNEA DE FASE GASEOSA DEL

SEPARADOR

Para la línea de gas se usa un medidor de presión diferencial con el principio

de placa orificio, la señal es adquirida por un medidor analógico llamado

"BARTON", mismo que por medio de un sistema de palancas gráfica en

función del tiempo la presión diferencial y la estática (presión aguas abajo) en

una cartilla que está en unidades cuadráticas. Con estos valores y la

constante propia de cada placa orificio se calcula la cantidad de gas que

aporta cada pozo en un día.

26

1.4.4. TOMA DE DATOS DE LA LÍNEA DE FASE LÍQUIDA DEL

SEPARADOR

La toma de datos para la fase líquida es muy sencilla ya que el medidor de

flujo másico manda el dato de la cantidad de barriles contados a un indicador

o display, lo que se hace es anotar el valor inicial y un valor final del totalizador

de flujo.

1.4.5. TIEMPO DE PRUEBA

Como en cualquier sistema de muestreo mientras más grande es la muestra

más se acerca a la realidad y es por eso que a criterio de los operadores, las

pruebas deben ser de alrededor de 6 a 8 horas por cada pozo, con esto se

trata de disminuir el error.

1.4.6. PROCEDIMIENTO PARA EL CÁLCULO MANUAL DE LOS

RESULTADOS

1.4.6.1. Cálculo del flujo de Crudo

Para poder explicar el procedimiento del cálculo del flujo de gross y petróleo

se lo hace con un ejemplo.

Datos:

Nombre del Pozo

Hora Inicio de Prueba

Hora Final de Prueba

Tiempo de Prueba

Pozo 1

07:00

15:00

8 horas

Tabla 1,1 Ejemplo de datos obtenidos del separador

27

BS&W(Pozo en prueba)

Valor de gross acumulado

inicial

Valor de gross acumulado final

Valor acumulado de gross total

0.87

3568

4897

1329

Tabla 1.1 Ejemplo de datos obtenidos del separador (CONTINUACIÓN)

Cálculo del gross flow rate

_ „ Valor Acumulado Total ^ .. .,Gross flow rate = - - (Expresado en días)

}329BBL VGross flow rate = - X

Tiempo de prueba

on0or,^= 39S1BBD8/7 \dia

Gross flow rate = 39S7&&D

Cálculo del oil flow rate (petróleo)

Para este cálculo se necesita el dato del BS&W que es característico de cada

pozo.

Oil flow rate = Gross flow rate x (1 - BS & W)

Oil flow rate = 39&7BBD X (1 - 0.87)

Oil flow rate = 518.3 IBBD

BBD = Barriles por día (Sistema Americano)

1.4,6.2. Cálculo del flujo de Gas

La Figura 1.21 ilustra que es cada presión en la placa para poder realizar los

cálculos respectivos.

28

Placa de orificio

PRESIÓN ESTÁTICA

Presión diferencialFigura 1.21 Presiones en la placa orificio

La Figura 1.22 y la Figura 1.23 ilustran el resultado de una prueba y como se

debe leer dicha prueba respectivamente.

29

i

Figura 1.22 Cartilla def "Registrador de presión diferencial - estática BARTON"

30

Presión UiÉcrcii

IHIQIQ DE PRUEBA

^ £3

//Xíh>.r .J ..¿--^

\.

» ,.7*- FIKAL&É PRUEBA

Figura 1.23 Interpretación de la cartilla del medidor "BARTON"

Para este esquema se calcula el promedio de los picos de la presión estática y

el de la presión diferencial:

Sea: Presión estática = PE

Presión diferencial = PD

6.3 + 6.35PE = -

2• = 6.32

2

& PLACA ~ ~-69 (se obtienen de tablas en función del orificio)

Flujo de GasENELMEDIDORBARTON = PExPDxKfUCA

Flujo de Gas = 6.32x3.0x2.69 = FG

FG = 5\MCF

MCF s Pies Cúbicos

Nota: En el cálculo no interviene el tiempo o duración de la prueba.

1.4.6.3. Presentación de resultados

Nombre del Pozo

Gross flow rate

Oil flow rate

Gas flow

Pozol

3987 BBD

518.31 BBD

51MCF

Tabla 1.2 Presentación de resultados del ejemplo

1.5. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA

1.5.1. EL PROBLEMA

En la estación Limoncocha se tiene el separador de pruebas de 10000 BBLD

ya estudiado. Con ayuda de sensores analógicos se tienen datos importantes

como flujo de gas y líquido en forma manual, para luego realizar el cálculo de

proyecciones diarias y mensuales. El objeto de este proyecto es adquirir estos

y más datos de una manera automática en tiempo real, realizar los cálculos de

las proyecciones y generar reportes. Para obtener esto se divide el problema

en dos partes.

Primero, adquirir los datos de la línea de flujo líquido y gaseoso; es decir, hay

que comunicar los equipos y obtener los datos con el OPC Server que se

ajuste a las necesidades de la empresa, y; segundo, graficar en función del

tiempo, calcular las proyecciones y generar reportes con cualquier plataforma

que cumpla las exigencias para visualizar.

La verdad no se puede saber a ciencia cierta, entre un sistema de adquisición

de datos manual y otro automático ¿cuál es el más confiable?, ya que en

cualquiera de ios dos casos se depende de varios factores como precisión,

repetitividad, histéresis, tiempo de muestreo, calibración, etc. Tomando en

consideración este criterio lo que se quiere es ímplementar un sistema de

adquisición de datos tratando que sea más confiable que la actual o en el peor

de los casos que sea igual de confiable.

En resumen, se necesita diseñar e Ímplementar un sistema de adquisición de

datos para el separador de pruebas de la "Estación Limoncocha" y completar

la instrumentación respectiva, la misma que debe graficar en tiempo real el

flujo líquido y gaseoso, almacenar los datos y calcular proyecciones de una

manera óptima.

32

1.5.2. DIAGRAMA DE BLOQUES DEL PROCESO ACTUAL

Separador de Pruebas

Medidor mecánica dePresión diferencial y

estática Cartilla "BARTON"Adquisición manual

de datos de gas

Medidor de flujo másícoDisplay indicador

Adquisición manualde datos de gross

Figura 1.24 Diagrama de bloques del proceso actual

1.5.3, DIAGRAMA DE BLOQUES DE CÓMO SE PUEDE OPTIMIZAR

¡ Separador de Pruebas

Medidor electrónico dePresión diferencial y

estética

Medidor de flujomásico

ConvertidorRS232/485/422 a

Ethernet

Aquí se realizan la adquisiciónde datos de las lineas de flujolíquido y gaseoso, también sevisualizan el comportamiento'de algunas variables conrespecto al tiempo, se calculanlas proyecciones y se generanreportes.

Figura 1.25 Diagrama de bloques de cómo se puede optimizar

1.5.4. UNA ALTERNATIVA VIABLE

Después de entender como funciona el separador de pruebas, se debe buscar

una solución viable y rápida que permita solucionar el problema siempre

tomando en cuenta las normas con que la empresa trabaja, sus leyes y

reglamentos internos pero siempre enfocándose al esquema antes mostrado.

Para buscar la mejor solución se debe hacer un estudio para saber que es lo

que se tiene y que faltaría, como de igual manera buscar que las partes del

sistema sean compatibles.

Al final del separador de pruebas en la línea de flujo líquido está instalado un

medidor de flujo másico, mismo que también adquiere datos de temperatura,

densidad, etc, éste está conectado a un display que visualiza la taza de

cambio de flujo con respecto al tiempo y el contador del flujo acumulado. En la

línea de gas está el medidor "BARTON" equipo del que ya se explicó su

funcionamiento. La idea es eliminar este medidor y reemplazarlo por uno que

pueda comunicarse con el medidor de flujo másico para poder adquirir los

datos y visualizarlos.

La distancia entre el equipo de medidor de flujo de gross y el medidor de flujo

de gas se estima que está entre 5 a 7 metros. Entre los equipos y el cuarto

donde estará el computador es alrededor de 45 metros lo que implica que no

es una distancia muy larga pero la inducción de ruido es muy alta por el alto

contenido de dispositivos eléctricos y electrónicos instalados a sus

alrededores. El ruido existente en el lugar es el factor que induce a pensar en

una comunicación RS-485.

El protocolo de comunicación Modbus es característico del equipo de

medición de gross, para aprovechar esto y poder eliminar el medidor de gas

actual se debe adquirir un medidor de flujo de gas con puerto de comunicación

modbus/RS-485 también.

La topología que se usará para la conexión de los equipos es tipo Bus y la red

tendrá un maestro y dos esclavos.

La Figura 1.26 ilustra la topología de los equipos.

34

Medidor flujo másicoDevíce:1

Medidor de Presióndiferencial y flujo de gas

Device:2

Aquí se realizan la adquisición dedatos de las líneas de flujo

fi^líquido y gaseoso, también se™ visualizan el comportamiento de

algunas variables con respecto altíejnpo, se calculan lasproyecciones y se generanrecortes.

Modbus/RS-485 (dos cables)

Figura 1.26 Conexión de comunicación y topología del equipo

1.6. DIAGRAMA DE TUBERÍA E INSTRUMENTACIÓN (T&ID)

DEL SEPARADOR DE PRUEBAS DE LA ESTACIÓN LDMONCOCHA

El la siguiente página se ilustra el diagrama de instrumentación del separador

de pruebas antes del desarrollo del proyecto.

35

CAPITULO 2

DESCRIPCIÓN DE LOSINSTRUMENTOS Y EL

SOFTWARE A UTILIZARSE

CAPITULO 2

DESCRIPCIÓN DE LOS INSTRUMENTOS Y EL SOFTWARE A

UTILIZARSE

Una vez entendido el proceso de separación de la fase líquida y gaseosa del

crudo por medio de un separador de pruebas, se deben encontrar los elementos

más óptimos para el desarrollo del sistema. Una mala selección de los

instrumentos implicaría una pérdida de dinero y tiempo, así como obtener

resultados falsos. Para esto, primero se debe hacer un análisis de las variables,

identificar los sensores apropiados para medirlas, los transmisores para la

adquisición de datos y que tipo de visualización se necesita y/o se dispone para

su implementación.

El sistema consta de dos partes, desde fas cuales se hará la adquisición de

datos, que son: la fase gaseosa y la líquida. Para esto, se necesita en primera

instancia un conjunto sensor-transmisor para ambas líneas, luego existe un

bloque de conversión de datos para con un computador poder visualizar las

variables del sistema.

Cuarto de Operación

ComputadorOperador

Convertidor

Campo

Transmisor de Flujode fase gaseosa

Transmisor de flujode fase l íquida

Figura 2.1 Esquema del Sistema de adquisición de datos

38

En la página anterior, la Figura 2.1 muestra el Esquema del Sistema de

adquisición de datos.

Las principales variables para este proceso son el flujo de petróleo y el flujo de

gas natural que salen de los pozos. Estas dos variables son las que le interesan

a la empresa pues las otras variables son importantes pero no influyen mucho

en la proyección de datos que se piensa tener.

2.1. EQUIPOS

2.1.1. TRANSMISOR INTELIGENTE DE FLUJO MASICO RFT 9739 DE

MICRO MOTION DE EMERSON

2.1.1.1. Descripción

El transmisor Modelo RFT9739 es un transmisor basado en

microprocesador para medición de procesos de fluido. El transmisor

funciona con sensores Micro Motion para medir caudal másico o

volumétrico, densidad y temperatura.

Se tiene disponible un display opcional, que viene instalado en la cubierta

removíble del alojamiento. Las perillas Scroll y Reset ubicadas en la

cubierta permiten al usuario realizar las siguientes operaciones

s Ver la tasa de caudal, densidad, temperatura, totales de masa y

volumen y niveles de inventario, y mensajes de estado

S Setear los totalizadores de caudal del transmisor

S Establecer los parámetros de comunicación

s Ajustar a cero el medidor de caudal

Las especificaciones detalladas del transmisor se muestran en el Anexo A

El transmisor RFT9739 mide el desfase de los pickoffs del sensor y con la

seña! electrónica recibida, calcula el flujo másico que circula en ese

momento.

Consta de puertos de comunicación Modbus RS-485 y Hart, puede ser

calibrado por dichos puertos o por medio de Dip-switches ubicados en el

transmisor. Tiene una gran variedad de configuraciones ya sea para

seguridad, comunicación, funcionabilidad, etc. A continuación se ilustran

las entradas y salidas del equipo de medición de flujo.

S Salida de frecuencia, voltaje de la fuente de DC

S Salida de frecuencia/pulsos

S Salida de mA de la variable primaria (PV)

^ Salida de mA de la variable secundaria (SV)

-S Entrada remota de cero

•S Salida de control

S Tierra de señal

*S Salida de temperatura

-S Salida de período del tubo

S E/S RS-485

*/ Alimentación de DC al transmisor de presión o DP

*S Entrada de mA desde el transmisor de presión o DP

v7 Lazos de conexión del Comunicador, igual que el circuito de

salida de mA de la PV

2.1.1,2. Principio de funcionamiento

El medidor de flujo másico tiene en su interior cristales que lo hacen

vibrar a su frecuencia natural desde el momento en el cual es

energizado. Esta vibración en el tubo del medidor de caudal, combinado

con el ímpetu del fluido que pasa a través del tubo en forma de "U" del

medidor, induce una fuerza conocida como "Coriolis", en honor a su

descubridor. Esta fuerza provoca que cada extremo del tubo del

medidor en forma de "U" se tuerza en proporción a la razón del caudal

másico que pasa a través del tubo durante cada ciclo de vibración.

40

Debido a que el un extremo del tubo en forma de "U" se retrasa respecto

al otro durante este movimiento de torsión, las señales provenientes de

los sensores ubicados en los extremos del tubo pueden ser comparados

electrónicamente para determinar la cantidad de torsión. El transmisor

mide el retraso de tiempo entre las señales de los pickoffs (sensores)

izquierdo y derecho usando circuitos de precisión y un reloj de alta

frecuencia controlado por cristal. Este valor diferencial de tiempo "At"

es filtrado digitalmente para reducir el ruido y mejorar la resolución de la

medición. La "At" es multiplicada por un factor de calibración de caudal

para determinar la tasa de caudal másíco.

Debido a que la temperatura afecta a la rigidez del tubo en forma de "U",

la cantidad de torsión producida por la fuerza Coriolis será afectada por

la temperatura del sensor. La tasa de caudal medida es ajustada

continuamente por el transmisor, el cual monitorea la salida de un

detector de temperatura por resistencia (RTD) basado en un elemento

de platino; este sensor está sujetado a la superficie exterior del tubo

sensor. El transmisor mide la temperatura del sensor usando un circuito

amplificador de puente RTD a tres hilos. El voltaje que sale del

amplificador es convertido a una frecuencia y es digitalizado mediante

un contador leído por un microprocesador. La Figura 2.2 ilustra la

composición interna del medidor de flujo másico de coriolis usado en la

aplicación.

41

Direclion oíForv/arcJ FloW

AffOW

Figura 2.2 Sensor del medidor de flujo másico de Coríolis

2.1.1.3. Medición de densidad

El sensor de caudal másico tipo Coriolis también funciona como un

medidor de densidad de tubo vibratorio. La frecuencia natural del

conjunto es una función de la rigidez del tubo, geometría del tubo y

masa del fluido que contiene el tubo, que para este caso es una mezcla

de petróleo, agua y sedimentos. Por lo tanto, la densidad del fluido

puede ser derivada de una medición de la frecuencia del tubo. El

transmisor mide el período de tiempo de cada ciclo de vibración usando

un reloj de alta frecuencia. Esta medición es filtrada digiíalmente, y la

densidad es calculada usando factores de calibración de densidad

propios del sensor, derivados de medir la frecuencia natural para

cambios conocidos en la rigidez del tubo debido a la temperatura de

operación. El transmisor calcula el caudal volumétrico dividiendo el

caudal másico medido para la densidad medida.

42

2.1.1.4. Gravedad API

El medidor de flujo másico puede ser configurado de tal forma que el

°API sea la unidad de densidad. El transmisor calcula el caudal

volumétrico y el total de volumen a 60 °F ó 15 °C, dependiendo de la

unidad de temperatura.

A partir de la densidad de operación (densidad del fluido a las

condiciones de la línea) y de la temperatura de operación de un fluido

dado de petróleo, se puede determinar la densidad estándar (densidad

a 60 °F ó 15 °C) directamente de las tablas de expansión térmica API, o

usando la ecuación API-2540:

n - n . J-oA/(i+ro ~ rs ^

Ecuación 2.1

Donde:

= densidad de operación

= densidad estándar

Aí = diferencia de temperatura a partir de la temperatura base

(estándar)

CC - Ko/ + K\/ t donde KO y K1 son constantes/(PJ /p*

La ecuación es iterativa, y requiere tiempo significativo de cálculo para

generar una lectura. El software del transmisor contiene una

simplificación de esta correlación para maximizar la frecuencia de

muestreo de la medición. La precisión de la correlación del Micro Motion

es ±0.0005 g/cc (±0.5 kg/m3) con relación a la ecuación API-2540.

Después de la corrección de temperatura a 60°F (15°C), la densidad es

convertida a °API mediante la siguiente expresión:

Grados API = (141.5/gravedad específica estándar) - 131.5Ecuación 2.2

43

Los términos KO y K1 de la ecuación APl-2540 son constantes

características de diferentes tipos de Productos Generalizados de

Petróleo. Existen tablas API por separado para aceites crudos,

destilados, gasolinas, aceites lubricantes y otros productos.

La correlación del RFT9739 se basa en las constantes API para

Productos Generalizados de Petróleo de 2 a 95 °API sobre un rango de

temperatura de operación de O a 300 °F. Debido a que la densidad del

fluido o la temperatura de operación se extienden más allá de estos

valores, el error de correlación del RFT9739 incrementará. La

calibración de densidad debe ser realizada en unidades de g/cc para

que la correlación API sea correcta.

2.1.1.5. Volumen estándar API

Si se selecciona °API como la unidad de densidad, el RFT9739 calcula

automáticamente el volumen estándar a 60 °F o a 15 °C con base en la

siguiente expresión:

Volumen estándar = caudal másico/densidad estándarEcuación 2.3

La precisión de la medición de volumen estándar se basa en las

precisiones de los siguientes factores:

s Medición, de tasa másica

s Medición de densidad de operación

^ Medición de temperatura

^ Correlación RFT9739 a las tablas API

La precisión de cada factor varía con base en las condiciones de

operación del proceso y fluido que se esté midiendo. Para Productos

Generalizados de Petróleo, el volumen estándar será preciso dentro de

±0.5% de la tasa de caudal. Debido a que las correlaciones de

44

corrección de temperatura para densidad se basan en ecuaciones API,

la salida de volumen estándar del RFT9739 puede ser usada sólo para

Productos Generalizados de Petróleo o materiales que muestran las

mismas características de expansión térmica que los Productos

Generalizados de Petróleo,

2.1.1.6. Compensación de presión

Se puede conectar un transmisor de presión al RFT9739 para

compensación de presión. El RFT9739 ó una fuente externa pueden

suministrar energía al transmisor de presión.

Si la entrada está configurada para indicar presión manométrica, el

transmisor usa la entrada de presión para compensar los efectos de la

presión sobre los tubos de caudal de ciertos sensores. No todos los

sensores son afectados por la presión. En este modo, el efecto de la

presión se calcula como el cambio porcentual en la tasa de caudal por

cambio de psi en la presión y/o la cantidad de cambio en la densidad, en

g/cc, por cambio de psi en la presión.

2.1.1.7. Variables de salida

Las variables medidas pueden ser entregadas en la salida del RTF9739

en varias maneras. La tasa de caudal másíco o volumétrico puede ser

entregada como una señal aislada de 4-20 ó 0-20 mA sobre cualquiera

de dos conjuntos de terminales de salida. Alternativamente, cualquier

salida de mA puede ser configurada para indicar temperatura, densidad,

presión, evento 1 ó evento 2.

Los pulsos de caudal másico o volumétrico provenientes de las

terminales de salida de frecuencia aisladas pueden ser escaladas a

45

10,000 Hz para compatibilidad con PLCs, controladores de lote y

totalizadores.

Se puede tener acceso digitalmente a todas las variables medidas,

incluyendo totalizadores por lote o un acumulado. El transmisor puede

usar a nivel de la capa física el protocolo Bell 202 (HART) a 1200

baudios sobrepuesta sobre la señal 4-20 mA o RS-485 a una velocidad

desde 1200 baudios a 38.4 kilobaudios. El transmisor también puede

usar Modbus sobre la capa física RS-485.

Se puede programar una salida lógica para que indique la dirección de

caudal, una alarma de falla, o una condición de ajuste de cero en

progreso. También se indica el estado operacíonal del transmisor en el

display.

2.1.1.8. Cableado del sensor-transmisor de flujo líquido

F-Series, Modal Dor DL sensor

termináis

©a©©3©

©4©

©«©

BicwnRodGranee•féJIcw

Giean

BIIB

vicie i

Gray

Flowmetercable

Máximum cabte length 1ÜCO ft. (300 m)

EfüA'nRed

ciptiiainwretatK-Greenvwte

a p draln wiebacK-GJLKGm/

Cl p draln 'Alisto t£-Oranos

vtfei

lio ni £Jll

Clpdialnwrebatír

Figura 2.3 Cableado del sensor de flujo líquido

Field-niountRFT9739 termináis

Oíantjs •GíD&l •vinel -wtib •

3 7 6 3 1

DGDDÜ8 B 420

DDGDGGray •I)ll>2 •

Míibrff.Red •

46

2.1.1.9. Cableado para la comunicación del transmisor Modbus RS-485

Host Acontroller E

<See note See note<27

RFT973926

Figura 2.4 Cableado para la comunicación Modbus RS-485 y el maestro o host

Host Acontroller B

<See note

27 26

RFTS73Q

See note| *' RFT9739> oe

OtherEquipment

Figura 2.5 Cableado para la comunicación Modbus RS-485 con otros equipos y con su maestro o host

2.1.1.10. Características de) equipo

Sí se tiene algún interés sobre las características del equipo favor

ver el Anexo A.

2.1.1.11. Configuración y Calibración

La configuración del RFT9739 puede darse de tres formas:

a) Vía Dip-Switches

Se dispone de 10 Dip Swítches y un botón de memorización

cuyas combinaciones se encuentran en el Anexo A.

b) Vía Protocolo Hart

c) Vía Protocolo Modbus

47

2.1.1.12. Configuración del transmisor RFT9739 de Micro Motion para

el separador de pruebas de la "Estación Limoncocha"

El transmisor de flujo líquido RFT9739 de Micro Motion como se explicó,

es un conjunto sensor-transmisor. Este equipo viene calibrado de

fábrica en función del flujo que circula y las condiciones a las que

trabaja el equipo. Los valores de calibración de fábrica del instrumento

no fueron alterados por dos razones fundamentales:

La calibración realizada en fábrica es extremadamente confiable y

además, antes del embarque todo equipo pasa por las denominadas

pruebas de fabricación.

La otra razón es que se necesitaría un equipo adicional para la

calibración cuya adquisición no se justifica por su costo y además, como

se dijo, la extrema confianza que se tiene en la calibración de fábrica

implicaría que dicho equipo adicional no se lo usaría; es decir, su

adquisición no sería justificada.

La configuración de este equipo es muy extensa por lo que solo se

detalla los datos más importantes. Se resaltan dos grupos de

parámetros de configuración referentes a las salidas del transmisor y la

comunicación modbus. En el primer caso se configura principalmente la

variable llamada flujo másico que viene dada en forma de una señal de

pulsos, la frecuencia máxima, la taza de cambio máxima del flujo

másico, y el factor de conversión para la visualización en el display.

Para el segundo caso se configura la velocidad de la comunicación,

control de flujo, bit de parada, tipo de comunicación modbus (RTU ó

ASCII) y bit de paridad. La Tabla 2.1 ilustra la configuración del

transmisor RFT 9739.

48

RFT 9739 Configuration Worksheet

Characterize

Flow Cal

Temp Cal

Vise Cal

Temp Coef

470.625.13

1.00000TOO

0.0

1.00000.000

000

4.44

DensA

K1

Dens B

K2

Slug Flow Low

Slug Flow High

0.001

9524.00

13288.00

13313.00

0.0

5.0

Transmitter Variables

Mass Flow Unít

Mass Flow Cutoff

Densrty Unrt

De nsrty Camping

Temperature Unit

Temperatura

Camping

g/s

300.0

g/cc

2.00

°F

4.00

Vise Unit

DP Unit

Flow Direction

Flow Damping

Volume Flow Unít

Volume Flow Cutoff

cP

PSI

Forward

0.8

Bbl/day

50.00

Trasmitter Outputs

Frequency/pulse

variable

Freq

Rate

Max Pulse

K-Factor

Fault Indicador

Slug Duration

Control

Damp

Mass Flow

10000.00

38494.00

0.5

0.25

Downsale

1.00

Forward/Rev

erse

1.00

Milliamp 1 variable

4 mA (0 mA)

20 mA

Cuttoff

Damp

Milliamp 2 vaiable

4mA (OmA)

20 mA

Cutoff

Temp

0.0 °F

400°F

XXXXXXXX

0.00

Density

0.000

1.25

xxxxxxxTabla 2.1 Configuración del transmisor RFT 9739 para el proyecto de la "Estación Limoncocha"

49

Transmitter Information

TAG

Comm Addr

Limoncocha

Station

0

Serial#

Flange

154047

ANSÍ 300

Modbus Comunication Configuraron

Baud Rate

Flow Control

Stop bit

9600

None

1

Type

Parity Bit

RTU (Sbits)

None

Tabla 2,1 Configuración del transmisor RFT 9739 para el proyecto de la "Estación Limoncocha"

(CONTINUACIÓN)

2.1.2. EQUIPO DE MEDICIÓN DE FLUJO GASEOSO

El equipo de medición de flujo de gas fue escogido por su gran

versatilidad, precisión, tiempo de respuesta, etc y principalmente porque

cumple con las exigencias de la aplicación. La empresa que lo fabrica se

llama Dynamic Flow Computers y se dedica a elaborar equipos de

medición de flujo. El nombre del equipo usado es Micro MS4, con salidas

analógicas de 4 a 20mA y dos puertos de comunicación RS-485 Modbus

y un puerto serial para configuración. Sus características más relevantes

son detalladas a continuación.

