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REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA
LA UNIVERSIDAD DEL ZULIA FACULTAD DE INGENIERÍA DIVISIÓN DE POSTGRADO
PROGRAMA DE POSTGRADO EN INGENIERÍA DE GAS
EVALUACIÓN DEL PROCESO DE MEDICIÓN DE GAS EN LA
ESTACIÓN DE FLUJO TJ-10 PERTENECIENTE A LA UNIDAD DE EXPLOTACIÓN TÍA JUANA LAGO.
Trabajo de Grado presentado ante la Ilustre Universidad del Zulia para optar
al Grado Académico de
MAGÍSTER SCIENTIARUM EN INGENIERÍA DE GAS
Autor: Ing. Damarys del Valle González Escobar. Tutor: Msc. Jorge Barrientos
Maracaibo, junio de 2009
González Escobar, Damarys del Valle, Evaluación del proceso de medición de gas en la Estación de Flujo TJ-10 perteneciente a la Unidad de Explotación Tía Juana Lago (2009) Trabajo de Grado. La Universidad del Zulia. Facultad de Ingeniería. Division de Postgrado. Maracaibo – Venezuela, 107 p. Tutor: Msc. Jorge Barrientos.
RESUMEN El trabajo realizado tuvo como objetivo evaluar el proceso de medición de gas en la Estación de Flujo TJ-10 perteneciente a la Unidad de Explotación Tía Juana lago. El estudio se basó en la información obtenida de las visitas de campo, se analizo la estación desde el dispositivo primario de medición hasta su configuración a nivel del PLC, SCADA y CIOC, para disminuir la incertidumbre en las medidas y aumentar la confiabilidad de las mismas. El nivel de la investigación es de tipo descriptiva y explicativa, así mismo el diseño de la investigación se considera de tipo no experimental transaccional de campo por cuanto no se manipularan las variables de estudio y las mismas serán medidas una sola vez. Fue posible realizar un programa de verificación de la placa orificio, programas de servicio y mantenimiento a los Separadores de prueba. Durante el chequeo se visualizo que el transmisor de temperatura no funciona se procedió a dejar constante en 85 °F, En el PLC se encontró diferencia entre los TAG cargados para realizar la rutina de calculo del volumen de gas, es por ello que se apreciaban pruebas gas de inyección mayor al gas total y diferencias entre los valores por prueba de pozo y los medidos a nivel del depurador. Se analizo el sistema de medición por medio de Vortex en serie de 1 pulgada y 3 pulgada el cual permite medir rangos mínimos y máximos de gas mediante una rutina en el PLC utilizando válvula on/off.
Palabras claves: Estación de Flujo, Sistemas de medición, Separadores de prueba, PLC, SCADA y CIOC, Placa Orifico, Vortex. E-mail del autor: [email protected]
González Escobar, Damarys del Valle, “Evaluation of the gas measurement process in the Flow Station TJ-10 located at Production Unit Tía Juana Lago” (2009) Trabajo de Grado. La Universidad del Zulia. Facultad de Ingeniería. División de Postgrado. Maracaibo – Venezuela, 107 p. Tutor: Msc. Jorge Barrientos.
ABSTRACT
The work carried out had as main objective to evaluate the gas measurement process in the Flow Station TJ-10 located at production Unit Tía Juana Lago. The study was based on the data obtained from the field visits. The analysis was made at the station from the primary device of measurement to its configuration in the PLC, SCADA and CIOC, to decrease the uncertainty in the measures and to increase their reliability. The investigation is descriptive and explanatory type. As well as the investigation design is considered non experimental field transaccional type, due to the study variables were not manipulated and were measured just once. It was possible to elaborate a orifice plate verification program, maintenance and service programas for test separators. During the inspection, it was observed that, the temperature transmiter was not working, so the temperature was set a 85°F as a constant value. In the PLC there was a difference between the TAG’S set to make the volume of gas calculation. That was the reaeson why gas lift volumen was more than gas total volume; also there were differences between well test values and values measured in the scrubber. The measurement system was analyzed by 1” and 3” Serial Vortex which allows to measure minimum and maximum ranks of gas volume through a routine in the PLC using an on/off valve.
Keywords: Flow Station, Measurement System, Test Separators, PLC, SCADA, CIOC, Orifice Plate, Vortex.
Author’s e-mail: [email protected]
DEDICATORIA
A Dios Todopoderoso y la Santísima Virgen que me guían y me iluminan para
mantenerme firme, darme fuerza y fe en todo momento para seguir adelante y
encontrarme hoy con la satisfacción de ver hecha realidad una de las metas más
importantes de mi vida, así como también por haberme dado la familia que día a día
comparte mis alegrías y mis tristezas.
A mi Mamá, por dedicarse incondicionalmente a todas sus hijas y apoyarnos en todo
momento, por sus esfuerzos y sacrificios que demuestran el gran amor que nos
tienes, te quiero mucho. A mi Papá, por ser siempre un ejemplo de humildad y ética
profesional. Gracias por darme tu apoyo, confianza, cariño y comprensión para
poder llegar a esta meta con menos obstáculos que superar.
A mis Hermanas y Hermano, quienes alegran mi vida por estar, por compartir mis
alegrías y tristezas por contar con ustedes en todo momento.
A mis Abuelos, por estar presentes en todo momento, por apoyarme y enseñarme
siempre a ser una mujer emprendedora, ustedes son pilar fundamental en este
logro.
A mis Sobrinos, José Alejandro y Ruth Maria Fernanda que les sirva de ejemplo y
dedicación, los quiero mucho.
A mi Esposo y su Familia, por estar siempre a mi lado apoyándome y brindándome
todo su amor. Gracias por ser tan especiales.
A mis Tíos, Primos, Ahijados y Amigos, por ser personas tan fundamentales en mi vida.
Muchas Gracias… Damarys del Valle González Escobar.
AGRADECIMIENTOS
Al Msc. Jorge Barrientos, Tutor académico por su orientación, apoyo en la
elaboración de este trabajo de Grado y su disposición de ayudarme en todo
momento.
A la Universidad del Zulia, por haberme preparado académicamente para mi futuro
profesional.
A todas aquellas personas que de alguna u otra forma colaboraron para la
realización de este trabajo de grado, a todos mis sinceras gracias.
A todos, Gracias…
Damarys del Valle González