2.1.2.1. Principio de funcionamiento

El funcionamiento del equipo se basa en el teorema de Bernoulli, que

relaciona un aumento en la velocidad de flujo con una disminución de la

presión y viceversa. El equipo puede ser configurado de cuatro formas;

con la API 14.3, ISO5167, AGA 7, V-Cone. Todas estas cumplen con el

teorema de Bernoulli.

50

2.1.2.2. Datos Técnicos

POWER

VOLTAGE

WATTAGE

OPERATING CONDiTIONS

TEMPERATURE

HUMIDITY

HOUSING

FEATURES

DISPLAY

PROCESSOR

FLASH ROM

RAM

FREQUENCY1NPUT

ANALOG INPUT

RANGE 7-28 VDC

0.5WATT

-40TO 185°F

100%

NEMA4XCLASS 1 DIV. 1

PLASMA 4 LINES 20 CHARACTER

BACKLIT DISPLAY WITH 4

INFRARED REFLECTIVE SENSORS

32-BIT MOTOROLA 68332 @ 16.7

MHz

4 MB @ 70 NANO SECÓNOS

2 MB

3 CHANNELS EXPANDABLE TO 4

2 ARE FORTURBINE

SQUARE WAVE RANGE 0 - 6000 Hz

SINE WAVE RANGE 0 - 1200 Hz

<40 mVFOR SIN WAVE

> 3 VOLTS FOR SQUARE WAVE

UP TO 9 ANALOG INPUTS OR 7

WITH ADDITIONAL3

WIRES.

Tabla 2.2 Datos técnicos del transmisor de flujo gaseoso

51

MULTIVARIABLE BUILT-IN ROSEMOUNT

MULTiVARIABLE TRANSMITTER

WITH DIRECTSPI DIGITAL

CONNECTION. MÁXIMUM

UPDATE SPEED ONCE EVERY 109

MILLISECONDS,

ANALOG OUTPUT 1 16-BITS SINGLE ENDED

EXPANDABLET04

DIGITAL i/O 3 DIGITAL INPUTS OR OUTPUTS.

DIGITAL OUTPUTS HAVE 0.25

AMPS RATING

ALL INPUTS AND OUTPUTS ARE OPTICALLY ISOLATED

SERIAL

COMMUNICATION PROTOCOL

2 RS485 @

1 RS232 @

1 PRINTER

19200 BAUDS VARIABLE

9600 BAUDS VARIABLE

OUTPUT

MODBUS

Tabla 2.2 Datos técnicos del transmisor de flujo gaseoso (CONTINUACIÓN)

52

2.1.2.3. Dimensiones

La Figura 2.6 ilustra las dimensiones del equipo.

2.75'

C7

TJb'.r

3.625'.

/2-1 •) NPT on Opíional Mounling AdápteteAda¡jlt!i;; L-yri bt: lülalíü tu yivu uunntícüuii utjnltioflCO (51). 1125 p'l). or2.25 (57)

Figura 2.6 Dimensiones del transmisor de flujo de Gas

105'

2.1.2.4. Fines de entradas, comunicaciones y salidas

Figura 2.7 Pínes de entradas, comunicaciones y salidas

2.1.2.5. Programa de configuración del equipo

El equipo medidor de flujo de gas consta de un software que sirve para su

configuración y calibración, su nombre es Dynacom Software.

2.1.2.6. Requerimiento mínimo para la instalación Dynacom Software

S Sistema operativo Windows (W¡n95, Win98, Win98SE, win2000,

WinNT, WinXP)

s Para un sistema operativo Win NT debe tener como mínimo el

Service Pack N.-3

s Internet Explorer 5.0 o más avanzados

S Para un sistema NT o Win2000 se debe tener acceso como

administrador para crear un "ODBC system DNS"

s 16MB de espacio en Disco Duro

54

Un puerto de comunicación Serial

2.1.2.7. Configuración y calibración

Una vez instalado, el software de Dynacom se procede de la forma

siguiente.

a) Menú de Configuración

La Figura 2.8 ilustra la pantalla principal del software Dynacom.

*lMeter Settings Meter Data I 1/0 I SpareAssignmentl FC Parts I P1D Control I

- Meter Setup-

-General Settings-

UniísSiistem P

Pressure Units [o • 831

Flowtlnifc JO-MCF

DP Uníts F

Cornpany Mame j

Meter Location I

DayStartHourtO-23)

]"" Disable Alarms

Nurnber of Meters ]l-l Meter

í~ Use Station Total

SelectFIowBateDtsplay Jü-PerHour

AlarrnDelai'Tirner

FlowRaleAvetagedSeconds n -One -3

Disable Cry-Out Message-

CifOut.Del.3y Tirne-r

-Slave uníts configuratíon : :

To communicate the flow computer with otherunits^press Slave Units. :

S(ave Units...

Atmospheríc Press. (PSIA] .

Base Pressure (PS1AJ IBase T ernperature ("F) j

V Use Cornrnon Pressure

T~ Use Comníon Temperature

p1 UseCommonDensity

f~ UseAnalog Inriut Eiípansíon (Inputs 5 - 3}T" Use Battery Voltage Reading and .¿ilarm

14.696

14.7

60

Aceptar j Cancelar

Figura 2.8 Pantalla de configuración para las características del medidor

Se puede observar en la pantalla de la Figura 2.8 la configuración del

Micro MS4, en la que se ingresa ios datos de Nombre del equipo, sistema

de unidades a trabajar, constantes base, y si se va a trabajar con mas de

un equipo de las mismas características.

onfíguration J£l

MeteSet&igsjf Meta Data] |/Q " ]_SpareAsskffirnent| FC Porte] PÍO Control

'

-SebctMetec Jl .

Meter ID

Flow Equation

Flow Rale Hígh Limtl

rto'ri naie LOW urrui

, j:«..

•

0-API14.3 jj||g

1 -ISQ51672-AGA7(Frequenq>J3-V-Cone Re

5 • Foxboio ¡ating6 -Natural Gas at2trc

Temperature JO • Wone

Pressure JQ-None

Den^TypejO.None

Oensí^lnpul jO-None

Metei .Application 0- Gas Meter T j

Density Equation J3-AGA8DetailedMethod j^j

n n m *• 0 - HoneDenEiti» of DryÁir -. AQAO grnss ¡ jfiiunf¡ i

.aiivuuui-itv i-jjj ePjWtMiiijíjj isjii oiirai ^M

Valué (8TU/FT3] j 0.000

jj DP J O - None jj

"T[ rP UseStackDP

T j DPHfgh JQ'Hone jj

. j ÜP iv^:ch Mjgh Pereen: f^j j 0 00

Aceptai Cancelar

Figura 2.9 Pantalla en la cual se ingresan los datos de ecuación de flujo, ecuación de

densidad y tipo de aplicación a utilizarse

La Figura 2.9 muestra 7 opciones para la configuración de la ecuación de

flujo, 4 opciones para ecuación de densidad y una etiqueta para

reconocer el medidor, generalmente se usa la misma que se encuentran

en los P&IDs. Las opciones resaltadas con azul son las escogidas para el

proyecto y son las que más se acomodan al proceso.

La ecuación de flujo usada es la API 14.3 la cual se detalla a

continuación.

¿7/77 = Cd'Ev-y- — d2 J2p&p4

Donde:

qm

Ecuación 2.4

Flujo másico

56

Cd

Ev

Y

Coeficiente de descarga

Factor de velocidad de acercamiento

Factor de expansión

Términos restantes

Las Figuras 2.10 y 2.11 muestran los ítems que deben ser llenados para

las ecuaciones de flujo y densidad escogidas.

~~~~ 2JEquation Type O - API 14.3

Pipe ID (Inches]

'. Orífice ID (Inches)

DPCut'Off 0.5000

0,010288

. Y Factor T¿>pe ]1 -Upstream

Isentropíc Exponent (Specific Heat] I

Viscosíty ¡n Centipoíse

RefeienceTernpertureof Orífice I

Orífice Theimal Expansión Coeff. E-6 j

Reference Ternperture of Pipe

Pipe Therrnal Expansión Coeff. E-6 I

1.3000

63.00

9.25

63,00

6.25

OK Cancel

Figura 2,10 Pantalla de la Ecuación de flujo API 14.3 que es la

que más se acomoda al proceso

57

AGA8 Detailpd Methnrf

rMolPercentage-

Meíhane

Mitrogen

Carbol i DiOftíde

Elhane

Propane

V/ater

Hydrogen Sulfide

Hydrogen

Carbón MonoKtde

On.ygen

n Bularte

i-Pentane

n-Pentane

¡Hexane

n Heptane

í Octane

i-Nonane

• Helium

Argón

OTAL* '0.0000

OÍC

Cancel

Figura 2.11 Pantalla para la ecuación de flujo AGA8 Detailed Method

Meter Settings | Meter Data l/D Spaje Asagnmeríi .[ FCPorts ] PID Control ]

Aceptar Cancelar

i'xl

Select one of the following options

Analog Input & Transducer Setup

AnalogOutput Assignment .

Densítometer Settíngs

SpareAuxiliary 10

Multivariable Settings

Status Inp'ut/Switch Output Assignment

Flow Computer Disp

Modbus Shift

ModbusShift

Modbus Shifl

\ay Assignment

- 2 Bj,'les

- 4 Bytes

- Floating

Boolean Statements

Program Variable Stalements

Variable Slatement Tags

Figura 2.12 Pantalla de configuración de entradas y salidas del equipo

58

La Figura 2.12 muestra todos los parámetros que se podrían calibrar de

acuerdo a la aplicación, pero para este caso tan solo se hace referencia al

principal que es el "Flow Computer Display Assígnment" que es el

submenú donde se indica que variables se quiere visualizar en el display

del equipo.

Flow Computer Display Assignment ¡x

There.are 12 user-programrnable screens wilh 2 lines of Information. To select what lo display in each screentype the correspondíng selection code ín each field

The screen selection cede ¡s a 3 digíls number. DIgit 1 stands for íhe meter number, Dígits 2 and 3 are thescreen selection number. For Selection numbers 'A>íth 3 digits, there's no need to add meter numbers, Forexarnpie. Meter 2 DP ¡s code 224.

, .... ,_..—- ~~T——

I Screen Line 1 Une 2' • i i

10

12

Delay between screens:

-ouitjen-otitíuuun numu

01. Gross Flow02. Net Flow03. Mass Flow04. Energy Flow05. Day Gross06. Day Net07. Day Mass08. Day Energy09. Cumulative Gross10. Cumulative Net11. Cumulative Mass12. Cumulative Energy13. Month Gross .HMonthMet15. MonthMass16. Month Energy17. Yesterday Gross

ti ~ ~

18. Yesterday Net13. Yesterday Mass20. Yesterday Energy

21.Temperature22. Pressure23. Density24. DP25.DPLow26.DPHigh27. Alarrns23. Orífice ID23. Pipe ID30.PIDFIowSl.PIDPRessureSZPlDCutput33. Test Status34. Test Gross

35. Test Net701. D ate íc Time702. Baterry Voltage/ Spare 1703. Spare Variable 2 & 3704. Spare Variable 4 &5705.' Spare Variable 6 íc 7706. Spare Variable 8&3707. Spare AUK. Var. 1 &2

708.Sp.areAux.Var.3ic4.703. Spare Au:-:. Var. 5 & S71 0, Spare AUK. Var. 7 & 8711. Spare AUK. Var. 9 &1071 Z Spare AUK. Var. 11 id 2713. Prograrn Var. 1 &271 4. Program Var. 3 & 471 5. Program Var. 5 & 8716. Prograrn. Var. 7 & S

4 [ 1 to 9 seconds) Cancel

Figura 2.13 Se ilustra la pantalla del submenú Flow Computer Display Assignment

La Figura 2.13 ¡lustra la pantalla de configuración para el display que sirve

de interfase entre el equipo y el operador. Aquí se puede indicar que

variables el operador puede ver.

59

Configuration

'MelerSettíngs| Meter Data | I/O | SpareAssígnment' FCPorts Plb"Control |

- FIow Computer Wodbus ID —^——— :—"•—-"•,• •—-—^TT—

Identification numbet used ¡n the Modbus protocol lo communicate lo this unit.Valid entries aie between 1 and 247, • í

Modbus ID; D

- FIow Computer Porls-

' Port 1 Port 2 . Port 3-

Mastei/Slave I ~". ..Síave j~_- Slavg..1 "];f Master/^laYe^;;

Standard j RS - 485 ¡ RS-232 .i] í RS-435 /;

ModbusT^pe: |o-RTU ^lo-RTU 1 1; [cÑRIÜ >]:

O - N O

. Baud Rateas- 9600 _^J,|3-S600

RTSDelayMilIiseconds I

3 - 9 6 0 0

30 ' 30: 30

RTS Selection O- RTS

Printer Baud Rale |o- T200

Number of Muüs to Send

" If Switch Oulput 4 has an assigment. Serial Port 3 wil be disable. They cannol be used al the same time.

Aceptar Cancelar

Figura 2.14 Pantalla de configuración de los puertos de comunicación

Los submenús Spare Assigment y PID Control ayudan a utilizar variables

para cálculos extras y para control de PIDs en sistemas de control. Para

este proceso no son aplicables dichos submenús.

b) Menú de Calibración

Para la calibración se debe ingresar a la pantalla que se ilustra en la

Figura 2.15

60

OM¡CroMS4-Confi32Conflguratton Fie Vieisi Toob PID j, CaSbration ! Oyerride Otíiers Quomatoyaph hôriceJ Data Window Heíp

.: £i¿&£fo9n KodeD '<$ B 1 J Comm. Statuc f QFFLIHE"

Figura 2.15 Pantalla de calibración del equipo

Para la calibración se usan tres variables importantes: presión diferencial,

presión y temperatura. Las tres maneras de calibrar estas variables se

clasifican de la siguiente forma:

Default Calibration.-Usa la calibración propia de la fábrica.

Offset Calibration.- Se puede ajustar un punto de referencia para la

calibración. Generalmente es punto es el cero.

Full Calibration.- Se calibra en función de dos puntos de referencia.

2.1.2.8. Configuración del Micro MS4 para el separador de pruebas de

la Estación Limoncocha

Meter Settings

ítem Configuration

Units System

Flow Units

Number of meters

Select Flow Rate Display

Flow Rate Average Seconds

Atmospheric Pressure (PSIA)

Base Pressure (PSIA)

Base Temperature (°F)

US

MCF

1

Per Day

1

14.696

14.7

60

Meter Data

ítem

Meter ID

Flow Equation

Meter Application

Density Equation

Density of Dry Air

Relative Density (SG)

Heating Valué (BTU/FT3)

Configuration

FT_V2103

API 14.3

Gas Meter

AGA 8 Detailed

Method

28.96250

1.106

700

API 14.3

ítem

Pipe ID (Inches)

Orífice ID (Inches)

DP Cut Off

Y Factor Type

Configuration

4.026

1.875

0.000

Downstream

Tabla 2.3 Configuración del transmisor Micro MS4 para el proyecto de la Estación Limoncocha

62

ítem

Isentropic Exponent (Specific Heat)

Viscosity ¡n Centipoise

Reference Tempearature of Orífice

Orífice Thermal Expansión Coeff E-6

Reference Tempearature of Pipe

Pipe Thermal Expansión Coeff E-6

Configuration

1.300

0.010268

68 °F

6.20

68°F

6.20

AGA 8 Detailed Method

ítem

Methane

Nitrogen

Carbón Dioxide

Ethane

Propane

Water

Hydrogen Sulfide

Hydrogen

Carbón Monoxide

Oxygen

i-Butane

n-Butane

i-Pentane

n-Pentane

i-Hexane

n-Heptane

i-Octane

i-Nonane

i-Decane

Helium

Configuration

36.95%

1.24%

24.14%

7.08%

12.2%

3.78%

0.00%

0.00%

0.00%

0.00%

2.84%

5.24%

1.83%

1.44%

2.54%

0.72%

0.00%

0.00%

0.00%

0.00%

Tabla 2.3 Configuración del transmisor Micro MS4 para el proyecto de la Estación Limoncocha (CONTINUACIÓN)

63

Argón

TOTAL

0.00%

100.00%

Flow Computer Display Assignment

(solo se Índica los parámetros que son visibles)

ítem

Date & Time

Gross Flow (Gas)

Temperature

DP

Pressure

Density

Cumulative Gross (Gas)

Cumulative Mass (Gas)

Delay Between screens

Configura tion

Visible

Visible

Visible

Visible

Visible

Visible

Visible

Visible

3 Seconds

Flow Computer Ports

ítem Configuration

Modbus ID

Portl

Port2

PortS

2

RS-485 Modbus Slave

RS-232 Serial Slave

RS-485 Modbus

Master-Slave

Ports 1,2,3

Baud Rate

Parity

Modbus Type

RTS Delay Milliseconds

9600

None

RTU

5

Tabla 2.3 Configuración del transmisor Micro MS4 para el proyecto de la Estación Limoncocha (CONTINUACIÓN)

64

2.1.3. EL CONVERTIDOR RS-4S5 A ETHERNET

En un principio se tenían dos convertidores para la obtención de los datos

hacia el computador, los mismos que permiten pasar de RS-485 a

Ethernet. El primero llamado Lantronix y el segundo ADAM. AI inicio se

empezó a realizar el proyecto con el convertidor Lantronix ya que fue el

que primero respondió a la comunicación entre el equipo y una de las

aplicaciones de adquisición de datos. Su configuración es sencilla. Con el

transcurso del tiempo dicho equipo fue requerido por la empresa,

entonces se procedió a usar al ADAM como segunda alternativa. Su

configuración es un poco más elaborada pero de igual forma se consiguió

la comunicación. A continuación se explica el convertidor usado y su

modo de configuración.

2.1.3.1. Data Acquisition Modules ADAM

Es un equipo que sirve para leer datos y ayuda a controlar equipos

remotamente vía Internet. Específicamente se detalla el equipo ADAM

4570 que consta de dos puertos seriales RS-232/485/422 y un puerto de

red Ethernet. Se puede configurar por medio de los utilitarios de Windows

por lo que no se necesitaría programar el equipo. Dentro de sus ventajas

está el hecho que el ADAM permite al operador descargar remotamente

programas a un dispositivo en especial y de igual manera indica cuantos

dispositivos están conectados a la red. Otra propiedad del equipo es su

capacidad de auto-conectarse y auto-reconectarse ante cualquier

interrupción de comunicación.

2.1.3.2, Características del ADAM 4570

S 10/100 Mbps Base-T Standard

s La comunicación posee una conexión redundante.

S Soporta transmisión a velocidades superiores a 230 Kbps

65

s Tiene en su configuración disposiciones de seguridad para su

acceso.

S Auto reconexión o mensaje de error cuando la red esta parada

v" Descarga remota del firmware.

S Utilitario para auto detección de la configuración

•s Mapeo del Puerto, fácil de manejar

S Sistema operativo Windows 95/98/NT/2000/XP

S Flujo de control automático para RS-485

s Su principal característica es la capacidad que tiene de dotar a

los puertos serie tradicionales de una PC acceso a una red

Ethernet.

2.1.33. Especificaciones del ADAM 4570

Protocol

Network Port

Interface

Port

Connector

Transmission speed

Parity bit

Data bit

Stop bit

Diagnostic LEDs

UtÜity Sofware

Driver supported

TCP/IP

IEEE 802.3, IEEE802.3U

Network: 10/100 BASE-T Standard

Serial: RS-232, RS-422, RS-485

2 porís independent RS-232/422/485

Network: RJ-45

Serial: RJ-48 (RJ-48 to DB-9)

300 bps to 230 Kbps

Odd, even, none, space, mark

5,6,7,8

1,1.5,2

Network: TX/RX, Link, Speed(10/100Mbps),

Power

Señal: TX/RX, Status

Auto-detecting configuration utility

Easy-to-manage port mapping utility

Windows 95/98/ME/NT/2000/XP

Tabla 2.4 Especificaciones del ADAM 4570

66

2.1.3.4. Dimensiones del ADAM 4570

- 60.00-

/LLUU -

•

4n 1771 I| Q j>J f"

t

!

Oa

LO

56.00—-A

©

R35.001~

•52.00-

*Todas las magnitudes están en milímetros

Figura 2.16 Dimensiones del convertidor ADAM 4570

2.1.3.5. Configuración del ADAM 4570

Primeramente se debe instalar las dos aplicaciones del equipo que son el

Advantech\EDGCOMPort\Configuration y el Advantech\EDGCOMPort\1, 2

and 4 Ports Mapping Utility, entonces se procede a configurar el ADAM

4570.

2.1.3.5. J. Advan{ech\EDGCOMPort\Conflgiiralwn.

El momento de arrancar, el software escanea por el puerto cuantos

dispositivos de la empresa ADAM están conectados. En caso de no existir

ninguno se queda en constante escaneo hasta que se conecte por lo

menos uno.

67

•Ethernet Data Gateway— i* Devicc Properhes'

Figura 2.17 Pantalla principal de Advantech\EDGCOMPort\Configuration en estado de

escaneo

ÜSEDS Corfigualíon UlBílj*

: Cwt HriprEthernet Daía fícic rDev¡reñopeilÉes~

í

JReady

Figura 2.18 Pantalla principal de Advantech\EDGCOMPort\Configurat¡on en estado de

conexión realizada

La Figura 2.17 ilustra la pantalla inicial del software en modo de escaneo

y la Figura 2.18 en modo de conexión de equipos realizada.

En la subpantalla Ethernet Data Gateway se escoge el ADAM que se

desee configurar de la red, luego se presenta la siguiente pantalla donde

68

se escoge el ADAM específico y se pueden ver sus propiedades. La

Figura 2.19 ilustra la pantalla donde se encuentran las propiedades del

equipo, en la primera subpantalla llamada System se indica el nombre y

se da una breve descripción del equipo.

"BJ EDG GonFtnuralian UliHy

B- ADAM 4570

i ;--'ADAM-0001D2030488$- ADAM 4571

m ADAM 4572É EDS 4504

Designaíed ~,~ .**r% • Lócete

, AlIDevnces

| *PoitrfímwareVeisipi

! V "3-02

ADAMíSTQ 2-po:í Elhe;nei toRS-232/RS--!22/RS-4S5 Dafe Galewa/

fDevice ready

Figura 2.19 Subpantalla "System" del Advantech\EDGCOMPort\Conf¡gurat¡on

La siguiente subpantalla indica la configuración de la red. La dirección IP

del equipo, submáscara de la red y dirección del gateway se ingresan

aquí. La Figura 2,20 ilustra la subpantalla de configuración de red.

69

fgEDG CcnTniíiafain UtiEtu

Ewl Help.-EÍren-TelDoUEateAÍñy

[p ADAM^S70É ADAM 4571É-ADAM-5573B-EDQ 45C4

ADAM-OOQ1020304I5

-Pavice Fíj etar

S^dcmjj HDívwil'

*-!

00 01 02 03 04 15

Uní. Spe^d

1 utoWcd- w 1

Oupli'-'MoDs-

|A"'°W°di- - '

-ILt-yi^-1-^ — - —_- ' ;¿— = — =rr; _' _^^v

jlÜOOl

Default Gateway:

L

ÍDevice ready "™ ^

Figura 2.20 Subpantalla "Network" del Advantech\EDGCOMPort\ConfiguratIon

Con Link Speed se configura a que velocidad se conecta el equipo, tiene

3 alternativas 10Mbps, lOOMbps o AutoLink. Dúplex Mode indica el modo

de transmisión de los datos si es half-duplex o full-duplex.

En la siguiente subpantalla se configura las características del puerto y se

puede escribir una breve descripción. La Figura 2.21 indica la subpantalla

de configuración del puerto.

TKEDO Coj£gTOtba UtiHy

2xít H&lp

E ADAM ¿570ADAM-00010203043C

$•• ADAM ¿571í±- ADftíî 4572£-¿D¿M¿579

Figura 2.21 Subpantalla "Port" del Advantech\EDGCOMPort\Confíguration

70

Se puede escoger el puerto del ADAM a configurar, dar una descripción y

su configuración. Dentro de esta se encuentra el tipo de comunicación,

paridad, control de flujo, bits de datos, bit de parada y velocidad.

La última subpantalla sirve para configurar la seguridad del sistema,

mismo que restringe y da acceso de tres maneras. La primera es la

opción en la cual solo permite a la máquina que le configuró en principio

como única para reconfigurar cualquier parámetro, la segunda permite

solo acceso a las direcciones IP de algunas máquinas dadas en una lista,

y la tercera es dar acceso total a cualquier máquina. La Figura 2.22 ilustra

la subpantalla de configuración de la seguridad.

•fe EOS Configuiation Ulilily

51 ADAM 4570í$ ADAM 4571é ADAM 4573Q- EDG 4504

1 ADAM-00 0102 030415

System j_Nelvwk ] Port Secwit}"

0 nly íhc alcwed IP lo ccnííg ure TT Ro í ány IP lo access~

^ 17Z20202P ¡r Yes-IhespecifiedlP wKích can accest—

Addj 17Z2Q51.il E|

172.20.2.1172.20.3.9

Devine reaciy

Figura 2.22 Subpantalla "Security" del Advantech\EDGCOMPort\Configuratíon

2.1.3.5.2. Ádvanlech\EDGCOMPorí\l, 2 and 4 Porís Mapping UíiUty

Este software es para configurar la computadora que estará conectada al

ADAM y ayuda a manejar todos los puertos que estén dentro de un

sistema operativo Windows 2000 o Windows NT en adelante. La primera

pantalla indica tres clases de puertos, los usados, los no usados, y en los

cuales existen dispositivos ADAM conectados. La Figura 2.23 ilustra dicha

pantalla.

71

> EDGCOMPortMappingUtility HBS

File Help

PuiU> un My Cuiupuleí

EEI- Unused Ports :

E- ADAM 4570 Ports

i- -ADAM 4571 Ports

;--EDG4504 Ports

-•ADAM457QL Ports

I--ADAM4570S Porte;•-• ADAM 4571 L Ports

'"•- ADAM 4571 S Porte

IvItIUU j

These ports have airead^ been 1used by Ihe system. Theiefore, |neíthei of them can be assignedlotheEDGCOHPortdevice.

Ewl j

Figura 2.23 Pantalla inicial en la cual se ¡lustra las tres clases de puertos que

reconoce, los usados, no usados, y los que estén conectados a dispositivos

ADAM.

Dentro del archivo de puertos no usados se puede configurar el modelo

del equipo ADAM que se conectará, se asigna su dirección IP y se indica

cual de los puertos del equipo ADAM equivale a un puerto de la PC,

además tiene la opción que permite auto reconectarse ante cualquier

interrupción de la comunicación. La Figura 2.24 muestra donde se

ingresan dichos datos.

72

$§.ÉBKtóJ^^Ble Hdp

Puilsun My Cuuiputci »' Mudcl uí IrjsttílItstiDtíVÍLítí- '

COM2 j JADAM4570 _-].

B UnusedPorts (A>iÍ~[P Address oí Inêfied Devíce—i COM2 :J¡|{

Í --COM3 ;i • COM5 |

^ mM6 i! COM7 "

! -'COMB LÍ COM9 f

\Ó |

1 CQM12 ^

; COMÍ 3 ]: COM14 í

i COM15

\Í e \ • COM17

: ; COMÍ 8 ^f^f\l i™ rt ~.,'í

JL. _^_j_~Port of Instalied Devícs"

¡Portl jj

™Prop erties ' "

V &&S3tÉ^m¡s&"Merno ' '

Adcf |1

£wt |

Figura 2.24 Pantalla en la cual se mapea o direcclona el COM de la PC, se asigna

la IP al equipo ADAM a conectarse y se habilita la propiedad de auto

reconectarse.

Para el ítem de puertos usados no se tiene acceso ya que otros

programas trabajan con dichos puertos. Para los usados por equipos

ADAM la pantalla sería igual que la anterior y solo se reconfigurarían los

datos.

73

2.1.3.6. Configuración del convertidor RS-485 a Ethernet ADAM 4570

ubicado en el separador de pruebas de la Estación Limoncocha.

Para la Tabla 2.5 las direcciones IP utilizadas son las correspondientes a la red

en la que los equipos trabajarán.

Advantech\EDGCOMPort\Configurat¡on

System

Network

Port

Device ñame

Device Descripción

IP Address

Subnet Mask

Default Gateway

Ñame

Description

Type

Parity

Flow Control

Data Bits

Stop bits

Baud Rate

ADAM-0001 02030480

ADAM 4750 for "Limoncocha Station"

11.192.17.153

255,255.254.0

11.192.16.1

Portl

Modbus RS-485 serial port

RS-232

None

None

8 bits (RTU)

1

9600

Advantech\EDGCOMPort\1I 2 and 4 Ports Mapping Utility

Model of Installed Device

IP Address of Installed Device

Port of installed Device

Auto Reconnect

ADAM 4570

11.192.17,153

Port 1

TRUE

Tabla 2.5 Configuración del convertidor RS-485 a Ethernet ADAM 4570 para el proyecto de la Estación

Limoncocha

74

2.2.

2.2.1. SOFTWARE PARA COMUNICACIÓN

Matrikon.lnc y Kepware.lnc son dos empresas dedicadas al desarrollo de

software para sistemas industriales. La primera, con su paquete Matrikon

OPC Server Scada for Modbus y, la segunda, con KepServerEX cumplían

las expectativas para el desarrollo del sistema. Paralelamente en el

tiempo otros proyectos de la empresa necesitaban estar dentro de un

sistema Scada y la duda aumentaba conforme transcurrían los días, pero

se tuvo que tomar una alternativa que podía o no ser la escogida por la

empresa. Al principio se pensó que la mejor alternativa era KepServerEX

por su bajo costo y facilidad de uso, entonces el proyecto comenzó a

desarrollarse con esa herramienta. Después de algún tiempo, cuando el

departamento de instrumentación solicitó la licencia de dicho software, la

respuesta fue negativa. La justificación que se dio fue que dicho software

no estaba dentro de los estándares de la empresa y que se debía tener

un sistema Scada uniforme en cuanto a sus servidores OPC. Por esta

razón se detuvo el desarrollo del sistema hasta replantear algunas cosas

como, por ejemplo, configuración del software para lectura de equipos y

comunicación de programas vía DDE.

Al final la empresa decidió que Matrikon.lnc con su variedad de paquetes

cumplía con los requerimientos y por ende Matrikon OPC Server Scada

for Modbus era la alternativa más viable para el desarrollo de este

proyecto.

Dentro de este contexto se explica a continuación las características del

OPC Server seleccionado.

75

2.2.2. MATRIKON OPC SERVER FOR SCADA MODBUS

"Matrikon OPC Server for Scada Modbus" provee acceso confiable a

dispositivos compatibles con el protocolo Modbus satisfaciendo

necesidades de supervisión, control y adquisición de datos con alta

resistencia a las interferencias.

2.2.3. TIPOS DE COMUNICACIÓN QUE SOPORTA EL SOFTWARE

•s Modbus para modo de operación maestro-esclavo

^ Modbus para protocolos RTU, ASCII y TCP/IP

S Conexión serial directa a RS-232/422/485

s Radio, enlace telefónico y Cellular Digital Packet Data

(Servicios de datos celulares) CDPD

s Conexiones de red TCP/IP y UDP/IP

V Servidores TCP/IP o UDP/IP

v Lee y escribe en todo tipo de registros Modbus

•S Tramas de hasta registros de 32 bits

2.2.4. REQUISITOS DE HARDWARE PARA LA INSTALACIÓN DE

MATRIKON OPC SERVER FOR SCADA MODBUS

La PC debe tener como requerimientos mínimos los listados a

continuación.

^ Procesador INTEL Pentium II, SOOMhz

s 128MBen RAM

S Puerto de comunicación Serial

S Cable o convertidor RS232/422/485

^ MODEM, Radio

s Dirección IP compatible con la red

76

2.2.5. CONFIGURACIÓN DEL MATRIKON OPC SERVER PARA

MODBUS

La Figura 2.25 ¡lustra la pantalla inicial misma que se detalla a

continuación.

^MalrflmnOPCServerforSCftDAModbus-UniitlcdRíe Etfit View Tools Help

Current configuration:

Reset Statistics

© Molrikmi : Clíents: O .Server Time: 8/17/2004 11:17:0-1 AM

Figura 2.25 Pantalla principal de Matrikon OPC Server forSCADA

Modbus

Los dos principales ítems de esta pantalla son:

SERVER CONFIGURATION

ALIAS CONFIGURATION

2.2.5.1. SERVER CONFIGURATION

Este ítem despliega tres posibles canales por los cuales se puede realizar

la comunicación y son:

Faíl-Over Channel

Network Channel

Serial Channel

77

Dentro de cada uno existen diferentes ítems que sirven para configurar la

diversidad de equipos a los que se desee conectar.

Por la extensión que implica detallar cada tipo de configuración se explica

la configuración que al proyecto en sí le interesa, las otras

configuraciones se las puede ver en el anexo D.

2.2.5.LL Serial Charmel

Dentro de este ítem se configura las propiedades del software para

comunicarse vía puerto serial con el o los equipos. Como en los

anteriores casos su configuración debe ser la misma para que exista la

comunicación. La Figura 2.26 ilustra la pantalla en la cual se crea un

canal serial para la red.

S3 Créate new Serial Chonncí , f5£]

Serial Channel I

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P" Log bytes ttansmitted P" Log bytes received

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Figura 2.26 Pantalla de configuración de Matrikon

OPC Server for Scada Modbus para comunicación

con el puerto serial

Se puede configurar nombre del equipo, breve descripción, la velocidad

de comunicación, paridad, tipo de datos, bit de parada, control de flujo de

78

datos, habilitación y deshabilitación del canal y la posibilidad de observar

un registro de bytes transmitidos y recibidos.

Una vez configurado el canal se puede desplegar otra vez tres ítems que

sirven para saber que tipo de equipo es el que envía los datos y en que

forma. Los tres ítems son:

Dial-up Connection

Modbus Unit

Radio

Nuevamente por razones de extensión del programa se detalla solo el

ítem que se utiliza en el proyecto. El resto de configuraciones se

encuentran en el anexo D

2.2.5.1,2. Modbus Unit

En esta pantalla se detalla la dirección del equipo, la jerarquía del

computador, es decir si trabaja como master o slave, el formato de los

datos; si es ASCII o RTU, base de tiempo para polling, y la calidad con la

cual se pueden escribir datos. Además se puede configurar un tiempo de

espera entre mensajes, tiempo de reenvío de mensajes, reintentos en el

reenvío de mensajes, tiempo de espera para reconexión y reintentos de

reconexión. Otra subpantalla es la de optimización en la cual se muestra

la cantidad máxima de datos que se lee por requerimiento, máximo

numero de espacios vacíos considerados como dato y la longitud máxima

de los registros que se pueden escribir según se ilustra en las Figuras

2.27, 2.28 y 2.29 que corresponden a una configuración en Modbus.

79

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Hax. lead lenglh: ¡i2S~

Han. tead jpacec Hj

Max. mué leng1!! |ijxj"

Cancel1

Figura 2.27 Subpantalla en la cual se

ilustra el modo de comunicación de la

unidad modbus que envía los datos.

Figura 2.28 Subpantalla en la cual se

configura tiempos de envíos de

mensajes, reconexión e intentos de los

mismos.

Figura 2.29 Subpantalla en donde se

configura la propiedad de los datos tanto

para escritura como para lectura.

2.2.5.2. ALIAS CONFIGURATION

Se usa esta opción para enmascarar las variables y su uso aplica para

dos casos. Primero cuando el acceso o nombre de las variables es muy

extenso para la comunicación y segundo cuando el administrador no

quiere que sepan que variable específicamente está leyendo el cliente. La

Figura 2.30 ilustra la pantalla en donde se crean los alias de las variables.

Figura 2.30 Pantalla de configuración para los alias de las variables

Como se puede observar en la figura anterior existe la posibilidad de

asignar un "ALIAS" a una variable en el cuadro ÑAME y por medio del

cuadro ÍTEM PATH se configura que dato es. El tipo de dato, la velocidad

80

de adquisición, la opción de solo lectura, y su habilidad de encontrar la

variable en caso de inactividad son otras opciones que pueden ser

configuradas de acuerdo a la necesidad del problema.

Por otro lado los botones SAVE, SAVE & CRÉATE NEW, SCALING y

CANCEL sirven para guardar la variable y crear una nueva, escalar la

variable y cancelar respectivamente, mientras que la opción de DEFAULT

TO NEW ayuda a crear una variable pero con el cuadro de texto en

blanco, esto sirve para hacer cuadros con variables de similar nombre en

caso de no estar habilitada.

2.2.5.3. Configuración de los Alias para las variables del proyecto de la

Estación Limoncocha

Las Tablas 2.6, 2.7 y 2.8 ilustran la configuración de los alias de las

variables del transmisor de gas del proyecto de la "Estación Limoncocha",

mientras que las Tablas 2.9 y 2.10 la configuración de los alias de las

variables del transmisor de Flujo líquido instalados. Cada alias ayuda a la

comprensión de los datos en momento de leerlos vía DDE con el software

que visualiza los datos, dicha tabla fue implementada en Matrikon OPC

Serverfor Scada Modbus.

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2.3. PLATAFORMA EN LA CUAL SE DESARROLLARA EL

SISTEMA DE ADQUISICIÓN DE DATOS

En el siguiente capítulo se explica el desarrollo del sistema de adquisición de

datos de la "Estación Limoncocha". Dicho sistema fue desarrollado en la

plataforma Visual Basic 6.0.

La elección del software fue hecha en base a parámetros de utilidad y costos

principalmente.

2.4. NUEVO DIAGRAMA DE TUBERÍA E

INSTRUMENTACIÓN (P&ID) DEL SEPARADOR DE PRUEBAS

DE LA ESTACIÓN LIMONCOCHA.

Los cambios realizados en el P&ID del Separador de Pruebas de la Estación

Limoncocha se muestran a continuación. Cabe recalcar que los elementos

usados por el sistema anterior no han sido reemplazados ya que la empresa

lo quiere como respaldo para cualquier problema que pudiera suceder con el

nuevo sistema.

87

CAPITULO 3

DESARROLL9 DEL SISTEMA DEADQUISICIÓN DE DATOS DELSEPARADOR DE PRUEBAS DELA "ESTACIÓN LIMONCOCHA"

CAPITULO 3

DESARROLLO DEL SISTEMA DE ADQUISICIÓN DE DATOS DEL

SEPARADOR DE PRUEBAS DE LA "ESTACIÓN LIMONCOCHA"

La plataforma usada para la solución del problema es una herramienta comercial

que tiene varias aplicaciones entre éstas el control de procesos. Aunque su

programación sea vía código y dificulte un poco la solución, en cambio su

capacidad de generar aplicaciones ejecutables y bajo costo fueron las razones

por las cuales fue escogido.

El nombre del paquete es Visual Basic versión 6.0 y el hecho que su

programación sea elemental hizo que se diseñen las pantallas, controles y hasta

dibujar los gráficos punto a punto. Monitorear las variables del separador de

pruebas y generar reportes eran otras partes que se codificó.

Para el desarrollo del sistema se tenía que primeramente comunicar los dos

equipos con el OPC usado, mas la falta del equipo transmisor de flujo de gas

trajo consigo un retraso en el proyecto. Pero con el transmisor de flujo líquido se

obtuvo la comunicación y los datos eran leídos vía DDE por medio de Microsoft

Excel que sirvió en primera instancia hasta saber cómo se lograba leer los datos

vía DDE directamente del Visual Basic 6.0. Pero lo que quedó claro de este

ejercicio temporal es que si Excel podía leer los datos era obvio que Visual Basic

también. Si con el Visual Basic se obtenían los datos que se necesitaban,

entonces era confirmado que el hecho de trabajar con Excel era un desperdicio

de recursos pero su ayuda fue temporal y fundamental. Con los datos en Visual

Basic se procedió a realizar el sistema de adquisición de datos, gráficos, calcular

proyecciones y generar reportes.

90

Con el transcurso del tiempo se logró conectar vía DDE al OPC Server temporal

y al Visual Basic 6.0, con ésto se eliminó el trabajo del Excel y se optimizó el

sistema.

En base a lo anterior se comenzó a desarrollar el sistema sin los datos de la

línea de gas tomando como argumento que como es una comunicación modbus

estándar los datos se pueden leer con similares características que el equipo

transmisor de flujo líquido, aunque sean diferentes compañías las que fabrican

los transmisores.

Cuando la mitad del sistema estaba desarrollado se pudo adquirir el equipo

transmisor de gas, mismo que tuvo un problema ya que fue sujeto a un corto

circuito en [os puertos de comunicación cuando se estaba montando. Esto trajo

problemas y gracias a una empresa contratista que prestó un equipo igual pero

por corto tiempo se pudo realizar las primeras pruebas hasta solucionar el

inconveniente. Las primeras pruebas del sistema fueron realizadas con un

software no depurado y con errores tanto en los gráficos como en los cálculos de

las proyecciones.

Al inicio del programa se comenzó haciendo las pantallas de las gráficas con

datos aleatorios que arrojaba el Excel y vía DDE se leían con Visual Basic. Otra

parte del programa fue el anexo de constantes que debían cargarse el momento

de ejecutarse. Al comienzo esta tarea se trató de hacerlo dentro del código pero

luego se llegó a la conclusión que esas constantes son de gran utilidad y debían

ser manipulables, lo que implicaba que se debían trabajar con archivos para

almacenamiento de datos, y manejo de tablas para ordenar la información.

En cuanto a la comunicación, cada OPC Server tiene su propia referencia

diseñada para Visual Basic. En este caso para Matrikon con su referencia que

era MATRIKON OPC AUTOMAT1ON 2.0 y para KepServerEX la referencia se

91

llama KEPWARE OPC AUTOMATION 2,0. Para dichos componentes se tuvo

que estudiar sus propiedades y funciones.

Después de diseñar las pantallas, comunicarse vía DDE con el OPC Server,

graficar los datos, calcular valores y generar reportes, se observó el rendimiento

del sistema y se pudo aclarar dudas en cuanto a los recursos del sistema como

por ejemplo en cuanto afectaba eí tiempo de muestreo a la memoria RAM.

En este Capítulo se explican las funciones, el diagrama de flujo, las rutinas y

subrutinas y las pantallas y subpantallas usadas para el desarrollo del sistema.

Todo esto con el afán de que el usuario del software o el lector de este texto se

familiaricen con el sistema.

92

3.1. CRITERIOS UTILIZADOS EN EL SISTEMA DE

ADQUISICIÓN DE DATOS

El sistema de adquisición de datos debe tener una lógica cuyos

algoritmos se ajusten a las necesidades del proyecto. El diagrama de flujo

de los eventos que se suscitan en el proceso de adquisición de datos

sirve para entender de mejor manera los criterios usados para su

desarrollo, ayuda a observar virtudes y debilidades del mismo y simplifica

la compresión del software.

Para eí entendimiento del sistema de adquisición de datos desarrollado;

primero, se explican las funciones en forma de texto; segundo, se indica

el diagrama de flujo; tercero, por medio de lenguaje estructurado se

amplía la descripción del diagrama de flujo; cuarto, se detallan los

criterios de diseño, cálculo de proyecciones, comunicación con el Servidor

OPC y declaración de variables en el desarrollo del sistema y; por último,

se explican las pantallas que sirven de interfaz entre el operador y el

software.

3.2.FUNCIONES Y DIAGRAMA DE FLUJO DEL PROGRAMA

PRINCIPAL

La estructura del sistema se compone de una serie de algoritmos cuyas

funciones responden a necesidades del proceso de adquisición de datos.

El momento de arrancar el programa éste ilustra una presentación en la

cual se muestra información general de la empresa y del sistema, luego

se presenta una pantalla en la cual se ingresan las contraseñas que

permiten y jerarquizan el acceso de los operadores. Si el operador es

administrador puede cambiar las constantes del sistema así como las

contraseñas de los usuarios; caso contrario, puede proceder a la

adquisición de los datos. Para la adquisición de datos el sistema necesita

93

comunicarse con el OPC Server utilizado, el cual es el encargado de leer

los datos desde los equipos transmisores de flujo. La generación de los

gráficos y la generación de los reportes también son parte del sistema.

Para una compresión más adecuada del Sistema de Adquisición de Datos

desarrollado se explican a continuación las funciones del programa

principal.

FUNCIÓN "Inicio"

Esta función empieza a trabajar desde el momento en que el operador

hace click en el ¡cono del programa que se llama W.T.S. (Well Test

Separator). Este nombre fue el elegido para el sistema.

FUNCIÓN "Ver presentación"

Aquí se carga el logo de la empresa desde un archivo de imagen así

como también la información del sistema y de la empresa como por

ejemplo versión del software, año, nombre de la empresa, etc. Esta

pantalla consta de un TIMER el cual permite que la presentación ilustre su

información por un tiempo prudente.

FUNCIÓN "Ingreso de claves para Usuarios"

Automáticamente después de la presentación se muestra una pequeña

pantalla en la cual, se ingresan los usuarios, contraseñas y el cargo del

operador. Luego compara los valores ingresados con los de un archivo

llamado info.dat en el cual se encuentran los valores contra los que se

debe contrastar lo ingresado. Si las claves son incorrectas el sistema

manda un mensaje de error el cual indica que alguno de los tres

parámetros está incorrecto y que puede seguir intentando o cancelar el

inicio del programa.

94

FUNCIÓN "Definir jerarquía del operador"

Si y solo si el operador es administrador, éste puede; si lo desea, añadir,

quitar y/o cambiar los nombres y constantes de los pozos, así mismo

sucede con la información de los otros operadores pudiendo editar los

nombres y contraseñas de éstos. Técnicamente hablando puede

modificar los archivos conts.dat e info.dat en los cuales se encuentra la

información de los pozos y los usuarios respectivamente.

FUNCIÓN "DAQ"

Aquí se presenta en primera instancia una subpaníalla en la cual se

puede escoger eí nombre del pozo que va a prueba. Dichos nombres

provienen del archivo llamado const.dat y una vez seleccionado el pozo

es de éste archivo de donde se cargan las constantes para la realización

de la prueba.

FUNCIÓN "Conectar con el OPC SERVER"

Encontrarse en esta función implica que el operador está en modo de

adquisición de datos ya sea administrador o usuario y además que las

constantes del sistema están cargadas. El siguiente paso es comunicarse

con el OPC SERVER y se lo hace de la siguiente manera:

Primero se pregunta al CPU si algún OPC SERVER está instalado,

porque de lo contrario el sistema no tiene de donde leer datos y se

recomienda cancelar la prueba ya que no existe comunicación entre los

equipos y la computadora. Si existe por lo menos algún OPC SERVER se

procede a conectarse con éste o con cualquier otro seleccionado. Lo

único que se necesita es que la lista de declaración de variables y nombre

del proyecto del OPC Server coincidan con los configurados en Visual

Basic. En la Figura 3.2 se explica con detalle como se declara las

variables en el sistema. Una vez conectado con el OPC SERVER hay que

conectarse con el proyecto y luego con las variables de éste. Para cada

95

caso, si existiera un problema se muestran mensajes de error donde se

indican las posibles fallas. En caso de no existir falla el sistema tiene ya

en memoria RAM los datos y en espera de la instrucción que permita

comenzar la prueba.

FUNCIÓN "Establecer tiempo de prueba"

Aquí se ingresa el tiempo de prueba en forma adimensional para luego

escoger las unidades ya sean en horas o minutos,

FUNCIÓN "Start"

En esta función se procede a cargar los valores de tiempo de prueba,

calcular la fecha y hora en que termina la prueba y revisar una vez más la

comunicación con el OPC SERVER y además asegura que la prueba no

comience si el dato más crítico aún no es adquirido.

FUNCIÓN "Desarrollo de prueba'3

Aquí el sistema realiza los gráficos de las principales variables, monitorea

alarmas, escribe datos de estado, revisa conexión con el OPC SERVER,

llena la tabla con los datos más relevantes, carga la cromatografía del

equipo transmisor de flujo gaseoso y además adquiere datos para el

cálculo de proyecciones. Todo esto dentro de dos condiciones: la primera,

si se encuentra dentro del tiempo de prueba y, la segunda, si el operador

no decidió cancelar la prueba. Caso contrario el sistema pregunta si se

desea guardar la prueba.

Para el caso en que se desee guardar la prueba, se calculan las

proyecciones, se genera el reporte, se guardan dos archivos de imagen

de los principales gráficos que son Flujo Líquido vs Tiempo y Flujo

Gaseoso vs Tiempo. Si no se desea guardar la prueba los datos quedan

en memoria RAM, por si acaso el operador se arrepienta, ó, si éste desea

realizar otra prueba, dichos valores son inicializados.

96

Las funciones se han dividido en bloques para entender su trabajo y el

diagrama de flujo del programa principal que fundamenta la estructura del

sistema se ilustra a continuación en la Figura 3.1.

Fin

Figura 3.1 Diagrama de Flujo del Sistema de Adquisición de Datos

97

Las funciones y la organización del Diagrama de Flujo son explicadas

brevemente a continuación en lenguaje estructurado.

Inicio

Llamar a la subrutina de Ver presentación

Fin Tarea

Ver presentación

Cargar logo de empresa

Cargar información general de la Empresa

Fin Tarea

Ingreso de claves para usuarios

Ingresar user ñame, password y role

Comparar claves con archivo info.dafc

Si claves no son correctas

Cuadro de mensaje de error al ingresar claves

Aceptar y regresar a Ingreso de claves para usuarios

Fin Tarea

Definir jerarquía del operador

Si el operador es ADMINISTRADOR

Si la opción MAIN es elegida

Si la opción CONSTANTS es elegida

Cargar archivo const.dat

Agregar, quitar o cambiar pozos y constantes

Si la opción USERS es elegida

Cargar archivo info.dat

Agregar, quitar o cambiar usuarios y passwords

Si la opción DAQ es elegida

Llamar a la subrutina DAQ

Si la opción EXIT es elegida

Finaliza el programa

Si el operador es USUARIO

Si la opción DAQ es elegida

Llamar a la subrutina DAQ

Si la opción EXIT es elegida

Finaliza el programa

Fin Tarea

DAQ

Escoger el pozo para prueba

Cargar pantalla principal

Cargar del archivo const.dat las constantes del pozo elegido

Fin Tarea

Conectar con el OPC SERVER

Preguntar al CPU ¿Qué OPC Server se encuentra instalado?

Si no existe algún OPC SERVER instalado

Mostrar mensaje de error y recomendar cancelar prueba. Sin ningún OPC

SERVER instalado el sistema no funciona

Conectar con el OPC SERVER seleccionado

98

Habilitar el botón Add Group

Habilitar la caja de texto Group Ñame

Si el botón Add Group NO ha sido pulsado

Esperar su pulsación ó desconectarse del OPC SERVER

Añadir las variables del sistema de adquisición de datosHabilitar el botón Remove Group

Habilitar el botón Add OPC ítems

Deshabilitar la caja de texto Group Ñame

Si el botón Add OPC ítems no ha sido pulsado

Esperar su pulsación ó desconectarse del OPC SERVER

Si NO existe al menos un dato correcto

Mostrar mensaje de error indicando que los datos que se piden no son los

configurados en el OPC SERVER

Copiar en memoria R&M al menos uno de los datos que necesita el Sistema desde

el OPC SERVER que a su vez son los datos de los equipos.

Fin Tarea

Establecer tiempo de prueba

Ingresar valor del tiempo adimensionalmente

Escoger tiempo en horas o minutos

Fin Tarea

Start

Cargar valores de tiempo de prueba

Calcular fecha y hora de fin de prueba

Comprobar si la comunicación con el OPC SERVER esta realizada y completa

Si comunicación con OPC SERVER NO esta realizada o completa

Mensaje de error indicando donde puede estar la posible falla en la

comunicación.

Fin Tarea

Desarrollo de prueba

Si tiempo de prueba NO ha terminado

Si el usuario NO ha cancelado la prueba

Graficar Taza de Flujo de Gross y Taza de Flujo de Gas en Actual

Conditions

Graficar Presión y Temperatura en Other Variables

Honitorear Alarmas

Escribir datos de Estado

Revisar Conexión

Llenar tabla con principales valores

Cargar Cromatografía del equipo medidor de flujo gaseoso

Regresar a Desarrollo de prueba

Preguntar por confirmación de cancelación

Si confirmación es verdadera

Dej ar de graf icar Taza de Flujo de Gross y Taza de Flujo de Gas en

Actual Conditions

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Dejar de monitorear Alarmas

Dejar de escribir datos de Estado

Dejar de llenar tabla con principales valores

Cargar valores para cálculo de proyecciones

Preguntar si se desea guardar los resultados de la prueba

Si NO se desea guardar cambios en prueba

99


Calcular Proyecciones

Solicitar el Nombre del Archivo y Lugar de Almacenamiento

Almacenar Reporte y Gráficos

Regresar a DAQ

Si tiempo de prueba ha terminado

Dejar de graficar Taza de Flujo de Gross y Taza de Flujo de Gas en Actual

Conditions

Dejar de graficar Presión y Temperatura en Other Variables

Dejar de rnonitorear Alarmas

Dejar de escribir datos de Estado

Dejar de llenar tabla con principales valores

Cargar valores para cálculo de proyecciones

Preguntar si se desea guardar los resultados de la prueba

Si NO se desea guardar cambios en prueba


Calcular Proyecciones

Solicitar el Hombre del Archivo y Lugar de Almacenamiento

Almacenar Reporte

Regresar a DAQ

Fin Tarea

Fin de Programa

3.3.LOS PARÁMETROS DEL SEPARADOR DE PRUEBAS

COMO VARIABLES DEL SISTEMA.

Para el desarrollo del sistema se tenía que entender el proceso de

adquisición de datos anterior, mismo que fue explicado en el Capítulo 1.

Los conceptos y definiciones del separador de pruebas eran una buena

alternativa al momento de crear variables y constantes para poder tener

una clara idea de cómo estaba marchando el programa y es por eso que

se desarrolló la declaración de variables en función de los nombres,

variables y constantes propias del proceso.

Otro factor que influenció en la declaración de variables era como

reconocer la procedencia de los datos (liquido-gas) y también el número

de bits de cada variable es decir si era un valor flotante, entero, booleano,

etc.

100

Para lo anteriormente expuesto se procedió a crear arreglos que

apuntaban a una misma variable pero con un índex diferente, es decir la

mayoría de variables tenían el mismo nombre, lo único que se hizo fue

asignar a cada una un número que la distinguiría del resto. Con esto se

pudo trabajar con lazos para adquisición de datos, caso contrario se

hubiese tenido que crear una variable para cada dato.

3.4. DESARROLLO DEL SOFTWARE PARA CÁLCULO DE

PROYECCIONES

Con los datos más relevantes de los equipos se procedió a adquirir los

datos del OPC Server vía DDE a la plataforma Visual Basic 6.0. Por

razones de construcción del programa y eficiencia del mismo, no todas

las direcciones modbus de los dos equipos podían entrar en el sistema ya

que la aplicación consistía en desarrollar un software confiable que no

consuma todos los recursos del CPU. Como comentario, el equipo de

flujo líquido consta de alrededor de 10.000 registros modbus y el de gas

cerca de 5.000. Entonces, antes de desarrollar el sistema se tuvo que

analizar que variables eran de importancia e incluirlas en e! proyecto.

Una vez adquiridos los principales datos se procedió a graficar las

variables necesarias en función del tiempo, con ésto se pudo observar por

primera vez el comportamiento de los pozos en el separador de pruebas.

Como segunda parte del sistema se procedió a tomar criterios para lo que

eran el cálculo de proyecciones y generación de reportes.

I01

3.4.1. CÁLCULO DE PROYECCIONES PARA LA LÍNEA DE

FLUJO LÍQUIDO

Dos alternativas fueron estudiadas para el cálculo de la proyección. La

primera consistía en calcular el promedio continuo de un dato

característico que es el Volume Flow Rate, el mismo que mostraba

instantáneamente la proyección en días de la producción del pozo. Como

el flujo es controlado, continuo pero no constante, este valor variaba en

función del tiempo dentro de un rango característico. Entonces la idea era

realizar la proyección en función del promedio de dicho valor, mas la

posibilidad de que existan baches de gas que pasen por el medidor de

flujo líquido y/o que el flujo se regrese ya sea en pequeñas cantidades,

implicaba un error en el Volume Flow Rate del equipo puesto que el valor

era cero para el primer caso y negativo para el segundo. De esto se

deduce que el promedio de todos estos números puede cambiar la

verdadera proyección.

Como segunda alternativa se consideró que el equipo constaba de un

totalizador mismo que incrementaba su valor solo para desplazamientos

unidireccionales y no contaba cuando existían baches de gas. Esto

permitiría realizar una proyección más real ya que se adquiría el valor

inicial y final de este e independientemente del comportamiento del pozo,

se podía sacar una proyección con la diferencia de estos valores referidos

en días. Como comentario, este procedimiento es el usado por los

operadores y este se explicó de manera más detallada en el Capítulo 1.

El diagrama de flujo para el cálculo de proyecciones de la línea de flujo

líquido inicia en el momento en que el operador hace click en el botón

START. Se presenta a continuación en la Figura 3.2 el diagrama de flujo

para el cálculo de proyecciones de la línea de flujo líquido con su

respectivo algoritmo.

102

Almacenartiempo de

prueba en días

VolumcFlowRale = VFR

VolnmeTotal Final -VolumeTotal Inicial

Tiempo de prueba en días^VFR = '

c EX1T

[stablecer tiempode prueba

Figura 3.2 Diagrama de flujo para elcálculo de proyecciones de la linea de flujo líquido

103

3.4.2. CALCULO DE PROYECCIONES PARA LA LINEA DE

FLUJO DE GAS

Para los cálculos de proyecciones de esta línea en primera instancia se

debe aclarar que el método usado para adquirir estos datos no es tan

confiable, es decir que no se tiene una base. Como referencia el gas

natural que sale de los pozos de petróleo es una materia muy inestable y

varia por diferentes razones y cualquier cambio en ellas implica un

cambio brusco en el comportamiento del mismo. Esto implicaba

profundizar en el tema y buscar la mejor salida. Se quiso optar por el

mismo camino del flujo líquido, pero el cambio del totalizador de gas

variaba en poco con respecto al tiempo de prueba que, como se explicó

anteriormente, era de máximo 2 horas por el DEMO usado. Es decir, que

para una muestra de dos horas el totalizador de gas y dependiendo del

pozo que sea, a veces ni siquiera aumentaba en una unidad. Por lo que

mejor se optó por calcular el promedio de la variable Gas Flow Rate, la

misma que indica instantáneamente el valor calculado por el computador

de flujo gaseoso. El procedimiento usado por los operadores en las cartas

del medidor de presión diferencial "BARTON" es similar a calcular el

promedio, pero no es el promedio ya que eliminan valores que a criterio

personal del operador estarían incorrectos. En el Capítulo 1 se explicó

dicho procedimiento.

Se presenta a continuación el diagrama de flujo para el cálculo de

proyecciones de la línea de flujo de gas. En éste se consideran los datos

obtenidos en la prueba sin descartar ninguno; es decir, no se eliminan

valores. La Figura 3.3 ilustra el Diagrama de flujo para el cálculo de

proyecciones de la línea de flujo de gas con su respectivo algoritmo.

104

c T1MER

( Interrupa'ón )

Leer dato GasFlow Rate

Almacenar datoGas Flow Raie

Incrementar n

último dato

£daton

Promedio = ——n

VisualizarPromedio en PC

C EXITTIMER J>Figura 3.3 Diagrama de flujo para el cálculo de proyecciones de la línea de flujo de gas

En la estructura del programa se tiene que una vez calculada las

proyecciones se debían almacenar dichos datos y gráficos del

comportamiento de los pozos, por lo que se generó una base de datos

que almacena dichos valores. Y por último se asignó validaciones y

restricciones al uso del programa, el mismo que debe ser usado solo por

el personal de la empresa.

;05

3.5. ADQUISICIÓN DE DATOS DEL OPC SERVER

La adquisición de datos es realizada mediante la referencia para Visual

Basic 6.0 que se incluye al momento de instalar el servidor OPC y vía

DDE se pueden leer los datos, con esto se tiene acceso a los comandos

con los que interactúa dicho servidor y diferentes ítems que ayudan a

levantar el sistema.

El código de la adquisición de datos y las demás líneas del programa se

adjuntan en un archivo magnético mismo que consta de comentarios para

facilitar su compresión, ésto implica que expresamente se hablará a

continuación del sistema ya diseñado y de las ventanas, pantallas y

comandos que soportan el código y diagrama de flujo ya explicado.

3.5.1. DECLARACIÓN DE VARIABLES

El sistema es abierto para cualquier tipo de servidor OPC con el que se

cuente, pero la ventana en donde están declarados los datos está fuera

de la visibilidad tanto del administrador como para el usuario y solo puede

ser manipulado vía programación. Como ventaja se tiene que todos los

usuarios no puedan alterar la adquisición de datos en el sistema ya

implementado.

Para la declaración de variables se tomó en cuenta dos criterios, el

primero con respecto a la procedencia del dato si es de la línea de gas o

petróleo (oil) y el segundo que tipo de dato corresponde, es decir

booleano, flotante, etc.

La Figura 3.4 explica los dos criterios para la declaración de variables

106

XXX.XXVARIABLEA

GAS ó OIL 01b~08b-16b-32b-64b TEMPERATURE, PRESSURE, ETC

Figura 3.4 Esquema de cómo fue realizada la declaración de variables.

Ejemplo:

Temperatura de la Línea de Petróleo

• Primeramente el petróleo esta declarado como Oil

• Luego se escribe el punto como separador

• El dato de acuerdo a la tabla modbus del equipo dice que es de

bits

• Por último se escribe el nombre de la variable

Entonces el resultado es;

Oil.OBblemperature

3.6. MENÚ PRINCIPAL

Figura 3.5 Opciones del rnenú

principal para el administradorFigura 3.6 Opciones del menú

principal para el usuario

Las Figuras 3.5 y 3,6 ilustran las opciones de la pantalla principal tanto

para administrador como para usuario respectivamente. Para el primer

caso existen tres opciones que son Main, DAQ y Exit y para el usuario las

opciones son DAQ y Exit. En resumen, la opción Main sirve para ingresar

al formulario donde se encuentran los nombres de los pozos y sus

constantes, DAQ es donde se conecta con el OPC Server, grafican y

almacenan los resultados y Exit sirve para salir del sistema.

107

3.7. MAIN

En la opción Main se encuentran dos subopciones que son Constants y

Users, La Figura 3.7 muestra el despliegue de estas dos opciones.

fi^Main

Figura 3.7 Despliegue de las dos subopciones que tiene Main y son Constants y Users

Cuando el usuario hace click en la subopción Constants se pasa a la

pantalla de ingreso de pozos y constantes, de igual forma se aplica para

el submenú users donde se ilustra la pantalla de ingreso de usuarios y

passwords.

3.7.1. CONSTANTS

Para la subopción constants del menú la Figura 3.8 ilustra su contenido y

se explica a continuación.

HombrePOZO!POZ02POZOSPOZO 4POZOSPOZOSPOZO?POZOSPOZOSPOZO 1D

BitW3583634337985

724022

K111111111TT

Save

K2111

. 111111

1

~~*

| w |

Figura 3.8 Pantalla de la subopción Constants

Como se puede observar en la Figura 3.8, la pantalla de la opción

"constants" consta de cuatro columnas en las cuales se ingresa el

¡08

nombre del pozo, BS&W, factor de corrección del flujo liquido K1 y el

factor de corrección de flujo gaseoso K2, respectivamente.

Los botones "+" y "-" sirven para añadir o eliminar pozos con sus

constantes. Los comandos Save y Exit sirven para almacenar los pozos y

sus constantes y salir del menú. Si el usuario decidió guardar los valores

se muestra un cuadro que indica que los cambios fueron realizados. La

Figura 3.9 ilustra dicho cuadro de almacenamiento efectuado.

The changes have been kept correctly

Figura 3.9 Cuadro de mensaje que índica que los cambios fueron realizados

Cabe mencionar que eí BS&W debe ser ingresado como porcentaje; es

decir, su valor está entre 0% y 100% y su valor depende del análisis de

laboratorio que en el Capítulo 1 fue explicado, los factores K1 y K2 deben

ser cercanos a 1 ya sea por arriba o por debajo de él.

Con respecto a los valores de ajuste o corrección estos son aplicables

para poder aproximar los valores obtenidos a los que en la realidad se

dan, no está por demás aclarar que este sistema de adquisición de datos

sirve para realizar proyecciones, en ningún momento se puede considerar

a este sistema y su conjunto como un valor acertado de lo que en la

realidad se produce. De aquí el hecho de permitir al administrador poder

manipular estas constantes con criterio. Su valor debe variar en lo posible

desde las centésimas y no desde la décimas es decir por lo menos el

primer decimal debe ser cero. Ejemplo;

K1 =1.0XXXX

K2 = 1.0XXXX

09

"Users" sin importar si los datos fueron o no almacenados.

10

3.8. DAQ

Esta opción muestra una ventana donde se encuentran los pozos

ingresados, el usuario debe elegir que pozo quiere poner a prueba. El

momento que hace un click en el botón Ok inmediatamente se carga la

pantalla principal con el nombre del pozo y sus constantes. La Figura 3.11

muestra la pantalla de elección del pozo.

SeleclWell

Ok Cancel

Figura 3.11 Cuadro en el cual se elige el pozo que va a ser sometido a

prueba

Una vez escogido el pozo se muestra la pantalla principal, la misma que

consta de varias subpantallas que cumplen diferentes funciones, pero

para todas se despliega un membrete que se explica a continuación. La

Figura 3.12 ilustra dicho membrete

Aclion Ja^"" " ~ ' f Actual Comliliom •- - • ¡ Tjdmmiltei* ttate ••Df\i-f(-\ • teten Average MtíaÁcamJjlfií! Flowrionin^leíJcU/íU 1 ! BFO BFO S3LS , T«íp«ófwe|]íg3F Pie»w6

-WclIleílSídlUí

WcH Home

StalFifftí

Eslmalod

SkoTir*

Figura 3.12 Membrete común para todas las subpantallas de la opción DAQ

En el cuadro Action se encuentra el nombre del pozo que fue elegido, el

logo de la empresa, además se puede ingresar el valor del tiempo de

prueba en horas ó minutos, por último se encuentran cinco botones que

realizan varias funciones y estos son START, CANCEL, VIEW, SAVE y

EXIT.

3.8.1. LAS FUNCIONES DE LOS BOTONES

3.8.1.1.E1 Botón Start

Start inicia la prueba es decir que desde ese instante se empieza a

adquirir ios datos para las gráficas, proyecciones y demás variables. Cabe

mencionar que existen dos restricciones para este comando, la primera

asegura que la conexión con el OPC Server este realizada y la segunda

asegura que los datos que se grafican y calculan sean confiables.

Si no existe comunicación se ilustran tres mensajes, mismos que indican

en orden en qué parte de la comunicación esta la falla la Figura 3.13, 3.14

y 3.15 muestran los tres posibles mensajes.

View Connection, Píense, Connect with your OPC server

Figura 3.13 Mensaje que indica que el programa de adquisición de datos no esta conectado con el OPC Server

Figura 3.14 Mensaje que indica que el grupo o nombre del proyecto no coincide con el del Separador de pruebas

View ítems Connectlon

Figura 3.15 Mensaje que indica que los Ítems del proyecto no están descargándose

Un cuarto mensaje es incluido y se justifica si solo si la variable de la línea

de flujo liquido Oil.OSbVolumeTotal aún no es adquirida. El hecho que

exista comunicación no implica que todos los datos estén adquiridos, pero

el dato más crítico es éste ya que su primer valor es fundamental en el

cálculo de la proyección. Si el programa toma como valor un dato falso la

proyección estaría mal hecha y para evitar esto se asegura vía software

112

que ese dato sea el primero en adquirirse y después se puede continuar

con la adquisición de datos, caso contrario si el Oil.OSbVolumeTotal no es

adquirido alrededor de un minuto sale un mensaje el cual indica que la

calidad del ítem es mala y que debe intentar de nuevo la adquisición; es

decir, hacer click en START.

La Figura 3.16 ilustra el mensaje que indica que la variable

Oil.OSbVolumeTotal aun no es adquirida.

Qualíty Bad

Figura 3.16 Mensaje e! cual indica que el dato Oil.OSbVolumeTotal aun no es adquirido

3.8.1.2. El botón View

Para tests en los cuales el tiempo de prueba es muy largo la resolución

de las gráficas no son apreciables para esto se ha incorporado este

comando, mismo que muestra las gráficas por tramos de dos horas, con

ésto se logra mejorar la resolución.

3.8.1.3. El botón Cancel

Este comando interrumpe eí test y muestra un cuadro de confirmación.

Calcula las proyecciones con los datos desde el inicio de prueba hasta el

momento en que se canceló la prueba.

3.8.1.4. El botón Save

Guarda los resultados de la prueba y las gráficas.

3.8.1.5. El botón Exit

Sale de la pantalla principal.

3.8.2. ACTUAL CONDITIONS

En este cuadro se ilustran los valores instantáneos y promedios de las

variables de flujo de Gross, Oil y Gas además se muestran los valores

acumulativos de los medidores tanto de gross como de gas.

3.8.3. TRANSMITTERS STATE

Aquí se ilustran los valores de temperatura y presión tanto del medidor de

flujo líquido como el medidor de flujo gaseoso y además se encuentran

tres indicadores, dos de ellos son para visualizar fallas en los sensores y

el tercero es para ver el momento en que se adquieren los datos.

3.8.4. ^YELL TEST STATUS

Este cuadro ilustra datos referentes al estado de la prueba como son

nombre del pozo, tiempo de inicio de prueba, tiempo de fin de prueba,

tiempo estimado, tiempo faltan te, y el tiempo en que se encuentra la

prueba.

114

3.9. DAQVACTUAL CONDITIONS

POZO1•Actual Condillont — •— -

Inrtanl Avetage Melet Accumutaled8PD BPD BBLS

Gioi* J.MJ37.07 ¡3971.92" | 263413.3

O' ¡2663.09 j 2581.74 jl 71222,33

MSCFO MSCFD MCF ^

G« j 4~1.57 ¡57.888T ! 2990"

Tertipaa'ure fi^sF Pietsue {27~9tjPSI I

Piemie ¡27 P51 !

eO Sai Sensw FaJje O

DAQ

WeüteilEUtut

WeH Mame

ActualTVr*

Acluol Condíllooi T Olha VaiiiMei J LcgAlainn ] Slale ConnecIJon T_

DÍ1 Flow |BPD) [ 4037.07

PD20 1 Di! Fkm [BPD] 2004/09/11 09:40:31 - 2004/03/11 11:30:31

45874128

36703211

275222931835

1376

917459

-,, y.

1 r-« ¡Vw- M^~T^v_ vT^ '-s-NÍ'****^ ^"jr^^T^y^. iJ"r*~^Sl -/~Ji > Sn~ ->_r-r"'°U I'lrK^_ f~**~^ r^*-^— «/ ~^VL / r%f rVJ^ r ™1-* ln í' | - (> - j1^ -^ U -^ ^"^r2" "s^^11 ¡f1" "

(#40 09:51 10.02 1U:!3 1U.-4 10:31) lUlb" l«b/ IIIIH li.'ia 11 0

POZO 1 Gai Flow [MSCFD1 2004/09/11 09:40:31 - 2004/09/11 11:30:31

Figura 3.17 Ventana en la cual se gráfica el flujo de petróleo y gas del Pozo

La subpantalla Actual Conditions muestra las gráficas de las variables Oil

Flow y Gas Flow. Los límites de los ejes verticales se calculan

automáticamente ya que cada pozo puede tener un pico diferente y esto

es aplicable para las cuatro variables que se grafican.

La gráfica incluye el nombre del pozo en prueba, el título de la gráfica, e!

tiempo de inicio de prueba y el tiempo de fin de prueba, además se ilustra

el valor instantáneo de las variables.

La Figura 3.17 muestra la ventana Actual Conditions que es donde se

encuentran las variables de Oil Flow y Gas Flow.

15

3.10. DAQ\OTHER VARIABLES

¡ Elapied Timeí Tine

POZO1

I no" Iñiiü»".jUr¿.-.t

Ex* '

Actual Conditínni - - -lotlanf Avwage Helec AccunutaíedBFD BPD BBLS

O' J2663.D3 j 2581.74 fÍ7Í22¿33

HSCFD_ MSCFD HCF

Gat f 41.57 ¡577B3S1; í 2390

Tiantmilteit ilale

- Gai Tianimíltei —Tempwotwe ¡ÍS3.2F [27.SPSI

Fknv Seníw Fi&Jte O Ga> Semw Falje O

DAQ

WellletlSfaiui

Well Hame

Slart T'me

flemá-igTVne

AcluíJTh*

LogAlaifia

Tempeíalu.c |TI

P020

173ÍES134112

674522

1 Tcmpejalu.c [TJ 2D04/D9/11 09MQ;31 • 2004/09/11 11:30:31

0910 0351 10Í02 1CÉ13 1(K24 1E35 10:46 lff.57 11108 11Í13 11130

pozo333027232017131073

03

1 Prectuic IPSII 2004/09/11 03:40:31 - 2004/03/11 11:30:31

4Ú ftJSl lO-tti 10J13 10'S4 1U:35 10X6 1057 11:03 11.13 11!30

Timelmir.utet]

Figura 3.18 Ventana en la cual se gráfica la temperatura y presión del Pozo

La Figura 3.18 ilustra las variables de temperatura y presión del pozo que

está en prueba la estructura es similar a la anterior.

3.13. OIL STATE & GAS STATE

A continuación se listan las variables de esta ventana y una pequeña

explicación.

Oíl State

BS&W

Kl

Volume flow meter factor

Temperature

Volume flow rate

Pressure

Density

K2

Specífic Density

Mass flow rate

Mass Total

Volume Total

La cantidad de sedimento y agua que

existe en el petróleo

Factor de corrección del software para

mediciones de flujo líquido

Factor de medición del volumen de

flujo

Temperatura

Razón de cambio del volumen con

respecto al tiempo. Generalmente el

tiempo viene dado en días

Presión

Densidad

Factor de corrección del software para

mediciones de flujo gaseoso

Densidad específica

Razón de cambio de la masa del fluido

con respecto al tiempo. Generalmente

el tiempo viene dado en días.

Contador que Índica el total de masa

registrada. Cualquier reseteo pone el

valor en cero

Contador que indica el total de

volumen registrado por el medidor.

Cualquier reseteo pone el valor en ceroTabla 3.1 Principales variables mostradas en el nuevo sistema de adquisición de datos

119

Mass Inventor/

Volume Inventor/

Mass flow rate meter factor

Density meter factor

Pressure correction factor for flow

Pressure correction factor for density

Flow calibration pressure

Orive Gain

Density for flowing (Cal)

Left pickoff voltage

Righí pickoff voltage

Raw tube frecuency HZ

Contador de masa que indica el total

contabilizado por e! medidor desde el

inicio de su funcionamiento. No es

posible resetearlo

Contador de volumen que indica el

total contabilizado por el medidor

desde el inicio de su funcionamiento.

No es posible resetearlo

Factor de medición de la razón de

cambio del flujo de masa.

Factor de medición de la densidad

Factor de corrección de presión para el

flujo

Factor de corrección de presión para la

densidad

Presión de calibración para flujo

Ganancia

Densidad por seguimiento

Voltaje del pickoff izquierdo

Voltaje del pickoff derecho

Frecuencia natural del tubo (Hz)

Gas State

Gas Flow Rate

Temperature

DP

Cumulative gas total

FVP

Density correction factor

Analog #1 input valué

Razón de cambio del flujo de gas en

función del tiempo.

Temperatura

Presión diferencial

Totalizador del gas acumulado

Factor de máxima compresibilidad

Factor de corrección de densidad

Valor de la entrada analógica 1

Tabla 3.1 Principales variables mostradas en el nuevo sistema de adquisición de datos {CONTINUACIÓN}

120

Analog #2 ¡nput valué

Relative density

Specific heat

Linear factor

Meter factor

Pipe ID

Pressure

Reference temperature of pipe

Reference temperature of orífice

K factor

Density dry air

Mass flow raíe

Viscosity

DP ext

Base SG

Alfha/CD/LMF

Y Factor

Valor de la entrada analógica 2

Densidad relativa

Calor específico

Factor lineal

Factor del medidor

Ancho de la tubería (Pulgadas)

Presión de la línea de gas

Temperatura de referencia de

tubería

la

Temperatura de referencia del orificio

Número de pulsos por unidad

volumen

de

Densidad del aire seco

Razón de cambio de la masa

función del tiempo

en

Viscosidad

Presión diferencial externa

Base de Densidad Relativa

Factor de turbulencia

Factor de expansión a través

orificio

del

Tabla 3.1 Principales variables mostradas en el nuevo sistema de adquisición de datos (CONTINUACIÓN)

1 2 1

3.14. DAQ\CONNECTION

fe Main - fGraphfc]

Slart

Save

Irntant Average HelaAccimulaledBPD BPD BBLS

GIOK | o j~ ~lf ¡ ÍT

MSCFD HSCFD HCFGat j r

I Tempeíalure f~~Q F Pietture f~~fl PS1

j Tempaaturej (fF Piewe t "oPSIj

Fkw Semor Falae O GatSentaFeiie ©

• Wetl Idt Slaluí

Wdi Ñame

EiÜnWeiJ HemarigTime Tine

LogAJamn

LítlAyailableOPCSefveu

Utl OPC Sttvaí 1

Cfch on TJit OPC Saveit' lo its«t

Cornetl iDck on bl atxive lo íelect

•Add Gioup lo OPC Servw-

OPC Comedión P

Group Conr cfon f"

OPC lien» Conrecfcn P"

Figura 3.21 Ventana Connectlon donde se realiza la comunicación y se observa su estado

En esta pantalla se puede observar tres cuadros los cuales se detallan a

continuación;

> List Avaüable OPC Servers donde se listan los servidores OPC que están

instalados en el PC y se procede a su conexión.

> Add Group to OPC Server donde se escribe el nombre del proyecto del

OPC Server, la tasa de adquisición de datos y la banda muerta que se

ofrece para la adquisición de datos.

> Connection State donde se ilustra en que estado esta la conexión.

El procedimiento para conectarse al Servidor OPC es:

> Hacer clic en el botón LIST OPC SERVERS

> Escoger el servidor y hacer click en CONNECT

122

> Escribir el nombre del proyecto y hacer click en ADD GROUP

> Por último hacer click en ADD OPC ÍTEMS

3.15. DAQYDATA

-Actíon • .—i ~ " "~

°*J POZO 1.•••Elapied Time— - - - •>.

Slail j' yiew

a*wi i

J_!lJ

• Actual Cond,t¡oni pTiatumilleií líale j-Wcll lett Slaliu - -InslarJ Average MeletAecurtilated : FlowTrarumittei , ,. ...

BPD BPD BBIS : Twe«ah*=f^F R=«UC¡2T96PSIJ * ''*''''''' '

G'o« 1 4037.07 ¡3971.92 ¡263419.9 r Gat Trantmilter ^VÍÍU UTl «í? 'i! CÍÍAtAl iT ^-31

Di 1 266103 12561.74 |1 71^2,93 i lert^rêfi^F Prewue [zT^PSI 1 ^^^^ Rtmtfg AduíJ

MSCFD MSCFD MCF _ _ _ , „ _ . _ , „ T«* T«ne T«e_.„„.„.,.„. Flow Sensw FaÜLíe O Gat 5entw Fafcue O , , ... ,,, ^ . , „ . ^ -. „

Gat j 4lT57 157.6881 j 2930 . ••;*/&&> ,^:;V.w; ¡n - ,.1^DAQ

AclualCondiBoni ¡ Dthei VariaUes f LogAlams ] State J Comedión ] Data

tt

1234567GS

101112131415161718192021222324252627

Tinwnámtej

09:40:320340.3303.40:34

0340:350340.3603403703.403809:40:3903.40.4003.40.4103:40:420340.43034044

0340:4503:40.460340470340.480340:4903.40.500340510340.520340.5303405403405509:40:5603 40.5703.40.58

OIFtowBPD

3388.67539S8.E753383675398*67533836753988 E754067.7884067.7884067.7834067.7884067.7884067.7884067.7884067.7884067.7884017.66E4017.5664017.56640175664017.5664017.5664017.5664017.E6S383253638325383832 53S3832536

GatFlowMSCFD

55.e655.6655.8655.8655.6655.8655 8645.4

45.445.445.4

45.4

45.4

45.445.4

63.21

63.2163.2163.21

63.2163.21

63.2163213723

37.23372337.23

TeirpeíaluíT

194.27171942717194.2717194.2717194.27171342717194.162194.162194.162194.162194.162134.1S2194.162134.162134.162

194.20131942019194.2019194.2019194.2019194.2019194.20191942019194.1165194.1165194.1165194.1165

PiBüuiePSI

2307230723072307230723.07230729.34233429.3429.3429.34233423.3423.3423.3423.34233J23.3423342334233429.3423 6128.8123B1

2381

--,.

N2 j ' 1^24 X tBiiaoe {^"'"iBÍ" ^

C02 J 24.1412 x n-BUane j g j" %

Piopane t J2.2004 * ntíexáne r~ '"254" X

Watei ¡' ' " LÍa ^ n-Heplane | QJ2 %

H2S j - ^ nflclane j ó %

H2 | """'""o y- n-üecane j Q X

CO f Q Ü n-Mwiw>e [ Q X

D>yg5ii I ó" X HeSum I g~ JT

Figura 3.22 Ventana donde se muestran los principales datos adquiridos y la cromatografía con la cual el equipo

medidor de flujo gaseoso trabaja

Aquí se ¡lustra la tabla donde están los principales datos adquiridos y la

cromatografía del equipo medidor de flujo gaseoso.

123

CAPITULO 4

PRUEBAS Y RESULTADOS

CAPITULO 4

PRUEBAS Y RESULTADOS

Una vez instalado el Sistema de adquisición de datos en la Estación

Limoncocha, se procedió a probar el funcionamiento del mismo. Entre otros, el

funcionamiento correcto de los equipos (conjunto sensor-transmisor), sus

configuraciones, calibraciones, así como; el trabajo de la red implementada

entre éstos. Comprobar si el convertidor de comunicación y el computador

ubicado en el cuarto del operador trabajan en coordinación para evitar

conflictos.

Para el diseño de las pruebas se tuvo en consideración que el proceso debía

satisfacer los objetivos planteados en el Capítulo 1 como solución del

problema.

El software desarrollado debe mostrar en tiempo real las variables críticas que

son: flujo líquido, flujo gaseoso, temperatura de flujo líquido'," presión en el

tanque. Además se debe observar otras variables no críticas que ayudan a

entender el comportamiento del sistema. El monitoreo de alarmas, estado de la

comunicación y una tabla de los valores adquiridos son otras utilidades de las

que se comprobará su correcto funcionamiento.

Se deben generar reportes que deben ser comparados con los que

manualmente se realizan y analizar los resultados.

Por razones propias de la empresa algunos datos como nombres, cantidad de

pozos, constantes, etc han sido cambiados para seguridad de la misma. Se

presenta un informe que muestra valores alterados que lo único que hacen es

comprobar el funcionamiento del sistema, siempre salvaguardando información

confidencial de la empresa.

125

4.1ANALISIS ENTRE SISTEMAS ¿QUE SE PUEDE

COMPARAR ENTRE EL SISTEMA ANTIGUO Y EL NUEVO?

Cabe recalcar que el procedimiento anterior solo puede visualizar el

comportamiento del pozo en la línea de gas (cartilla del registrador

BARTON) y no en la de flujo líquido. Para ésta línea no existía forma

alguna de observar su comportamiento por lo que solo se calculaba del

reporte, por ende no hay como comparar las gráficas de flujo líquido del

nuevo sistema con los datos de flujo líquido obtenidos por el operador

(ANTIGUO SISTEMA).

Para todos los pozos se aplica el control de nivel y presión existente en el

separador. La variable de flujo líquido responde al control de nivel mientras

que la variable de flujo gaseoso responde al control de presión.

Por lo anteriormente expuesto se tiene que: en cuanto a las gráficas, se

pueden comparar solo la línea de gas y en cuanto a reportes se pueden

comparar las proyecciones de ambas líneas.

4.2 PRESENTACIÓN DE GRÁFICOS FLUJO LIQUIDO VS

TIEMPO, FLUJO GASEOSO VS TIEMPO, TEMPERATURA VS

TIEMPO, PRESIÓN VS TIEMPO DE LOS CINCO POZOS

PUESTOS A PRUEBA.

Para la presentación de gráficas se han escogido cinco pozos que abarcan

los casos más comunes de producción. El flujo líquido tiene un color

característico que es el café y el gas el color verde. La temperatura es de

color azul mientras que la presión es roja. Las Figuras 4.1, 4,3, 4.5, 4.7 y

4.9 ilustran el comportamiento de las variables de flujo líquido y gaseoso de

los POZOS 1, 2, 3, 4 y 5 respectivamente. Se puede observar en la línea

de flujo líquido la acción del control de nivel usado en el separador que es

un PID, y que proporciona un fluido regular, mientras que para la línea de

126

flujo gaseoso el control es ON-OFF por lo que la válvula abre y cierra de

acuerdo al punto de referencia. Las Figuras 4.2, 4.4, 4.6, 4.8 y 4.10

muestran las magnitudes de temperatura y presión de los POZOS 1, 2, 3, 4

y 5 respectivamente. Se puede ver su característica que es casi lineal y

constante, las variaciones son pequeñas. Esto ayuda a analizar ¿cómo los

cambios de temperatura y presión afectan la medición del flujo líquido y

gaseoso de los POZOS?

127

4.2.

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137

El criterio usado para el análisis de los resultados obtenidos que muestran

los gráficos anteriores es por medio de las variables.

FLUJO LIQUIDO

La variación de la amplitud y período de cada pozo dependen del ímpetu

de entrada de flujo al separador, como ejemplo en las Figuras 4.1; 4,3 y 4.7

se observa la variación de la amplitud y se deduce que para mayor ímpetu

de entrada la acción del control PID del separador es más rápida y

viceversa. De igual manera el período varía conforme varía el flujo de

entrada y también se deduce que a mayor flujo de entrada el período

disminuye y viceversa.

El gráfico Oil Flow de la Figura 4.5 inicia con valores cercanos a cero. Este

error en la operación del separador ayuda a comprender cuan necesario es

el tiempo de establecimiento del separador; es decir, el tiempo que debe

existir entre pruebas de un pozo a otro. Por lo general este tiempo

empíricamente se estima que por lo menos es de media hora.

La Figura 4.9 muestra la prueba hecha al pozo 5 justo en el arranque del

mismo; es decir, que la bomba extractora, la temperatura, la falta de

químicos reguladores, el flujo y otros factores hacen que su

comportamiento sea muy inestable. Esta prueba no puede ser considerada

como válida por las razones expuestas anteriormente de aquí que hay que

esperar que dicho pozo se estabilice para poder realizar pruebas y calcular

las proyecciones.

FLUJO GASEOSO

Para las Figuras 4.1; 4.3; 4.5; 4.7 y 4,9 se puede observar que el flujo de

gas es oscilante y esto se debe principalmente al control ON-OFF que

gobierna la acción de abrir o cerrar la válvula de la tubería de salida de gas,

misma que pasa por el medidor de flujo gaseoso. Si un pozo produce poco

gas el tiempo de presurización hasta el set point de dicha válvula es lento;

caso contrario, la apertura y cierre de la válvula es rápida. En el gráfico Gas

Flow de la Figura 4.9 se puede observar que la mayor parte del tiempo la

138

curva pasa por el valor cero esto se debe, como ya se explicó, a la

inestabilidad del pozo ya que se encuentra en estado de arranque. No

obstante cualquier pozo que produzca poco gas podría tener un

comportamiento similar al del gráfico Gas Flow de la Figura 4.9.

TEMPERATURA

El comportamiento de la temperatura es muy estable y hasta cierto punto

lineal y constante. La variación es muy lenta si existe un factor externo que

enfríe o caliente el tanque, como por ejemplo, que llueva en la noche donde

la temperatura externa al tanque es baja en comparación con un día

soleado. Cabe recalcar que la variación de temperatura de dichos factores

externos no alteran de manera significativa los resultados por lo que se

puede asumir que para cada pozo su temperatura es constante. En las

gráficas 4.2; 4.4; 4.8 y 4.10 se puede observar dicho comportamiento lineal

y casi constante.

El gráfico de temperatura de la Figura 4.6 difiere de los anteriores por

razones simples. Como se explicó esta prueba fue realizada sin el tiempo

de establecimiento que debe existir entre prueba y prueba. Por eso que

inicialmente se observa una caída de temperatura pronunciada ya que el

pozo anterior a esta prueba tenía un valor de temperatura mayor. Además

se puede ver, en la escala de tiempo, cuanto demora el nuevo pozo en

estabilizar su temperatura. Si se observa los valores de tiempo existente

entre el inicio de prueba y la estabilización de temperatura del pozo se

puede ver la que prueba comienza a las 15h12m y que entra en estado

estable a las 15h45m es decir que se demoró más o menos 33 minutos.

Como se dijo anteriormente, los operadores empíricamente ya sabían que

entre pozo y pozo se demora alrededor de 30 minutos para que pueda

estar en estado estable el separador,

PRESIÓN

Como se dijo en el Capítulo 1. El control de la línea de gas es ON-OFF y es

accionada por una válvula neumática que actúa de acuerdo a la

139

comparación entre el set point de presión y ¡a presión en el tanque. Como

se puede observar en los gráficos de las Figuras 4.2; 4.4; 4.6, 4.8 y 4.10 el

valor de set point de presión es cercano a 30PSÍ por arriba y por debajo de

esta cantidad. La experiencia de los operadores hace que el set point varíe

de un operador a otro y de acuerdo al pozo que va a entrar en prueba, pero

dicha variación como se dijo es mínima lo que hace que la presión en el

tanque sea alrededor de los 30PSI ya mencionados. Estas pequeñas

variaciones en el set point de presión ayudan a que el separador no se

inunde ya que se hace un colchón de gas en la parte superior que impide

que el flujo líquido suba a la línea de flujo gaseoso.

4.3 LA IMPORTANCIA DEL DRENADO EN LA TOMA DE

DATOS DE LA LINEA GASEOSA

La adquisición de datos de la línea gaseosa es sensible al error por parte

del instrumento debido a la acumulación de gas en la cámara en la cual se

mide la presión diferencial.

El error se nota cuando un pozo con gran cantidad de gas es sometido a

prueba y después de la misma entra un pozo con baja producción de gas.

Si y solo si el instrumento es drenado después de un flujo grande se puede

considerar la prueba de o de los pozos de baja producción como válida.

Este criterio es muy importante a tal punto que si se escoge el pozo de más

baja producción se puede tener una prueba en la cual el flujo

aparentemente sea cero.

A continuación se ilustra gráficamente este criterio. La prueba fue hecha al

mismo pozo con el instrumento drenado y sin drenar.

Las Figuras 4.11 y 4.12 muestran la diferencia que existe entre dos

pruebas del mismo pozo con el instrumento drenado y no drenado.

140

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Figura 4.11 Prueba del POZO 4 con el instrumento drenado

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Figura 4.12 Prueba del POZO 4 con el instrumento sin drenar

141

4.4 COMPARACIÓN DE RESULTADOS Y ANÁLISIS DE

ERRORES

Por razones propias a la empresa los datos han sido modificados sin alterar

la funcionabilidad del Sistema de Adquisición de Datos, de tal manera que

los resultados sean coherentes en el supuesto que fueran reales.

La Tabla 4,1 indica los valores obtenidos por el Sistema de Adquisición de

Datos y la lectura del operador.

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JIATER -¡. ' - , -*#.-',

Accumulated

VyaterRate(BBD) 1445 1395 5837 5578 1799 1626 1186 1250 480 450

GAS • ' - " - ' - • ; v;\. . - . -•./,' : - ' " - • • - - > •

Average Gas Flow

Rate(MSCF) 162 57

IpNSMITTER ; - :

Average Flor

Pressure(PSI)

Average Flow

Temperature(F)I?'' »

Average Gas'iRressure(PSl)

Average Gas

T[emperature(F)i!

28

181

28

181

27,96

195,36

27,55

183,23

400 110

37

177

37

177

32315

204,75

31,68

201,06

396 157 320 132 160 8

^ . -'"V

30

140

30

140

28,4

141,9

28,05

136,29

31

140

31

140

30,61

135,2

30,16

130,27

30

147

30

147

30,88

159,52

30,43

143,79

Tabla 4.1 Muestra los valores más importantes del sistema de adquisición de datos manual con el automático

142

La fórmula usada para el cálculo de errores es:

Valor Real -Valor MedidoValor Real

^nnxLOO

Donde el valor real es el obtenido por lo operadores y el valor medido es el

obtenido por el programa.

La Tabla 4.2 muestra los análisis de errores del sistema de adquisición de

datos.

Pozo 1

Volumeflow rate

Gas flow rate

Operador

4128

162

Programa

3988

57

Error (%)

3,39

64,81

Pozo 2

Volume flow rate

Gas flow rate

Operador

7032

400

Programa

6720

110

Error (%)

4,43

72,5

Pozo 3

Volumeflow rate

Gas flow rate

Operador

2856

396

Programa

2581

157

Error (%)

9,62

60,35

Pozo 4

Volumeflow rate

Gas flow rate

Operador

2420

320

Programa

2551

132

Error (%)

-5,41

58,75

Pozo 5

Volurne flow rate

Gas flow rate

Operador

1296

160

Programa

1216

8

Error (%)

6,17

95

Tabla 4.2 Ilustra el análisis de errores de la línea de flujo líquido

El primer paso para el análisis de errores consiste en separar los

resultados de acuerdo a su procedencia; es decir, si son de la línea de

flujo líquido (Gross) ó la línea de flujo gaseoso.

143

4.4.1 ANÁLISIS DE ERRORES DE LA LÍNEA DE FLUJO LÍQUIDO

La Tabla 4.3 ¡lustra el error que existe por cada pozo

POZO

POZO 1

POZO 2

POZOS

POZO 4

POZOS

Error Flujo

líquido (%)

3.39

4.43

9.62

-5,41

6.17

Error | Flujo

líquido (%)

3.39

4.43

9.62

5.41

6.17Tabla 4.3 Errores relativos y errores absolutos en la línea de flujo líquido

Como se puede observar, el error más significativo es de 9.62% y el

menos significativo es de 3.39%. Redondeando los valores se puede

decir que el sistema tiene un rango de error entre [3% - 10%], el mismo

que es aceptable para la empresa ya que los datos que han sido

tomados como referencia; es decir, los de los operadores, por simple

inspección son más proclives a errores por el procedimiento empleado

para adquirirlos.

Otro punto que hay que aclarar es que el sistema en cuatro de las cinco

pruebas mide menos cantidad de flujo líquido (gross) que el método

manual. Con esto lo que se trata de decir que ambos sistemas sirven

para una proyección y que al momento de compararlos, con lo que en

realidad se produce y deposita en los tanques de almacenamiento, el

sistema de adquisición de datos automático es más preciso que el

manual.

No se puede mostrar comparaciones en función del contenido de los

tanques ya que, como se dijo, en un principio los datos fueron

modificados para proteger información confidencial de la empresa.

El hecho que en el presente trabajo no se muestren las comparaciones

en función del contenido de los tanques no quiere decir que dichas

pruebas no se las hayan realizado. Lo único que se puede publicar es la

tabla de errores de los dos sistemas en comparación con los obtenidos

en el tanque.

Error Absoluto (%)

Tanque vs Sistema manual

7.89

Error Absoluto (%)

Tanque vs Sistema automático

5.45Tabla 4.4 Comparación entre el sistema manual y automático vs la producción real

Como se puede observar el sistema de adquisición de datos automático

redujo el error en un 2.44% que en la industria petrolera puede significar

una cantidad importante.

4.4.2 ANÁLISIS BE ERRORES DE LA LÍNEA DE FLUJO GASEOSO

POZO

POZO1

POZO 2

POZOS

POZO 4

POZO 5

Error Flujo

gaseoso (%)

64,81

72,5

60,35

58,75

95

Tabla 4.5 Errores en la línea de flujo gaseoso

Corno se puede ver los resultados en la línea de gas son muy diferentes a los

esperados y el rango de error está entre [58,75% - 95%]. Esto se debe a

diferentes razones y la principal es la insensibilidad del instrumento a

pequeñas variaciones de presión diferencial.

La primera idea fue realizar un sistema de adquisición de datos en el cual la

placa orificio sea estandarizada, es decir que con la misma placa se corran

pruebas a todos los pozos. Pero por los resultados obtenidos no fue aplicable

ya que no cumplieron con las expectativas de la empresa. En segunda

instancia se trató de hacer que el sistema responda a cambios de placa

orificio; es decir, que se configure el equipo transmisor de flujo gaseoso por

145

cada prueba que se corra. Esto tampoco fue aplicable ya que el registro

Modbus donde se configura la dimensión del orificio es una dirección solo de

lectura, no permite la escritura de valores.

La opción escogida fue la primera pese que la calibración del instrumento

medidor de flujo gaseoso no fue la adecuada. El contrato de pasantía con la

empresa expiró antes de poder realizar una calibración acertada y no fue

renovado porque no se justificaba el ingreso a la Estación Limoncocha para

realizar un trabajo que el personal de la empresa ya lo podía realizar. Pero el

sistema de adquisición de datos estaba terminado y cumplía su propósito que

era el de adquirir datos, graficar en tiempo real las principales variables y

generar reportes y de aquí la decisión de escoger esta opción. Cabe señalar

que el error de la línea de flujo gaseoso debería disminuir si se calibra el

instrumento adecuadamente.

146

4.5 REPORTES

Una vez realizada la prueba, los gráficos, las proyecciones y otros datos

importantes debían ser almacenados en archivos que puedan ser entendibles

por el lector. Los resultados son guardados en un conjunto de carpetas que

son generadas automáticamente de acuerdo al año y mes que esté en curso,

si la carpeta ya ha sido creada solo se agrega los resultados de la prueba. Por

defecto el archivo tiene como nombre al del pozo más la fecha en que se hizo

la prueba. Este nombre puede ser cambiado a voluntad por el operador. El

archivo en el cual se presentan los resultados calculados es de texto con

extensión .TXT. Además se almacenan dos archivos de imagen con extensión

.BMP en los cuales están los dos gráficos principales que son Flujo Líquido y

Flujo Gaseoso.

Las Figuras 4.13 y 4.14 ilustran los archivos de imagen con los gráficos de

flujo líquido y gaseoso que se muestran como parte de los reportes.

POZO 1 DilFIemIBPD] 2004/09/11 09:40:31 - 20D4/09/11 11:30:31

45874128

36703211

275222931835

1376

917459

^

TOS? VÜ3Q

Figura 4.13 Formato de imagen de como se almacena el gráfico de flujo líquido para los reportes

PQ20 1 Gas Flow IMSCFD] 2ÜD4/03/11 09:40:31 -2004/09^11 11:30:31

11911079684726048362412COMO 1K02 10:13 10.'24

Figura 4.13 Formato de imagen de como se almacena el gráfico de flujo gaseoso para los reportes

Para el archivo de texto en el cual se presentan los reportes de las pruebas

realizadas a los pozos se listan a continuación los principales ítems:

147

Encabezado

Well ñame

WelITestStarted

Well Test Finished

Operator

Accumulated GROSS Rate

Accumulated OIL Rate

Accumulated WATER Rate

Average GAS Rate

BS&W

Average Flow {Temperature

& Pressure)

Average Gas (Temperature

& Pressure)

Nombre de la Empresa

Nombre de la Estación

Prueba de pozos

Nombre del Pozo

Comienzo de prueba

Finalización de prueba

Operador

Tasa de cambio del Flujo

Líquido con respecto al tiempo

en días

Tasa de cambio del Petróleo

con respecto al tiempo en días

Tasa de cambio del Agua con

respecto al tiempo en días

Tasa de cambio del Gas con

respecto al tiempo en días

Corte de agua

Valor promedio de

temperatura y presión en la

línea de flujo liquido

Valor promedio de

temperatura y presión en la

línea de flujo gaseoso

Pozo N

Fecha y hora de inicio

Fecha y hora de finalización

Administrador o usuario

Valor máximo posible el de la

capacidad de la bomba

Valor máximo posible depende del

BS&W de cada Pozo

Valor máximo posible depende del

BS&W de cada Pozo

El valor depende del nivel de

producción de Gas de cada Pozo

El valor depende de la cantidad de

agua que exista en una muestra de

Flujo Líquido. Este dato es la

constante que solo el administrador

ingresa cuando se genera el pozo.

Puede ser cambiada si se requiere.

Depende de cada pozo

Depende de cada pozo

Tabla 4.6 Explicación de los ítems principales del formato usado para los reportes de las pruebas

A continuación se presentan los reportes de las pruebas realizadas a los pozos

en eí formato original.

148

POZO 1[2004-09-11][12h 13m 15s] OK

OCCIDENTAL EXPLORATION & PRODUCTION COMPANYLIMONCOCHA STATION

WELL TEST

-GENERAL INFORMATION-

Well ñame : POZO 1Well Test Started : 9/11/2004 9:40:31 AMWell Test Firrished : 9/11/2004 11:30:31 AMWell Test Duration : llOrrriñutesParameter File : C:\Documents andSettings\user\Desktop\Tesis\visual_Basic_Project7\Ol[2004-09-ll][12h 13m ISs] OK.txtOperator : Administrador

-WELL TEST RESULTS-

-ACTUAL CONDITIONS-

GROSSStarted Accumulated Volume = 263115 BBSFinished Accumulated Volume = 263419 BBSAccumulated Volume Total = 304 BBSAccumulated GROSS Rate = 3988 BPD

OILStarted Accumulated Volume = 171024 BBSFinished Accumulated volume = 171222 BBSAccumulated volume Total = 197 BBSAccumulated OIL Rate = 2592 BPD

WATERAccumulated WATER Rate = 1395 BPD

GASAverage GAS Rate = 57 MSCFD

CONSTANTS, PARAMETERS & OTHER VARIABLES

Flow Rate Meter Factor = 1.004

BS&W = 3 5 %

Average Flow Pressure = 27.96325 PSIAverage Flow Temperature = 195.3645 F

Average Gas Pressure = 27.55 PSIAverage Gas Temperature = 183.23 F

Página 1

POZO 2[2004-09-11][14h 51m 09s]


WELL TEST


We]l ñamewell Testwell TestWell TestPárameter

StartedFinishedDurationFile

POZO 29/11/20049/11/2004

llOnn" ñutesC:\Documents

1:00:552:50:55

and

PMPM

Settings\user\Desktop\Tesis\vnsual_Basic_Project7\O2[2004-09-11][14h 51m 09s].txtope rato r Admi m' st rado r

-WELL TEST RESULTS-

-ACTUAL CONDITIONS-

GROSSStarted Accumulated volume = 263767 BBSFinished Accumulated volume = 264281 BBSAccumulated volume Total = 513 BBSAccumulated GROSS Rate = 6720 BPD

OILStarted Accumulated volume = 44840 BBSFirnshed Accumulated volume = 44927 BBSAccumulated volume Total = 87 BBSAccumulated OIL Rate = 1142 BPD

WATERAccumulated WATER Rate

GASAverage GAS Rate

5578

110


BPD

MSCFD

Flow Rate Meter Factor

BS&W

Average Flow PressureAverage Flow Temperature

Average Gas PressureAverage Gas Temperature

1.004

83

32.1552204.7531

31.68201.06

PSIF

PSIF

Página 1

POZO 3[2004-09-11][17h 18m 13s]


WELL TEST


well ñame : POZO 3Well Test Started : 9/11/2004 3:12:13 PMWell Test Finished : 9/11/2004 5:02:13 PMWell Test Duration : llOmiñutesPárameter File : c:\Documents andSettings\user\Desktop\Tesis\visual_Basic_Project7\O3[2004-09-11][17h 18m 13s].txtOperator : Administrador

-WELL TEST RESULTS-

-ACTUAL CONDITIONS-

GROSSStarted Accumulated volume = 264372 BBSFinished Accumulated volume = 264569 BBSAccumulated volume Total = 197 BBSAccumulated GROSS Rate = 2581 BPD

oí LStarted Accumulated volume = 97817 BBSFinished Accumulated volume = 97890 BBSAccumulated volume Total = 72 BBSAccumulated OIL Rate = 955 BPD





BS&W 63 %


Average Gas Pressure = 28.05 PSIAverage Gas Temperature = 136.29 F

Página 1

POZO 4[2004-09-12][19h 15m 33s]

OCCIDENTAL EXPLORATION & PRODUCTION COMPANYUIMONCOCHA STATION

WELL TEST

wel1 ñameWell Test StartedWell Test FinishedWell Test DurationPárameter File


POZO 49/12/2004 4:55:04 PM9/12/2004 6:45:04 PM

llOmiñutesC:\Documents and

Settings\user\Desktop\Tesis\visua~!_Basic_Project7\O4[2004~09-12][19h 15m 33sJ.txtOpe rato r Admi nist rado r

-WELL TEST RESULTS-

-ACTUAL CONDITIONS-

GROSSStarted Accumulated volume = 269330 BBSFim'shed Accumulated Volume = 269525 BBSAccumulated volume Total = 194 BBSAccumulated GROSS Rate = 2551 BPD

Oí LStarted Accumulated volume = 137358 BBSFinished Accumulated volume = 137457 BBSAccumulated volume Total = 99 BBSAccumulated OIL Rate = 1301 BPD





BS&W = 4 9 %


Average Gas Pressure = 30.16 PSIAverage Gas Temperature = 130,27 F

página 1

POZO 5[2004-09-12][16h 21m 45s]


WELL TEST


Well ñame : POZO 5Well Test Started : 9/12/2004 2:28:44 PMWell Test Finished : 9/12/2004 4:18:44 PMwell Test Duran'on : llOmiñutesParameter File : c:\Documents andSettings\user\Desktop\Tesis\visual_Basic_Project7\O5[2004-09-12][16h 21m 45s].txtOperator : Administrador

-WELL TEST RESULTS-

-ACTUAL CONDITIONS-

GROS5Started Accumulated volume = 269195 BBSFinished Accumulated volume = 269288 BBSAccumulated volume Total = 92 BBSAccumulated GROSS Rate = 1216 BPD

01LStarted Accumulated volume = 169592 BBSFinished Accumulated volume = 169651 BBSAccumulated volume Total = 58 BBSAccumulated OIL Rate = 766 BPD

WATERAccumulated WATER Rate

GASAverage GAS Rate

= 450

= 8

CONSTANTE, PARAMETERS & OTHER VARIABLES

BPD

MSCFD

Flow Rate Meter Factor

BS&W

Average Flow PressureAverage Flow Temperature

Average Gas PressureAverage Gas Temperature

1.004

37

30.88645159,5218

30.43143.79

PSIF

PSIF

Página 1

CAPITULO 5

CONCLUSIONES YRECOMENDACIONES

CAPITULO 5

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

Las presentes conclusiones se derivan tanto del marco teórico que involucra la

separación de fases de la mezcla de petróleo, agua, gas y sedimentos así

como de la experiencia adquirida en el desarrollo tanto escrito como práctico de

este trabajo, el mismo que ha sido descrito en anteriores capítulos.

5.1 CONCLUSIONES

S El error en la comparación de la cantidad de petróleo de proyección con

la que en realidad existe en los tanques de almacenamiento para el

bombeo fue la principal causa para el desarrollo del nuevo sistema. Esta

tarea es muy empleada en la industria petrolera por razones de auditoría.

S El sistema antiguo dependía dei operador para la adquisición de datos,

de lo que se puede concluir que era propenso a errores de tipo humano.

S La pruebas que se realizan a los pozos sirven para proyectar la

producción diaria y mensual de cada uno, lo que permite concluir la

importancia de predecir correctamente la producción de la "Estación

Limoncocha" por día y por mes.

S El nuevo sistema de adquisición de datos del separador de pruebas de

la "Estación Limoncocha" cumple con las exigencias de la empresa en

cuanto a su línea de flujo líquido.

S Para la línea de FLUJO LIQUIDO. Los resultados son cercanos a los

que el operador calcula. Como referencia se tiene que las proyecciones

realizadas manualmente fallan en un 7.89% de lo que existe en realidad

en el tanque. Con el nuevo sistema se reduce dicho error a menos de

5.45%; es decir, que se redujo el error en un 2.44%. Por lo

155

anteriormente expuesto la línea de flujo líquido está dentro de los

resultados esperados.

La inestabilidad del FLUJO DE GAS existentes en el separador se debe

a razones importantes que se explican a continuación: Primeramente el

control de la válvula que da paso al flujo y que está ubicada después de

la placa orificio es oscilante hasta tal punto que se puede comportar

como un control ON-OFF. Segundo, la insensibilidad del instrumento

ante variaciones pequeñas de presión diferencial. Tercero, la

temperatura implica cambios en el comportamiento del tanque. No es lo

mismo realizar la prueba de un mismo pozo en el día que en la noche y

peor aun cuando llueve o es un día soleado.

El rango en que oscila el error en la línea de gas está entre [58.75%-

95%]. De lo que se concluye que, el transmisor inteligente de gas difiere

del registrador BARTON significativamente. Esto implica entrar en

polémica ya que el primero es de última tecnología y se supone que

para su diseño y comercialización fue aceptado como un medidor que

cumple ciertas normas. Mientras que para el segundo, el hecho de

trabajar de manera mecánica supone que algún elemento puede estar

dañado o descalibrado por el desgaste que tienen sus componentes

mecánicos. Pero dentro de las leyes ecuatorianas, que normalizan y

regulan la medición de gas natural, se toma como único medidor

aceptado al registrador BARTON, lo que implica que los resultados del

transmisor inteligente de flujo gaseoso son errados y no pueden ser

aceptados como válidos para hacer proyecciones en la industria

petrolera.

No obstante el sistema realiza su función que es la de adquirir datos,

calcular proyecciones y generar reportes; y, si el transmisor de gas tiene

problemas se debe considerar la posibilidad que solo se trate de una

falla de calibración. Además, por las leyes ecuatorianas el gas natural

que se extrae de los pozos petroleros es del Estado por lo que la

empresa se limita a medir sin mucho afán con el registrador BARTON y

156

enfoca los resultados de este proyecto a la producción de petróleo, de lo

que se concluye que el proyecto es aplicable y de gran utilidad para la

empresa.

SISTEMA ANTIGUO

•S El procedimiento de medición de gas del operador difiere a lo planteado

en el proyecto. A continuación se presenta como los operadores

calculan el flujo de gas.

vtf^'*?.

7 A • ' - - /'f/ '/ /•/ / . / s

/ ', / //PurítoortiasaliQ 6• / A'/ xPiésjón Estatica^S

/ Punió .jilas b1»,» ,5/ /' / / • •

V

.tapj» es tomado

»,or el operado ir-,.- \» Jio'-es

Se /estima; i("iié / la / / ¿//.. pTesíon d-ilerencjai .esta; (' ' • ,-.

•- esta* Conclusión -' por ; i 'i <j'.- ;, I t - .*! f ' -.J ' Hr> ' cr-sinip, Je inspección en la -t , . . - / - .

;, cartíila'i del \; ', \.

énlajptor elójieradoi;

Figura 5.1 Explicación de cómo se realiza el cálculo de flujo gaseoso por parte de los operadores.

$ = Flujo = K}>020 X PD X PE

Ecuación 5.1 Fórmula aplicada por los operadores para el cálculo de flujo gaseoso

Como problemas se tienen la imprecisión al momento de adquirir los

datos de presión diferencial, presión estática y la eliminación de datos a

criterio del operador.

Las placas que se tienen actualmente fueron diseñadas para los pozos

que en ese momento estaban en producción, es decir que para cada

157

pozo nuevo se debe estudiar la posibilidad de usar las placas anteriores

o crear una nueva placa.

S La constante que usa este método es otra causa de error ya que

depende de la placa usada y de las características del pozo. Para dos

pozos que usan la misma placa las constantes pueden ser diferentes,

esto se debe a la composición del gas, pero en caso que se explote un

pozo nuevo y use dicha placa ¿Cuál de las dos constantes se escoge?

Este es el otro cuestionamiento que tiene el sistema antiguo.

SISTEMA ACTUAL

S Como se explicó anteriormente, un gran problema es la precisión del

equipo al contar el flujo de gas. Por lo que se procedió a realizar el

análisis por medio del promedio de la variable "gas flow rate".

s No se puede configurar el dato del tamaño de la "Placa Orifico" vía

modbus para el equipo, ya que este es un registro de lectura y no de

escritura. De acuerdo a esto se trató de estandarizar una placa orificio

que cumpla con las expectativas y la elección recayó en la placa más

grande para evitar alta presión en el tanque. El resultado es bueno para

pozos que tienen un flujo grande pero para pozos de flujo bajo, el sensor

en si no capta la presión diferencial; y por ende el gas flow rate es cero

en algunos casos.

s Si se desea cambiar la placa orifico para que ei sensor funcione mejor,

el problema en que se encuentra el operador es que para cada cambio

de placa, debería configurar el equipo. Lo cual no es aplicable,

s Si se escogía una placa intermedia o menor se corría el riesgo que la

presión en el separador sea mayor a la presión de cabeza de pozo y por

ende se podía apagar.

s Con referencia al drenado. Se pudo observar que cada vez que un pozo

con gran flujo de gas terminaba su prueba, el transmisor quedaba

158

presurizado y si un pozo de poco flujo de gas entraba a prueba, tiempo

después y dependiendo de en que cámara exista más presión (alta o

baja) a veces contaba más de lo normal o; caso contrario, el valor que

mostraba de gas flow rate era cero, ya que el equipo por medio de su

propiedad de eliminar flujo negativo llamada "CUT OFF" restringía

presiones diferenciales negativas.

En cuanto a la cromatografía. Los datos ingresados al transmisor de flujo

gaseoso fueron el resultado de la mezcla de los gases de los distintos

pozos en los separadores de producción. Vía software (registros modbus)

se pueden configurar dichos valores, pero, en la realidad, estos no

afectaban mucho entre pozo y pozo ya que son pozos de similares

características.

Para el análisis de la línea de gas se necesita trabajar en mejores

condiciones ya que el medidor actualmente usado "BARTON" de igual

forma entrega valores que no son tan confiables. Como conclusión se

determinó que esto se debe al tiempo de vida útil del mismo, problemas

en la calibración y constantes que, sin dudar de su procedencia, no son

aplicables para nuevos pozos si no se hace el análisis respectivo.

Se pudo observar que la calibración del equipo medidor de flujo gaseoso

mecánico "Registrador BARTON", realizada en el taller de

instrumentación, es buena, pero, el momento de realizar las pruebas en

el separador este equipo de medición no respondía bien. De las pruebas

realizadas se puede concluir que al momento de transportarlo e

instalarlo se descaíibra lo cual es un problema muy común.

5.2 RECOMENDACIONES

Varias son las recomendaciones que se pueden desprender de la

experiencia alcanzada durante el desarrollo de este trabajo.

159

Estas recomendaciones van desde el punto de vista logístico hasta el

eminentemente técnico.

LES[EA DE FLUJO LIQUIDO

•S En cuanto a la línea de flujo líquido solo se debe recomendar que el

factor de corrección que se anexa no sea usado para completar flujo

faltante sino para ajustar finamente el valor.

LINEA DE FLUJO GASEOSO

V Para eliminar el error del método del contador de flujo gaseoso que se

tiene se recomienda realizar un procedimiento similar al del flujo líquido.

Normalmente se plantean límites en el tiempo de prueba; es decir, del

test que dura entre 4 a 12 horas generalmente se toma un valor inicial

de flujo acumulado el momento de comenzar la prueba y el mismo dato

al finalizar, con esto se proyecta a días la diferencia positiva de estos

dos valores. La nueva idea es mantener en este caso el valor acumulado

fijo y el tiempo variable, en otras palabras ¿Cuánto tiempo se demora en

incrementar en una unidad o más el valor acumulado? y con eso hacer

una proyección en días. El problema de este método es que si se lo

hace manualmente debería un operador estar pendiente del cambio de

unidad del valor acumulado y tomar ese tiempo. Vía software este

trabajo es sencillo ya que se puede arrancar un TIMER que cuente el

tiempo que demora en cambiar una unidad. No se hizo esto: por razones

de sensibilidad del instrumento, por la placa con la que se estaba

haciendo las pruebas y por el tiempo dei DEMO del OPC Server usado;

a veces en las dos horas que duraba el DEMO dicho valor no

incrementaba.

^ Finalmente se recomienda tratar de estabilizar el gas ya sea mejorando

el control de la válvula de salida de gas del separador o si se quieren

mejores resultados comprimir el gas y de ahí poder realizar mejores

proyecciones.

160

EL SISTEMA WTS

El sistema WTS es un sistema de monitoreo que da importante

información para Occidental por lo que debe ser utilizado en ,un

ambiente adecuado con un computador que tenga tareas específicas y

en ningún momento para realizar trabajos ajenos a su función y peor aún,

como elemento de distracción como por ejemplo los juegos.

La realización de esta tesis fue una gran experiencia que ayudó a

desarrollar criterios aún no explotados y por la gran cantidad de posibles

soluciones encontradas, se recomienda que se desarrollen más

proyectos enfocados a este tipo de proceso.

161

BIBLIOGRAFÍA

BIBLIOGRAFÍA

1. CURSO DE PROGRAMACIÓN DE VISUAL BASIC 6.0. CEBALLOS

SIERRA, Francisco Javier. Alfaomega-Ra-ma. México.2000

2. VISUAL BASIC. Programación cliente servidor. MAC.DONALD Michae!,

CAGLE, Kurt. Paraninfo. Madrid España 1999

3. INSTRUMENTACIÓN INDUSTRIAL. CREUS SOLÉ, Antonio.

Alfaomega. México.1995

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5. APPLIED INSTRUMENTARON IN THE PROCESS INDUSTRIES. W.G.

Andrew, H.B. Williams. Second Edition. Volume 1, A. Survey

6. TPC TRAINING SYSTEMS. Sistemas de Tubería. Lección Ocho,

Válvulas Especializadas. Technical Publishing, 1982

7. INTRODUCCIÓN A LA MECÁNICA DE FLUIDOS. FOX] Robert W;

McDonald Alan T. Segunda Edición. McGraw-HilI. México.1989

8. TECNOLOGÍA DEL PETRÓLEO. DOUGLAS M. CONSIDINI, P.E.

Publicaciones Marcombo S.A. 1988

9. GLOSARY OF THE PETROLEUM INDUSTRY. Second edition. Penn

Weli Books. Compilado por el equipo editorial de PETRÓLEO

INTERNACIONAL 1982.

10. PETRÓLEO. Aspectos y operaciones de la industria Petrolera descritos

con fines docentes. Guillermo José Salas.

REFERENCIAS WORLD WIDE WEB

http://www.natcogroup.com

http://www.gas-trainmg.corn/Articulos/medicion.htm

http://www.dynamicflowcompnters.com

http://www.emersonprocess.com/micromotion

ANEXO A

CONFIGURACIÓN DELTRANSMISOR RFT-9739 MICRO

MOTION DE EMERSON

DO(D

3*

Golling Started-conf/rn/ed

2.3 Switch settings Swiíches 1 through 10 on the electronics module control the followingtransmitter functions:• Baud rate• Stop bits and parity• Data bits, communication protocol, and physical layer• mA outputs• Zeroing meíhod• Wríte-protection of transmitter configuration

Switches 1 through 10 are íllusírated in Figure 2-2, and described in thefollowing sections. Normally, swiích settings do not require adjustment.

OJ(D

CQ

Security modes Switches 1, 2, and 3 are security switches, which enable the usertodisable flowmeterzeroing, disable resetting of totalizers, and write-protect all configuration and calíbration parameters.

Switch settings enable any of eíght possible security modes. Differentmodes determine which functions are disabled and whetherconfiguration and calibration parameters are write-protected. Thefollowing functions can be disabled:• Flowmeterzeroing using digital Communications• Flowmeterzeroing using the zero button and, if the íransmitter has a

display, the Scroll and Reset knobs• Toíalizer reset, with flow, using digital Communications• Totalizer reset, with flow, using the Scroll and Reset knobs, if thetransmitter has a display

• Totalizer control, with zero flow, using digital Communications• Totalizer control, with zero flow, using the Scroll and Reset knobs, if thetransmitter has a display

• Ability to change configuration or calibration factors

Table 2-1 lists trie parameters íhat are write-protected and functions thatare disabled for each security mode. Security modes 1 through 7 areenterad immediately when switches 1 through 3 are set.

For inforrnation about securiíy mode 8, see pages 6 through 8.

O

Figure 2-2. Switches

OFFOFFOFF

STD COM

4-20

4-20

DWNSCLOPÉRATE

Id]2 di31 14IZZ!51 1

6d]7 disd9 di10dl

SEGURE 1SEGURE 2SEGURE 3

USER DEF

0-20 PR10-20 SECUPSCALECONFIG

Switches 1 through 10 at leftare shown in the OFF position.

S1

RFT9739 Field-Mount Transmitter instruction Manual

Getting Started continuad

Table 2-1. Security modes

Switch settings

Switch 1Switch 2Switch 3

Mode1

OFFOFFOFF

Mode2

OFFOFFON

Mode3

OFFONOFF

Mode4

OFFONON

Mode5

ONOFFOFF

Mode6

ONOFFON

Mode7

ONONOFF

Mode8*

ONONON

Function/ Performed Mode Mode Mode Mode Mode Mode Mode Modeparameter with 1 2 3 4 5 6 7 8

Flowmeter Zero button orzeroing Reset knob

HART orModbus

Totalizer Scroll andcontrol, Reset knobs

nüfluw HARTorModbus

Totalizar Scroll andcontrol, Reset knobswaiinow HARTor

Modbus

Confíguraüon andcalibration parameters

Disabled

Disabled

Disabled

Disabled

Disabled

Disabled

Disabled

Disabled

Write-p rotéete d

Disabled

Disabled

Disabled

Disabled

Disabled

Write-protected

Disabled

Disabled

Disabled

Disabled

Disabled

Disabled

Write-protected

Disabled

Disabled

Disabled

Disabled

Write-protected

Disabled

Disabled

Disabled

Disabled

Wríte-proíected

Disabled

Disabled

Disabled

Disabled

Write-protected

'Changing the settings ofswitches 7, 2,security mode 8, see pages 6 through

and 3 does not immediately implement securíty mode 8. For more ¡nformatíon about8.

Security mode 8 When transmitter security is set for mode 8, the íransmitter meetssecurity requirements for custody transfer described ¡n National Insíituteof Standards and Technology (N1ST) Handbook 44.

Once the transmitter is configurad for security mode 8, the securiíymode cannot be changed unless a masíer reset ¡s performed. A masterreset causes all configuraron parameters ío return to their defaultvalúes, and requíres complete characterization and reconfigurationofthe transmitter.

If íhe user attempts to enter a new security mode or change thetransmitter configuraíion after entering security mode 8:• Internal totalizers stop counting• The frequency/pulse output goes to O Hz• mA outputs go to 4 mA• The optional display reads, "SECURITY BREACH; SENSOR OK"• Custody transfer event registers record changes made to definedconfiguration and calibration parameters. (For a listoftheseparameters, see Table 6-2, page 56.)

The security breach continúes, and totalizers and outputs remaíninactive, until the íransmitter is reconfigured for security mode 8, or untila master reset has been performed. Custody transfer event registers arenot affected by a master reset.• For information about event registers, see Section 6.3, page 56.• To perform a master reset, see instrucíions in Section 7.7, page 74.

RFT9739 Field-Mount Transmitter Instruction Manual

Getting Started continuad

CD(D

sr

Miliiamp output trim, milliamp output test, and frequency/pulse outputtest procedures cannot be performed after security mode 8 is entered.Befare enteríng security mode 8, perform milliamp trim and/or testprocedures, ífnecessary, as describedin anyofthefollowing manuals or¡n AMS on-line help:• Using the HART Communicator with Micro Motion Transmitters• Usíng ProLink Software with Micro Motion Transmitters• Using Modbus Proíocol with Micro Motion Transmitters

To enter security mode 8:1. Note íhe positíon of switch 5.2. Set switch 10 to the ON position. The diagnostic LED on the

transmitter electronics module flashes on 3 times and pauses, whích¡ndicates the transmitter ¡s in the configuraííon mode. ; .

3. Set switches 1, 2, and 3 to the ON position. , _4. Set switches 4, 5, and 6 to the OFF position. - °5. Lócate the ZERO button on the transmitter electronics module. : g,6. Press and hold the ZERO button for five seconds. The diagnostic LED ; ¿

will remain on for two to three seconds to indícate security mode 8 :

has been entered.7. Reset switch 5 to the desired position (as noted ¡n Step 1).8. Reset switch 10 to the OFF (OPÉRATE) position. The diagnostic LED

flashes on once per second (25% on, 75% off), which indicates the -gtransmitter is in the normal operating mode. g> §

9. Leave switches 1, 2, and 3 in the ON position to remain in security 5? 7mode 8. S £

<-a-•"E.

To verífy the transmitter is in security mode 8: 5'^• If the transmitter has a display, use the Scroll knob to scroll íhrough i.

process variable screens to event register screens. If event registerscreens appear, the transmitter is in security mode 8. For moreinformation about using the Scroll knob and transmitter display, seeSection 6.2, page 51.

• If the transmitter does not have a display: =1. Configure the transmitter. "c2. Wait until the diagnostic LED blinks ON once per second. 53. Move switch 1, 2, or 3 to the OFF position. |-4. If the diagnostic LED blinks ON 4 times per second, the transmitter ^

is in security mode 8.

o

RFT9739 Field-Mounl Transmitter Instruction Manual

Transmitter Mounting

3.1 General guidelinesfransmiterf 9U¡de'ineS ¡nSta"in9 neld-™unt RFT9739

Lócate the transmitter where it ¡s accessible for service and calibration

1 the transmitter ¡n a iocatí°n '' ÍSS feef• Lócate the transmitter where íhe ambient temperaíure remainsbetween-22 and 131°F (-30 and 55°C). lf the transmitterhas adisplay, the display might become difficult to read below 14°F (-10°C)

• Mount the transmitter to a stable, fíat surface or instrument pole.• The cover of the transmitter housing requires 1 1 Vz inches (292 mm)clearance for removal. If íhe transmitter has a display, the coverrequires 133/16 ¡nches (335 mm) clearance.

The base of the transmitter has three %-inch NPT female conduitopenings (see Figure 3-1, next page), which must remain sealed tokeep the transmitter watertight.

A CAUTIONFailure to seal transmitter housing could cause ashort circuit, which would result in measurement errororflowmeter failure.

To avoid risk of condensaron orexcessive moistureentering íhe íransmitter housing, fully sea! all conduiiopenings when insíalling the transmitíer.

• Install conduit that allows a complete seal with íhe conduit openings.• lf possible, orient the transmitter with its conduit openings pointed

downward. lf this is not possible, seal the conduit to preventcondensation and other moisture from entering the housing.

• To comply wiíh CENELEC siandards for hazardous área ¡nstallations in

- Use cable glands or conduit fittings rated flameproof for EEx d IICáreas and ceríified by an auíhorized test station. Flameproof glandssupplied by Micro Motion meeíthese requirements.

- Conduit openings that are not used should be sealed with blankmgpiugs of type PLG 2.

- Forinstallation in a nonhazardous área, cable glands or conduitfittinqs that do not carry a flameproof rating are acceptable.

. lf the transmitter has a display, the display will be right-side-up only ,fthe transmitter is oriented with its conduit openings pointed downward.

o

RFT9739 Field-Mount TransmUter Instruction Manual11

Transmitíer Mounríng contínued

3L2 Mountíng to a wall Follow íhese guídeJines and refer ío Figure 3-1 ío mouní the íransm/ríerío a walí or oíher fíat, rígíd surface.• Use four 5/16-inch díameíer (or M8) bofís and nuís ío rnouní íheíransmííterío a wall oroíherflat, rígíd surface. Use boiís and nuts thatcan wiíhsíand íhe process envíronmení. Micro Mofíon does noí suppiybolís or nuís (such bolís and nuís are available as an optíon).

• To mínimize stress on the housíng, secure all fourmounting bolts ío íhesame sírucíure, whích should be fíat and should noí víbraíe ormoveexcessiveiy. Do not secure bolts ío sepárate gírders, beams, or walistuds, which can move independeníly.

¡Figure 3-1. RFT9739 dimensions

\Dimensions in

4X0

Optíonaldisplay

Sensor cablewiring conduit

2>í 5/l6"-l8U-boltfor2-¡nchpipe

Outputwinngconduit

power-supplywiring conduit

Transmitter Mounting continuad

3.3 Mounting to an ¡nstrumenípole

Follow these guidelines and refer to Figure 3-2 to mount the transmitterto an instrument pole:• Use two 5/16-inch U-bolts for2-Ínch pipe, and four matching nuts, to

mount the transmitter to a rigid instrument pole. Use U-bolts and nuísthat can withstand the process environment. Micro Motion does notsupply U-bolts or nuts.

• The instrument pole should extend at least 12 inches (305 mm) from arigid base, and be no more than 2 inches (50.8 mm) in diameter.

Figure 3-2. Instrument-poie maunting

Dímensions in '"c/jef(mm)

2-inch pipe

Output wiringconduit

2X 5/16M8U-bo!tfor 2-inch pipe

Power-supplywiring conduit

cr-oo

O

-aMi'*(D <

occr

RFT9739 Field-Mounl Transmitter ínstruction Manual 13

CECU

Power-Supply and Sensor Wiring continued

Figure 4-3.Power-supply wiringtermináis

Equipmentground

Power-supply conduit opening

Equipmentground

Transmítterpower rating85-250 VAC 50/60 Hz12-30 VDC

Terminallabels

L+

N-

Ü3ÍD

(Q

t&t r*—SW r* frí• -< =:: -r.

t¿ 2Vv>. or',V,a; ,

GroundingA WARNING

Failure to comply with requírements for intrinsicsafety in a hazardous área could result in anexplosión.

• The íransmiíter must be properly grounded.• Follow ihe insíructions below ío ground the íransmitíer.• For hazardous área installations in Europe, referió

standard EN 60079-14 ¡f national síandards do not apply.

To ensure propergrounding:• Ifthe installaíion mustcomply with UL, CSA, orSAA standards, refertothe instructions in one of the following Micro Motion documents:- UL-D-ÍS Installatton ¡nstructions- CSA-D-IS Instaüation Instructions- SAA-D-IS ¡nstaüation Instructíons

• In most installatíons, install groundíng as illustrated in Figure 4-4a(next page).

• For installations in Europe, and ío comply with CENELEC standards,install groundíng as iliustrated in Figure 4-4b (next page).

• To achieve potential equalization and comply with CENELECstandards for hazardous área installations in Europe, the RFT9739external ground terminal (see Figure 4-4b) should be connected to theappropriate ground termináis within the hazardous área, using apotential equalízíng line.

o

Occr

RFT9739 Field-Mount Transmítter ¡nstruction Manual 19

DO

OulputWiríng continuad

5-9 RS-485 multidrop network The RFT9739 can be configurad to communícate forany one of thefollowing options:• HART protocol overthe RS-485 standard• HART protocol overthe Bell 202 standard• Modbus protocol overthe RS-485 standard• Modbus protocol overthe RS-485 standard and HART protocol overthe Bell 202 standard

For Communications configuraron ínstructions, see "Communicationsettíngs," page 9. For Bell 202 network wiring, see Section 5,10,page 48.

Múltiple transmitters can particípate in an RS-485 multidrop network thatuses HART or Modbus protocol.• Under HART protocol, an almost unlímited number of transmitters can

particípate in the network. Each transmitter must have a unique tagñame. If polling addresses are used, up to 16 transmitters can haveunique poliing addresses from O to 15.

• Under Modbus protocol, up to 247 transmítters can particípate ¡n thenetwork. Each transmitter must have a unique polling address from1 to 247.

To connect the transmitter to an RS-485 network, use RFT9739termináis 27 and 26. Figure 5-22 shows how to connect one RFT9739or múltiple RFT9739 transmitters ío a host controller for RS-485 serialcommunication,• Install twisted-pair, shielded cable, consisting of 24 AWG (0.25 mm2) or

larger wire, between the RFT9739 and an RS-485 communicationdevice. Máximum cable [ength is 4000 feet (1200 meters).

• Some installations require a 120-ohm, 1/2-watt resistor at both ends ofthe network cable to reduce eléctrica! reflections.

For Information on communication protocol requirements for¡mplementing an RS-485 network, phone the Micro Motion CustomerService Department:• In the U.S.A., phone 1-800-522-6277, 24 hours• Outside the U.S.A., phone 303-530-8400, 24 hours• In Europe, phone +31 (0) 318 549 443• In Asia, phone 65-770-8155

03ÍD

EQ

O

£o.c

RFT9739 Field-Mount Transmitter Instruction Manual 47

Output Wlríng, continuad

Figure' 5-22. RS.-485 wiring

One RFT9T39 ara host controlle

idr

Host Acontroller B

¿See note Seenotei27

26RFT9739

Múltiple RFT9739s andn host controller

HOSt A

controller BíSee note

27 26

RFT9739

uSeenoieJ " RFT9739

27 26

RFT9739

For long-distance communication, or if noise from an external source interferes wiíh thesignal, install 120-ohm Vá-watt resistors across termináis of both end devices.

5.10 Bell 202 multidropnetwork

The RFT9739 can be configured to communicate forany one of thefollowing options:• HART protocol overthe RS-485 standard• HART protocol overthe Bell 202 standard• Modbus protocol over the RS-485 standard• Modbus protocol overthe RS-485 standard and HART proíocol overthe Bell 202 standard

For Communications configuraron ínstructions, see "Communicaíionsettings," page 9. For RS-485 network wiring, see Section 5.9, page 47.

Devices in a Bell 202 multidrop network communicate by sending andreceivíng signáis to and from one another. HART protocol supports up to15 transmitters in a Bell 202 multidrop network. The actual máximumnumber depends upon the type of transmitters, the method ofinstallation, and other external factors. Oiher Rosemount SMARTFAMILY íransmitíers can aíso particípate in a HART-compatible network.• A Bell 202 multidrop network uses twisted-pairwire, and allows only

digital communication. Digital communication requires a sample rate of2 to 31 seconds at 1200 baud.

• A HART Communicator or other HART-compatible control system cancommunicate with any device in the network overthe same 2-wire paír.

Using múltiple transmitters in a HART-compatible network requiresassigning a unique address from 1 to 15 io each transmítter.• Assigning an address of 1 to 15 to the transmitter causes the primary

mA ouíput to remain ai a constant 4 mA level.• The primary mA output must produce a 4-20 mA curreni for the Bell

202 physical layer. The Bell 202 layer will not work with the primary mAoutput configured as a 0-20 mA output when íhe current output isOmA.

48 RFT9739 Field-Mount Transmitter Insiruction Manual

Startup continued

Communication Switch 5 on the transmitter electronics module allows the userto selectconfiguration mode the standard communication configuration orestabüsh a user-defined

configuration. The communication configuration mode allows the user toconfigure the transmitter's digital output using the dispiay and the Scrolland Reset knobs.• If switch 5 is ¡n the USER DEFINED posltion (see Section 2,3,

page 5), enterthe communication configuration mode from anyprocess variable screen by rotating and holding the Scroll knob, thenrotating the Reset knob. In the communication configuration mode,"M1", "M2", or"M3" appears in the upperleft córner of the screen.

• For RFT9739 software versions 3.6 and later, ¡f switch 5 is in the STDCOMM position, an error message wiil be displayed if an attempt ¡smade to change the communication configuration using the RFT9739dispiay controls,

• Hardware switches can also be used for configuring the transmitter'sdigitai communication output. For more infbrmation about usinghardware switches, see Section 2.3, page 5.

M1 — Baud rateTo set íhe baud rate:

1. Roíate and reléase the Scroll knob to view each baud rate option.Choosefrom 1200, 2400, 4800, 9600, 19200, or 38400 baud.

2. Rotate and hold the Reset knob to seiect the displayed baud rate.Reléase the Reset knob when the dispiay stops flashing.

3. When the seiected baud rate flashes agaín, rotate and reléase theReset knob to move to the M2 screen.

M2 — S=Stop bits, P=ParityTo set the stop bits and parity:

1. Rotate and reléase the Scroli knob to view each stop bit (S) option.Choose 1 stop bit or 2 stop bits.

2. Roíate and hoid the Reset knob to select the displayed stop bit.Reléase the Reset knob when the dispiay stops flashing.

3. When the seiected stop bit flashes again, rotate and reléase theReset knob to move ío fhe parity (P) options.

4. Roíaíe and reléase íhe Scroll knob to view each pariíy (P) option.Choose from odd pariíy (O), even parity (E), or no parity (N). HARTprotocol requíres odd parity; Modbus protocoí requires odd parity,even parity, or no parity, depending on íhe host controller.

5. Rotate and hold the Reset knob to select the displayed parity.Reléase the Reset knob when the dispiay stops flashing.

6. When the selecíed parity flashes again, rotate the Reseí knob tomove to the M3 screen.

54 RFT9739 Fleld-Mount Transmitter Instructíon Manual

Troubíeshooting contínued

Foliow these general guidelines when troubíeshooting a Micro Motionflowmeter:• Before beginning the diagnostic process, become familiar with thisinstruction manual and with the instructíon manual forthe sensor.

• Whife troubíeshooting aprobiem, leave the sensor ¡n place, rf possible.Problems often nesultfrpm the specifíc enyironment tn Which thesensor operates.

• Cheok ají signáis under both flow and no-ffpw conditions. Thisprocedure will minimize the possibility of overlooking some causes orsymptoms.

7.2 Transmitter diagnostictools

In some situatíons, troubíeshooting requires use of the transmítter'sdiagnostic tools, whích incíude the diagnostic LED, diagnosticmessages, and fault output levéis. The diagnostic LED andcommunicator hookup loops are shown in Figure 7-1.

Diagnostic LEO Table 7-1 describes the transmitter operating conditions indicated by thediagnostic LED.

Table 7-1.Condiíions indicated bydiagnostic LEO

Diagnostic LED does this:Blinks ON once per second(25% ON, 75% PFF)Remains ÓÑ continuously

ConditíonNormal operation

Startüp and initíalization, zero in progressBlinks ON three times, then OFFfor 1 second

Communication configuration mode(switchl O inON posítion) •

Blinks OFF once per second(75%'ON, 25%OFF)

S|yg flow {density belpw or aboye user-defined limits)

Bíínks ON 4 times perseppqd Fault conditipn

Figure 7-1.Diagnostic LED andcommunicator loops

Diagnostic LED

Communicator ho.okup loops

64 RFT9739 Field-Mount Transmitter Instrucfion Manual

ANEXO B

CONFIGURACIN DELTRANSMISOR MICRO MS4

MEDIDOR DE FLUJO GASEOSODE DYNAMIC FLOW

COMPUTERS

Dy n amícFI uid_M_ea_s_urefjient MicroMS4_Gas-Manual QuickStart •— 1-12

INPUT/OUTPUT: Assigning and Ranging Inputs

Input/Output AssicjnmentWe will now configure your MicroMS4 Flow Computer's inputs and outputs. The flow computar allowstheuser to configure the inputs and outputs. (I.e. Analog#l is pressure for Meter #í). The flow computerdoes not use unassigned inputs.

How to assign a transmitter to an J/O point:

1 CHck "Configure Device", confíguration menú is prompted

2 On confíguration menú, click "Input Assignment"

3 Enter assignments for DP, temperature,, pressure., density and spare inpuís.

4 Assignment (1-rj). Assignments 1-4 are analog inputs attached to terminal of the backpanel. These inputs accept 4-20mA or 1-5 volts input and are suitable for temperature,pressure, densiíy, or spare inputs. An assignment 5 is strictly RTD (temperature) input onlyfor the meter, densitometer or spare. Assignment 7 indicates a density frequency input; it isassigned automatically once you choose Uve density frequency input in the setup menú atdensity type Assignment 10 (module 1) is for Rosemount multi-variable module only. DP,pressure, and temperature for the meter can be assigned. When a frequency type primaryelement is hooked to the flow computer, the Multi Variable pressure and temperature can beused and the DP becomes a spare input that could be assigned for strainer differential.

MÍcroMS4 Gas Manual ' Quick Start — 1-1

Ranginq the Transmitter Inputs:I'. Enter the range valúes for analog inputs: after assigníng the analog inputs, click square

box next to the assignment to scale the 4-20mA. Enter the valué at @ 4mA and @ 2 OmA.Enter both valúes similar to the way the transmitter is ranged. 1-5 volts are equivalent to 4-20mA. Enter the 1 Volt valué at the 4mA, and 5 Volt valué at 20mA. When the MultiVariable is used the 4-20 ma scale has no effect on anything and does not need to beconfígured for that input. The reason is simply that the flow computer gets the data vía digitalcommunication from the transmitter in engineering units, and therefore a scale ís not needed.Normal pressure range is 0-3626, temperature -40 to 1200, DP -250 to 250, or-830 to 830inches of water.

2. Enter the high and )ow limits: high limits and low limits are simply the alarm points inwhich you would Hke the flow computer to flag as an alarm condition. Enter these valúeswith respect to the upper and lower range conditions. Try to avoid creating alarm log whenconditions are normal. For example: If the line condition for the pressure is between O to 500PSIG. Then you should program less than zero for low-pressure alarm, and 500 or more forhigh-pressure alarm. High limits are also used in the SCALE for the Modbus variables. Thehigh limít is equivalent to 32767 or 4095. The low limit is not used for calculating the scale.The scale starts at zero to wherever the high limit valué.

3. Set up the faü code: Mairrtenance and Failure Code valúes tell the flow computerto use a default valué in the event the transmitter fails. The default valué ís stored inMaintenance. There are three outcomes: the transmitter valué is always used, no marterwhat (Failure Code = 0); the Maintenance valué is always used, no matter what(Failure Code - 1); and the Maintenance valué is used only when the transmitter*svalué indicates that the transmitter has temporarily failed (Failiare Code = 2).

RTD inputswill skip 4-20 mA assignmentbecause RTD is a ra\ signal of 50n(ohms) to 1560. Readingsbeyond that range require a 4-20 mA signal to the flow computer or using the built in Rosemount MultiVariable transmitter. The Rosemount Multivariable has a range of—40-1200 degrees Fahrenheit.Density coeffícients for raw frequency inpuís are programmed in this menú. The menú will only showparameters relevant to the live density selected (i.e., Solartron or UGC, etc.).

Qynamíc FluLl_M_easurement _MÍ£¿pM54 Gas Manual Qulck Start — 1-14

WIRING:Wiring ío the fiow computer is very straightfonvard and simple. But still it is very important to get familiarwíth the wiring díagram.

Wirínq the ana/oc? ¡nputs:Typical wiring for analog input I shown in the drawing. Analog inputs 3 and 4 are to the left of analog 1and 2 separated by the RTD excitation. Note that the analog input has only one common return that is the -Ve signal of power supply powering the transmitters.

When wiring 1-5 volts, makesure to calíbrate the flow computer for the 1-5 volt signal because the flowcomputer calibration defaults for the 4-20 ma, which is different from the 1-5 volts. JP2 must be removedfor 1-5 volt inputs. Thejumpers for analog 1-4 are in order from right to left. It ¡s possible to remove thefirst two jumpers for analog 1 & 2 in for 1-5 volts signal and have analog in 3 & 4 as 4-20 mA signal.Signal line impedance provided by our flow computer is 250Q.

Analog [nputs are loop powerecf. They require ils own powersupply. The same CPU pov/er supply can be used if il is FlUered.JP2: It must be installed íor 4-20 mA Inputs. When it is removed

Ihe analog inpul is used as 1 to 2.5 Volts Input. JP2 consists oí 4tinte, each link corresponds lo one analog inpui. (See JP2 Deíail)

JP3: fí is RTD Excitation & should nevar be installetí whenAnalog 3 a 4 are used as Analoo Inputs.

JP2

JP2 Detall

NOTE: The 4-20mA or 1-5 volt DOES NOTsource power to the transmitters. You can usethe DC power feedíng the flow computer to power the 4~20mA loops IF thatpower supply is FILTERED.

Manual Quick Star t— 1-15

RTDl OOn platinum can be used; a temperature range of-43°F to +300°F can be measured. RTD is to the left

of analog in ] &2. The RTD excitation jumper has to be installed for the RTD to function. In the figurebelow, notice that the RTD requires a three wire connections. Internal excitation current source generatedis in the micro AMP range.

RTD WiringCase 1: Connectíng RTD directly into Main Soard

- Boíh junipers 3 & 4 in JP2mustbe removed.

-JP3 Musí be installed.- If usina 4-Vtfre RTD lie the two

returns togelher and wire as 3-WíreRTD.

- This wirlng ís used only whenconnecííng to maln board instead oí

Mullivarfable.

Case 2: Connectíng RTD 1o Mulüvariabíe

Multivaríabie's RTDConnection.

- To connecí RTD into Multivariable simplypíug the specially provided RTD cable inthe RTD terminal.- No additional connection required.

RTD can be wired to multi-variable directly through specially provided cable. This wiring diagramdescribes wiring directly into the flow computer and not into the multi-variable.

5y.oa.rnic FI u i d , M e a s u re m e n t MicroMS4_GasJvlanitaL Quick Start — 1-16

Wiring analoq output:Wiring diagram shows typical Analog output wiríng. Notice that analog outputs will regúlate 4-20 mAcurrent loops but DOES NOT source the power for It. Extemal power is required.

Analog Outpuí Wiring

24 Voiísízxtenisl

ASSIGNING/RANGING THE 4-20MA ANALOG OUTPUTS:Go to the I/O asslgnment main menú and click Analog Output Assignment. A selection menúis prompted. Select the analog output number, and then enter what the 4 mA output will indícate and the20 mA. Make sure that the 20 mA assígnment valué exceeds the upper range Iimit of what you assignedthe Analog output for, othenvise the analog output will not update beyond 20 mA.

Dynamic FluÍd_M.eagjjremeni_ _M!croMS4_6as-.MapuaL Quick Start — 1-17

Additional analoq outputs or analoq inputs - Board Installation

Componen ts Noodod: ri-n

- Extra Analog Bosrd LJVJ-1/¿" Siand-off (Figure D) la

-1/4 Nut Screwdriver Roure D

Proco dure:

1. Remove power from the Main board.

2. Remove nutírorn the Main Bosrd (See AJ

and InstaI11/4" Stand Qffín ií's place.3. P!ug Analog board lo the Main Board

(Usíng Connector B)

3. Not& thal the Anaiog board connector has

10 pins whíle Ihe Main boartíconnecíor has

12 pins. The bolomb/.-o are MOTconnecled(See C).

4. Place the nut removed on step 2 on the

seand-off (A) iosecure analog board.

5. For'.víring oí exíra Analogs referto specific

{Aniog Iput or Analog Outptil).

-Quíck-Siart —. 1-1 fl

Back Panel - Additional Analog Outputs

Additional analog output board is required for toree additional analog outputs.

BACK: PANEL - Wiíh extra Anaíog Out board

MínrnMS4- fias Manual

Back Panel - Additíonal Analog Inputs

Additional analog input board is required for five additíonal analog inputs.

BACK. PANEL - Wílh Extra Analog tn '.Board

AíkJíüoo&í Aoatog ínpuís are

_Quick_3íarL:

Turbine input wiríngGo to view main menú, click turbine under Wiring Drawings. Two drawíngs above each other willshow typical wiríng for turbine meter 1 and turbine meter 2. When dual pick ups from the same turbine areconnected, use the inputs for turbine 1 for pickup 1 and turbine 2 for the second pickup coil. Whenconnecting sine wave directly from. the pickup coil make sure the distance from the pickup coil to the ñowcomputer is very short-less than 50feetwithshielded cable. Iníhe evení there is presence ofnoise, thedistance must be shortened. When connecting sine wave signal, the JP4 jumper for meter 1 must not beinstalled and JP5 jumper for meter 2 must not be installed. (JP4 and JP5 must be offwhen iising sinewave). On the other hand, when using square wave, the square wave signal can be sinusoidal but has to beabove 5 volts peak to peak with less than 0.4 volts offset in order for the flow computer to read it. The JP4jumper for meter 1 must be installed and JP5 jumper formeter 2 must be installed.

Note: When connecting square wave input, the JP4 and JP5 connect the turbine return to theflow computerpower retum. Therefore, signal polaríty is very ímporíant. Reverse polarítycould result in some damageor power loss. When sine wave is used the signal polaríty ¡susuatly ofno sígnifícance.

Tlie turbine input is on the top of terminal P3 The third pin down from the íop is Turbine/PD input 2 plusand below it is Turbine 2 minus. The íhird frequency input (fífth pin down) has íhe positive input and thenegative is the power input ground. If a different power supply is used to power the densitometer then thepower return for that input needs to be connecíed to the Micro MY power ground.

.pynamitl Quink Start — 1-71

RS-232 conneciion:The RS-232 is located on the left terminal bJock. The third, .fourth, fifth, and sixth pms of the RS232 belowthe power input The RS-232 RTS pin can be used for printing reports or shares common pin with theregular RS232 port.

Note: Twisted shielded cable ¡s required.

WARNING; When the RS-232 terminal is used with a modem, externa! protectíon on the phone Uneis required. Jumper DTR to DSR, RTS to CTS, and dísable software handshake on themodem RS232 connection

Dynac ucsmeoL _M i croMS4J-Las_M anual.

RS-485:RS-485 wiríngis shownínthe wiring díagramunder RS-485. Two Rs4S5 cbannels are avaílableforModbus communicaíion or as a master to other slave devices. Le. gas G.C., external Modbus slave devícesand íoken passing ring. The máximum dísiance when 18-gauge wire is used is 4000 feet

Note: Twisted shielded cable is requíred.

es-ês

WARNING: When the RS-485 terminal is used, external transientprotection and optical isolation is required, especlally forlongdistance wiring.

ANEXO C

INSTRUCCIONES PARAMONTAJE DEL CONVERTIDOR

ADAM 4570 DE RS-232/485/422A ETHERNET

In this chapter, you will be given an overview of theADAM-4570/ADAM-4571/EDG-4504 hardware installationprocederes. As mentioned in the previous chapter, theADAM-4570/ADAM-4571/EDG-4504 comes ready for alliietwork connections, including Ethernet, and RS-232/422/485portconnections.

We begin this chapter with a brief showing the installationprocedure. You can take flow chart for reference.

No

No

No

No

No

Connecí the Hardware (Ch2.2)

Install DriverS coniigurationutílity lo PC

(Ch3.1)

Search all producísby confíguratíon utility

(Ch3.2.1)

Complete all setlingsand IP address on PC

(Ch3.2.2J

(Ch3.3.1)

Sel up every serial poriby port mapping utility

(Ch3.4)

Clíck test button (Ch3.4.1)

Connect cable ío serial ports (Ch2.2.4)

Installation Complete

Execute Devices ulilily (Ch4)

Fi%itre2-l Iwstallation Flow Chart

10 ADAM-4570/ADAM-4571/EDG-4504 User>s Manual

2.1 Understanding the ADAM-4570/ADAM-4571/EDG-4504

The ADAM-4570/ADAM-4571/EDG-4504 is an advanceddata gateway unit. It extends traditional COM ports of a PCwifh access over a TCP/IP network. Through networking, youcan control and monitor remote serial devices either over a LANor over the WAN.

Since the ADAM-4570/ADAM-457l/EDG-4504 is connectedthrough a TCPIP network, you will need to know some basicfacts about networking in order to get the server hooked upcorrecüy.

2.1.1 Network Architectur e

Traditional serial port communication uses a COM port boardthat sudes into one of the slots at the back of your PC. In thiscase, only the computer containing the board can access theserial port. With the ADAM-4570/ADAM-457 l/EDG-4504,you are now able to access the COM port from a distance throughlocal área network. The ADAM-457O/ADAM-457l/EDG-4504 can be integrated within the network architecture of anyprotocol. Note, all serial devices which are connected to theport must have the same protocol ranning and the same trans-mission speed. Connect devices running differentprotocols todifferentportsoftheADAM-4570/ADAM-4571/EDG-4504.

Chapter 2 Getting Started 11

The following illustration shows the network architecture as be-low:

PC PC

Elhernet

Bar codeReader

ADAM-5000/485

Figure 2-2 Net\vorkArchitectitre(l)

PC

Ethernet

ADAM-4570

ADAM-4000

Huí)

ADAM-4571

PC

ADAM-4570 £~"

Modem Robot PLCBar codeReader

Hub

, EDG-4504

PLCADAM-5510

Figure 2-3 Network Architecíwe(2)

12ADAM-4570/ADAM-4571/EDG-4504 User's Manual

2.1.2 Top/Front/RearView

2.1.2.1 ADAM-4570

There are five network status LEDs located on the top panel ofADAM-4570, each.with its own specific function.

LED

Status/Power

Speed/Link

Tx/Rx(Ethernet)

Tx/Rx (portl)

Tx/Rx (port2)

Color

Red

Green

Red

Green

Red

Green

Red

Green

Red

Green

Status

ON

OFF

ON

OFF

ON

OFF

ON

OFF

ON

OFF

ON

OFF

ON

OFF

ON

OFF

ON

OFF

ON

OFF

Description

Heartbeat (1 time/sec)

Not working

Power ON

Power OFF

100 Mbps speed

10 Mbps speed

Valid network Irnk

Invalid net\vork link

Ethernet data being transmitted

No data being transmitíed

Data being received

No Data being received

Serial port data being transmitted

No data being received

Data being received


Data being transmitted

No data being transmitted

Data being received


Table 2-7 ADAM-4570 LED Defmition


70.00

Figure 2-4 ADAM-4570—Top Panel

60.00

R35.00 v .

52,00

Figure 2-5 ADÁM-4570—Frortt Panel

56.00—H\ 2-6 ADAM-4570—Back Panel

14 ADAM-4570/ADAM-4571/EDG-4504 User >s Manual

2.1.3 Stickers

Ifyouforgottiie ff addresses of specific ADAM-4570/ADAM-4571/EDG-4504s or where the host PC is mapped to theADAM-4570 port, we have provided fíve stickers for yon tonote the IP addresses and place in a secure location. For ex-ample,

172.20.20.5: The IP address of specific ADAM-4570

160.59.20.89: The IP address of the specific host PC mappedto this port.

IP address: 172.20.20.5

Port 1: i6o.59.2o.89 Port2:


2.2 Connectmg the Hardware

Next, we will explain how to fínd a proper location for yourEDG COMPort series, and then explain how to connect to thenetwork, hookup the power cable, and connect to the ADAM-4570/ADAM-4571/EDG-4504ís serial port.

Note: Before you install ADAM-4570/ADAM-4571/EDG-4504, you can install other communicaíion cards fírst.

2.2.1 Choosing a Location

2.2.1.1 ADAM-4570/4571

Due to its versatility an.d innovative design, the ADAM-4570/ADAM-4571canbe:

• fíxed toa panel mount

• fíxed toa DIN" Rail.

• PiggybackStack

20 ÁDAM-4570/ADAM-4571/EDG-45Q4 User's Manual

Panel Mounting

The ADAM-4570/ADAM-4571 can be attached to a wall us-ingthe included metal brackets. Each bracket comes with fourscrews; fírst attachthe brackets to the bottom of the ADAM-4570/ADAM-4571. Next, screw each bracket to a wall.

Figure 2-13 Panel Mounting


DIN Rail Mounting

You canmounttheADAM-4570/ADAM-4571 on a standardDIN Rail. First, usingtwo screws, attach the metal píate to theDIN Rail bracket. Because the screw heads are beveled, thetops of the screws will be flush with the metal píate. Din RailMounting Brackets—Orientation of Metal Plates

You can now screw the metal píate with the DIN rail bracketassembly to the bottom of the server is a more convenient way.Next, use the remaining screws to put the metal píate on thebottom of the ADAM-4570/AD AM-4571.

Figure 2-14 Din Rail Mounting

22 ADAM-4570/ADAM-4571/EDG-4504 User'sManual

Piggyback Stack

ADAM-4570/ADAM-4571 can be stacked as seen in the fig-ure bel o w.

Figure2-15 Piggyback Stack


2.2.3 Power Connection

You-shouldtake the following steps to connect ADAM-4570/ADAM-4571/EDG-4504 power.

1. Connect the power cable to 2-pin connector

2. Connect power cable to power adapter

RS-232/422/485

GND

+H H-10 ~ 30 V«

Figure 2-19 Power Connection for ADAM-4570/457J

LLL

H -10-30V_

Figure 2-20 Power Connection for EDG-4504

If fhe ADAM-4570/ADAM-457 l/EDG-4504 is worldng prop-erly, the green power LED will light up , indicating that theADAM-4570/ADAM-4571/EDG-4504 is receivmg power.Furfhermore, the ADAM-4570/ADAM-457 l/EDG-4504 pro-vides surge protection to protect it from being damaged by over-voltage, a 34V surge protection is added to the power end andan 18V surge protection is for the RS-422/485 end.

26 ADAM-4570/ADAM-4571/EDG-4504 User's Manual

2.2.4 Serial Connection

2.2.4.1 ADAM-4570/4571

Themodel of the ADAM-4570/4571 thatyoupurchasedhasRJ-48 serial ports on the bottom of module. Depending on yourserial device and serial interfaces, there are two options:

l.For an RS-232/422/485 port you may use a RJ-48 toDB-9 cable which we supply to connect your serial device tothe ADAM-4570/4571. Simply plug one end of the cableinto the jack, and plug the other end into the serial port jackon your serial device.

2. Refer to the following table for detaüs on serial cable RJ-48 toDB~9pinouts.

RJ-45ADAM-4570 RJ-48 to DB-9 (male) DB-9 (female) PLC

ADAM-5000

Figure 2-21 Serial Connection for ADAM-4570/4571


RJ-48

; J?:GST Mame

RJ-48

DCD

1

RX

2

XX

3

DTR

4

GND

5

DSR

6

RTS

7

CTS

8

RI

9

DB-9

DCD

RX

TX

DTR

GND

O1 io

O2

^ 7OO 3

X 8°O"-, "O

DSR

RTS

CTS

Rlo&

RS-232

DATA-

DATA+

GND

RS-485

TX-

TX+

GND

RX+

RX-

RS-422

28 ADAM-4570/ADAM-4571/EDG-4504 User's Manual

MÍH• i.

••

ANEXO D

INSTALACIÓN DE MATRIKONOPC SERVER FOR SCADA

MODBUS

Installing SCADA Modbus OPC Server

Chapter2Cettíng Started

This chapter guides you through the process of setting up a SCADA Modbus OPC Serverfor real-tirne data access. These instructions, which describe both how to install SCADAModbiis OPC Server and how to actívate your software lácense, must be followed carefullyto ensure a successful and trouble-free installation.The foilowing topics are covered in this chapter:

Tnstalling SCADA Modbus OPC ServerActívating Your SCADA Modbus OPC Server Software License

Installing SCADA Modbus OPC ServerThis chapter describes the jnstallatíon of SCADA Modbus OPC Server software.To install SCADA Modb^ls OPC Serven1 Insert the SCADA Modbus OPC Server CD into your CD drive.2 Tf the Matrikon Welcome dlalog box (Figure 2-2) does not appear automatically,

double-clíck the MatrikonOPCSCADAModbus . exe file.The Matrikon Welcome dialog box (Figure 2-2) appears.

¡CT] Welcome to Matrikon OPC Seiver foi SCADA•¿^ j Modbus Setup ptogram, This piogjam w31 instadLx~a^ Mahikon OPC Serveifor.SCADA Modbus onyow,

compuiet.

lt ís slfongly lecomrnended thatyou exít all Windows piogisipsbefoie lunning this Setup Piogiatn, ,

Click Cancel lo quit Setup and cióse any programs'ypu havemnning. D¡ck Mest to continué wiHi the Setup piogram.

WARHING: This piogtam is piotected by copyíignl taw and¡nlemational tieatíes.

Unauthoiized leproduction ot distríbution of this ptogram, o¡ anypoilion of it. may íesult "m seveie civil and crimina! penalties,and will be piosecuted to Itie maxim-im extent possible undetlaw.

Cancel

FIGURE 2-2. The Matrikon Welcome dialog box.

3 Read the Information in the dialoe box and click Next.

SCADA Modbus OPC Server User Manual Page 7

2:Cettíng Started

The Read Me File dialog box (Figure 2-3) appears.

¿1 Read Me file

End-User Ucense Agreement

Please read this document carefulfy bef ore prpceeding,ThisÁgreemenl fcenses Ihe soltwafe toyou and conlains-wairanty and Jíabüitji dísclaímers; By dowñloadmg thesoftware, you are coníiiming youf aceeptanee of Ihesoftware and agreeing lo becorne bound by tlíe lerrns ofIhís AgieemenL If you do nol wish to do so, cíick "do not ,accept" below and do not downSoad the software.

1. Definfóons

[a] "Matrikon Software" means Sie software prograrncovered by this Agieement, and al rdateo* updatessuppfed by Hattikon.JbJ "Matrikon Pfoduct" rneans Ihe Matrikon Software andIhe related documentaron and contení, and all relatedupdaies supplied by Matiikon.

Cancel.

FIGURE 2-3. The Read Me File dialog box.

4 Read the Read Me File, using the scroll bar to view the entire message, and print it outfor future reference. Then, click Next.The Choose Destination Location dialog box (Figure 2-4~) appears.

& Choose Destlnation Lbcaübii

Setup' Witlinsta!! fvlatrikon OPC Sew:i for SCADÁ Modbus ínthe/ollov/íngfoldej.

To ínstall Into a diffeienl íotdéi, cfick Biowse. and selectanothei fofdet.

You can choose nol lo ínslalí Malrfcon DPCServeí (oí SO.DÁModbus by cÜcking Cancel to exft Setup.

Destination Folder

CVProgram FBesVdatrikcnSDPC Browse...

<Back [L_HttO_D| Carmel J

FIGURE 2-4. The choose Destination Location dialog box.

5 Click Next to install the SCADA ModbTts OPC Server files into the default location.Alternativelyj you can click Browse to navigate to a different installation folder.

Page S SCADA Modbus OPC Server User Manual

installing SCADA Modbus OPC Server

The Select Components dialog box (Figure 2-5) appears.

¿I* Select Componente

in the oplions list below, select Ihe checkboxes ÍCM tfie optionsthalôuwouldliketphaveínslalled. The disk space Másreflecl the lequiremenls of the opilóosyou have selected.

pjMatrikon OPC Seiver for SCADA ModbusÍTjMatrikonQPC ExplorerI3Matr¡kon GPCDA Aulomation DLLPjStandatd OPCPioxy/SlubsEStandaid OPC List Seiveí

2772 k1611 k1103 k180 k214 k

Dísk Space Requíred:Disk Space Retnaining:

5880 k32465157 k

<8ack Cancel

FIGURE 2-5. The Select components dialog box.

6 Click Next to install all the SCADA Modbus OPC Server components.

Alternatively, you may deselect the checkbox for components you do not want toinstall before clicking Next.The Select Program Manager Group dialog box (Figure 2-6) appears.

*Ü Select Program Manager Group

Enleí the ñame of the Piogram Msnagef group lo add MatoikonOPC Searver for SCADA Modbus ícons lo:

|Hatr¡kon OPC\SCA.DA Wodbus

123FfeeSofitaÍieIstPage3DHomeArch¡tect4AccessoriesACD SystemsAdministrativa ToolsAdobeAmazing KyeAsharnpooAvvioBígJigClear II!CorelDRAW 3Cíossdown

Cancel.

FIGURE 2-6. The Select Program Manager Group dialog box.

7 Click Next to add the SCADA Modbus OPC Server icons to the default programmanager group.Alternatively, you may scro]] to seJect another program manager group from the Jistbox.


2: Cetting Started

The Start Installation dialog box (Figure 2-7") appears.

Tgj

You are now teady to insiall M aliikon O PC Seiver for S CADAModbus.

Press the Next huilón to begin lhe ínslaiSalrón ra the Backbulton (o reenter Ihe Insíalialion iníoimatJon.

<Back Canee]

FIGURE 2-7. The Start Installation dialog box.

8 Click Next to begin the installation of the SCADA Modbus OPC Server.Alternatively, you may click Back to change any of the installation information.The SCADA Modbus OPC Server files are copied to your machine.

The Registration Information dialog box (Figure 2-8*) appears.

i Regístration Informaban

Mame

Córnpany

Address

Zip Code

EmaüAddiess .

PhoneMumber

Computer f[£E~Mame '

"You musí enter 6Ü fidds to conlinue. Cancel

FIGURE 2-8. The Registration Information diaíog box.

9 Enter your ñame and emai] address, as well as the ñame, address, and telephonenumber of your company in the appropriate text boxes,

10 Click Next.

Pase 10 SCADA Modbus OPC Server User Manual

installing SCADA Modbus OPC Server

The Transaction Number dialog box (Figure 2-9) appears.

¿3 Transaction Number

This server requires software Bcensíng to run bdéme lime lirnil.If i>ou aie installing derno versión oí Ihe serra enter'EvaJuation' as the liansaclíon number.

If you have purchased the setver from Matrikon, enteiuom transaclfen numbe!.

Tiansactíon JiNumber Í

The reojstratfon fue "Authfoizeñequesl MTK" wll be geneíated ÉIthe C:\PROGRA~1 VMalril,on\ÜPC\SC¿.DA Modbus ditecloij'.Please emcS thís Re to supporl.Ecense@mñtiíkcitxcom lo recer/eyoui aulhorizatirai file.

Select the betovtf optíon to automat'ically send theAuthon"zeRequest.MTK ffle ío Matókon. You musí have access loIhe internet (oí this optiot) to work properijt.

I Setect to AulomaticaEy send íhis file to Matnkon

<8ack Mext> Cancd

FIGURE 2-9. The Transaction Number dialog box.

11 If you are installing the software as a demo versión, enter Evaluation in theTransaction Number text box. If you have purchased the softwarCj enter thetransaction number you were given by the Matrikon support representative (seeTable 2-^ on page 15) in the Transaction Number text box.\Vhen you have entered your transaction number, a registration file calledAuthorizeRequest .MTK is generated in the C:\Progra~l\Marikon\OPC\SCADAModbus director;'. To receive your authorization file, (which you need to use SCADAModbTis OPC Server}, this file must be emailed to Matrikon([email protected]').

12 Select Select to Automatically send this file to Matrikon to have the file emailed toMatrikon automatically.

13 ClickNext.


2: Cetting started

The Installation Complete dialog box CFigure 2-1 (V) appears.

sS InstaOation Compíete

Malííkon OPC Server foi SCADA Modbus has beensuccessfufly installed

Press Ihe Firíish bullón lo exíl this inslaüalíon.

Doyou wish to hstall Ihe seivet as a setyjce?

FIGURE 2-10. The Installatíon Complete ciialog box.

14 Click Finish to complete the installation and to exit the installation program.The necessary files are copied to the target computar, the software components areregistered, and short-cut icons are created In the Start menú,In addition to the standard SCADA Modbus OPC Server files, the files Usted inTable 2-1 are installed. These files include those required forMatrikon OPC Explorer,an general-purpose OPC client that is useful for testing the capabilities of this or anyother server (see the chapter on Maírikon OPC Explorer on page 81). Also included isthe Matrikon OPC Automation Component, \vhich enables developers to accessOPC data from client applications developed using Automation tools such asVisTialBasic, VJBA, and VB Script.

TABLE 2-1. Files installed During the Installatíon Process

File Ñame Descriptlon

The following files are installed by default in this folder:Program Files\Matrikon\OPC\SCADA Modbus

OPCScadaModbus.exe

AuthorizeRequest.MTTC

Httpclt.exe

PSTCFGScadaModbus-líb.ocx

INSTALL.LOG

UNWJSE.EXE

The SCADA Modbus OPC Server executable file.

The licensing request file.

The installation log file.

Uninstalls the SCADA Modbus OPC Server.

P:i«e 32 SCADA Modbus OPC Server User Manual

i

Activating Your SCADA Modbus OPC Server software License

File Ñame Description

The follcrvving files are installed by default in this folder:Program Files \Matrikon\OPC\Coitimon

OPCEXPLORER.EXE

OPCDAAUTO.DLL

PSTCFG.EXE

PSTCFGPS.DLL

PSTCFGScadaLib.OCX

PSTCFGScadaModbus-Lib.OCX

OEM_Matrikon_OPC.DLL

Matrikon OPC Explorer executabJe.

Matrikon OPC Arttomation Comjponent file.

Matrikon OPC Server Confíguration clíent.

Matrikon OPC Server Confíguration Marshalling Library.

ActiveX Confíguration panels for communicatíon chan-ne3s.

ActiveX Confíguration panels for Modbus unit.

Matrikon OPC OEM Badge Library.

The following files are installed by default in this folder:WINNT\System32

EXPREVAL.DLL Expression Evaluation Librar)' (for aliases).

Activating Your SCADA Modbus OPC Server Software LicenseThis chapter describes how the SCADA Modbus OPC Server license is activated.The tapies covered in this section include:

Understandine Licensing MethodsLicensing Software KeysLicensing Hardware KeysContacting Matríkon License Support

Understanding Licensing MethodsMost Matrikon OPC producís require some forní of license criteria to be inet In order tofunction fuilly. Licensing for a particular server an use either a hardware key or a softwarekey. Table 2-2 describes the licensing methods supported by Matrikon OPC products.


2: CettTng Started

TABLE 2-2. Overview of Matrikon OPC product Licensing Methods

ücensing Method

Software Key:Featüre-specific andComputer-specific

Software Key:Application-specifíc

Hardware Key

Product

OPC Server for Triconex, versión• OPC ODBC Client• OPC Excel Add-in

2.x and higher

OPC Servers for:- AJlen-Bradley PLCs- APACS• DDE

Modbus Devices- Siemens TI 505 PLCs

Siemens LSX• Yokogawa

All products not listed in one of themethods.

software licensing

t

Licensing Software KeysFor products that support application-specifíc software licensing, a specia] ten-dlgit numberis supplied when the server is purchased. Thís number is specific to the application beingused and must be entered in the Software Registration screen, available from the Aboutdialog box for the server (see the section on configuraron of instructions on how to accessthe About dialog box).The About dialog box will display the words Unregistered Copy if the number ismissing or incorrect.

Licensing Hardware KeysFor servers that support hardware key licensing, a HASP hardware key coded to thatparticular program can be purchased.This key must be securely fastened to the paralle]port of the computer on which the server is installed. It does not interfere with hardwarekeys from other vendors, ñor does it affect other normal parallel port applications, such asprinting.If a server uses hardware licensing, then the installation program wíll insta]] a device driverfor HASP keys on the target system. "V7hen the server starts up, it wil] display a message ifit does not detect the correct key. It will then function for a demonstraron period of t\vohours before timing out. At this point, all device communication will cease.

Contacting Matrikon License SupportThis section contains contact information for Matrikon License Support.

Page 14 SCADA Modbus OPC Server User Manual

Activating Your SCADA MocJbus OPC Server Software Ucense

TABLE 2-3. Contact Information for Matrikon Ucense Support

Contact Method

EmaiJ

TeJephone

Fax

Information

[email protected]"° *

780 448-1010 extensión 4011

7SO 448-9191

i PÍOe 15TitÉT Manual * **OPC Server User i"

The SCADA Modbus OPC Server User Interface

The Créate New D¡al-up Connection Dialog BoxThe Créate New Dial-up Connection dialog box appears when you select Dial-upConnection in the Insert New Object dialog box. The DiaJ-up tab is shown in CFig-ure

Dal-up Conneclón I

^ (Jame,

Comedión Setfings:

Dial-up | Hcdent] Átfvanced|

Díale

Posl-conriecl delay: !Q

Reconnei

Reconnect

FIGURE 3-19. The Créate New Dial-up Connection diaíog box (Dial-up tab).

The Modem tab is shown in Figure 3-20.

Dlat-üp Modem j Advanced ] ,

RételeP

.3 jrífisecondi

-1

Cbrmnarxí tetñes:

FIGURE 3-20. The Modem tab.

SCAJDA Modbus OPC Ser\'er User Manual 25

3: Configura tion

The Advanced tab is shown in Figure 3-21.

CWmnand tneout. tecondt

DídlirneoU: feo"

Heng-UR tímeoüt J20

Ide fimeout hp

Zj seconds

Zj tecondssJ

seccods

Comnand tsinwwtoc ^3

Eícape charactei; Í43~"

Escape guard 6ne: h'roi

"Z3 ASOIcode

"ÍS3 ASOIcode

~iJ rmfeeconds

FIGURE 3-21. The Advanced tab.

Table 3-9 describes all the components in the Créate New Dial-up Connection dialog box.

TABLE 3-9. The Créate New Dial-up Connection Dialog Box

Field/Button

Ñame

Enabled

Description

Dial command

Post-connect delay

Hedíais

Reconnect delay

Reconnect redials

Confíguratlon¡tem

ñame

enabled

description

dial

postConnectDe-lay

redials

reconnectDelay

reconnectRedials

Description

The ñame of the connection, whichbecomes an element of the ítem ID.

Enables or disables the connection(default=enabled).

Optional; user-defíned text (64 charactersmáximum) description of connection(default=blank).

Any va] id sequence of characters that canfollow a dial command (ATD: the telephonenumber). A zero valué indicates that theunits dial into the server(default=5555555).*

Mínimum amount of time (milliseconds) towait after establishing a dial-out connectionbefore sending message to the unit(s)(default=0).

Máximum number of times to redial theconnection before concluding that commu-nication has failed with the unit(s) on thatconnection (default=3).

Mínimum amount of time (milliseconds) towait before attempting to reconnect after anattempt to dial out to the connection hasfailed (default=0).

Máximum number of times to redial theconnection \~vben trying to reconnect aftercommunication has failed with the unit(s)on that connection (default=0).

26 SCADA Modbus OPC Server User Manual


Field/Button

Reset command

Reset delay

Initialize command

Command retries

Command tímeout

Dial timeout

Hang-up timeout

Idle timeout

Command termina-tor

Escape character

Escape guard time

OK/Apply

Cancel

Configurationítem

reset

resetDelay

initialize

commandRetries

conimantTimeout

día] Timeout

hangupTimeout

idleTimeout

carriageReturn

escapeCharacter

escapeGuard-Time

Descríption

Modem reset command; sent following AT(default=Z).

Amount of time (in milliseconds) to waitafter the reset command completes(default=600).*

Modem initialization command; sent follow-ing AT (default=&FEOQOVl).*

Máximum number of times to resend a com-mand and wait for a response before con-cluding that communication has failed withthe modem (default=3).

Máximum amount of time (in milliseconds)to wait for the modem to respond to ATcommands with a valid result code(default=5000).

Máximum amount of time (in milliseconds)to wait for the modem to receive a carrier(CONNECT) from the dialled connectionbefore aborting the cali (default=60000).

Máximum amount of time (in milliseconds)to wait for the modem to wait for themodem to hand up after issuing the ATHOcommand (defau1t=20000).

Máximum amount of time (in milliseconds)to allow an idle connection to continué(with no communication) before hangíng up(default=1000).

The character that terminates commandsand responses (in ASCII code); accepts val-úes between zero and 127 (default=13).

The character used to escape into commandmode (in ASCII code); accepts A'aluesbetween zero and 127 (default=43).

Amount of time (in milliseconds) to waitbefore and after the escape sequence(default=lOOO).

Gloses the dialog box and saves thechanges.

Gloses the dialog box without saving thechanges.

*Tlie dial-up connection musí hang up and redial if Ihis parameter cíianges.

SCADA Modbus OPC Server User Manual 27

3: Confíguration

The Créate New Radio Dialog BoxThe Créate New Radio dialog box (Figure 3-25) appears when you select Radio In theInsert New Object dialog box.

í Crcate new Radio

; Radra

••' RadioSetiingt:

RTSkeyup:

FIGURE 3-25. The Créate New Radio dialog box.

Table 3-11 describes all the components In the Créate New Radio dialog box.

TABLE 3-11. The créate New Radio Dialog Box

Fleld/Button

Ñame

Enabled

Description

RTS key up

KTS key doAA^n

OK/Apply

Canee]

Configurationítem

ñame

enabled

description

keyUp

keyDown

Descriptlon

The ñame of the radio, which becomes anelement of the ítem ID.

Enables or dísables the radío(default=enabled).

OptionaJ; user-defined text (64 charactersmáximum) description of radio(defau]t=blank).

Mínimum amount of time (in milliseconds)to wait after settin» the KTS sismalo o

(default=0)í

Mínimum amount of time (in mllliseconds)to wait before clearing the RTS signa]

(default=0).:I:


Gloses the dialog box wíthout saving thechanges.

32 SCADA AJodbus OPC Server User Manual

The SCADA Modbus OPC Serven User interface

"*"You must set the RTS control parameter on the serial channel ío disabled in order for the radio to key up and keydown properly (see step 9. of Confígurín.g a Sería! Fort LJnk on page 43).

The créate New Network Channel Dialog BoxThe Créate New Network Channel dialog box (Figure 3-26) appears when you selectNetwork Channel in the Inserí New Object dialog box.

-. ,

f íetwcfk Channei

XI

Ñame g'

Chanod SeUmgt;

[TstreamTCP ;£j'

Beconned ddajr f\~

TNeihddfate: jó"

iccondt

seccndt

f" Sched Je ai poís

Log byles Iraosmitled f" Log byies j.eceíved

Cancel j

FIGURE 3-26. The Créate New Network Channel dialog box.

Table 3-12 describes al] the components in the Créate New Network Channel dialog box.

TABLE 3-12. The Créate New Network Channel Dialog Box

Field/Button

Ñame

Enabled

Description

Protocol

Configurationítem

ñame

enabled

descriptíon

protocol

Description

The ñame of the unit; which becomes anelement of the ítem ID.

Enables or disables the unit(default=enabled).

Optional; user-defined text (64 chara ctersmáximum) descriptíon of unit(default=blank).

Internet protocol (IP) type; accepts: 0 (Data-gram TCP), 1 (Stream TCP), or 2 (DatagramUDP); 0 and 1 both use TCP/IP, but 0 treatsthe protocol as a series of discreta packets,whereas 1 treats it as a continuous stream ofbytes (default=l).*


SrConfíguration

Field/Button

Inter-device delay

Reconnect delay

ThreshoJd rate

Schedule all polis

Log bytes transmit-ted

Log bytes received

OK/Apply

Cancel

Configuratlonítem

interD evi ceD elay

reconnectiDelay

threshoJd

scheduleAllPolls

logTx

logRx

Description

Mínimum amount of time (in milliseconds)between the last response from one unitand the next request to another unit on thischannel (default=0).

Mínimum amount of time (in milliseconds)to wait before attempting to reconnect afteran attempt to connect to a host has failed(default=0).

Máximum achievable sean interval (miJh'sec-onds) for the circuit. The server polis ítemswith faster Update rates on a continuousbasis rather than as scheduled(default=1000).^

Indicates that the server must scheduleítems with Update rates faster than theThresliold rate to poli as the Thresholdrate ,T

Enables or disables the logging of bytestransmitted at médium level (default=dis~able).

Enables or disables the logging of bytesreceived at médium leve! (default=dis-able).



*The channel and al! uníls must disconnect and reconnect if ihis parameter changcs.

tAll units on llie channe! must re-oplimize if ihis parameter changes.

SCADA Modbus OPC Server User Manual

The SCADA Moctbus OPC server User Interface

The Créate New Network Host Dialog BoxThe Créate New Network Host dialog box (Figure ^-27) appears when you selectNetwork Host in the Insert New Object dialog box.

(^Créatene»Networft Hóst'rí

Hetwok Hoit j

|B3j Harne

Descripfon: I

HoiISetl«a¿

Enabled

Serñceñame/Port

FIGURE 3-27. The Créate New Network Host dialog box.

Table 3-13 describes all the components in the Créate New Network Host dialog box.

TABLE 3-13. The Créate New Network Host Dialog Box

Field/Button

Ñame

Enabled

Description

Host ñame / IP

Service ñame / Port

OK/Apply

Cancel

Configuraronítem

ñame

enabled

description

host

serví ce

Description

The ñame of the host, which becomes anelement of the ítem ID.

Enables or disables the host(default=enabled).

Optional; user-defined text (64 charactersmáximum) description of host(default=blank).

DNS host ñame or "dotted quad" IP address;a blank valué indicates that the socket bindsto a loca] address and behaves as a server(slave emulation) (default=l27 .0.0.1).

Service ñame or port number (default=80).




3: Configuratíon

The Créate New Fail-over Channel Dialog BoxThe Créate New Fail-over Channel dialog box (Figure ^-28) appears wh^n you select Fail-over Channel in the Inserí New Object dialog box.

Faí-oyer Channel

, Enabled r.

Descriptiort I

Eolw t rtótne. cbscK the enabie bo¡(, and fx«s OK lo proceedThenírietS the chanod in ¡be Hee view «id confgure í«lai-oyef pcfey.

FIGURE 3-28. The Créate New Fail-over Channel dialog box.

The Communication tab (Figure 3-29") is not available until you have already created thefail-over channel. To display this tab, select the fail-over channel in the CurrentConfiguration list and it will appear in the Fail-over Channel Settings dialog box.

MetíMel2HeO

Avalable channelr, Selecied chañnsls:

Pñrnaty>

FIGURE 3-29. The Communication tab.



Like the Communication tab, the Load Distribution tab (Figure 3-30') is only availableafter you have created the fail-over channel, in the Fail-over Channel Settíngs dialog box.

Loaddttifciíion

FIGURE 3-30. The Load Distribution tab.

Table 3-14 describes all the components in the Créate New Fail-over Channel dialog box.

TABLE 3-14. The Créate New Fall-over Channel Dialog Box

Field/Button

Ñame

Enabled

Description

Available Channelslist

Select Channels list

Primary

Secondary

Standby

confíguratíonítem

ñame

enabled

description

confíguratíon

Description

The ñame of the unit} which becomes anelement of the ítem ID.

Enables or disables the unit(default-enabled).

Optíonal; user-defined text (64 charactersmáximum) description of unit(default=blank).

The list of Communication channels not cur-rently used in the fail-over policy.

Describes the fail-over policy and the loaddistribution criteria for standby channels asan XML string(default=<CFailoverDevlink/>)*.

Designates the channel as a Primary fail-over channel and transfers it to the Selectedchannels list.

Designates the channel as a Secondary fail-over channel and transfers it to the Selected

channels list.

Designates the channel as a Standby fail-over channel and transfers it to the Selectedchannels list.

f: Configuraron

Fíeld/Button

Unías ed

Move up

Move down

Apply

Cancel

Confígurationítem Description

Removes the channel froni the fail-over pol-¡cy and transfers it back to the Availablechannels Jist.

Increases the fail-over channels priority byone and moves it up one space in theSelected channels list.

Decreases the fail-over channels priority byone and moves it down one space in theSelected channels list.


Gloses the dialog box wíthout saving thechanges.

*The fail-over channel mustdisconnect and reconneci if thisparameter changes.

The Inserí New Alias Dialog BoxThe Insert New Alias dialog box (Figure 3-33) appears when you Insert New Alias fromthe Edit menú.

Jlern Paite T

||Dt(auli)

JJpdafeRale: f [ j ( r u t e e ) p [pgI wten ¡oactjvg

) f" DeJauHlonew

j Scaíng» I

FIGURE 3-31. The Insert New Alias dialog box.

Table 3-15 describes all the components in the Insert New Alias dialog box.

TABLE 3-15. The Insert New Alias Dialog Box

Field/Button

Ñame

ítem Path

Data Type

Kead only

Update Kate

Poli when inactive

Descriptlon

The ñame of the new Alias.

The ítem that the Alias will represent.

The data type of the alias.

When selected, the alias is read-only.

The sean rate of the alias.

Indi cates that the alias should be poJJedwhen inactive.
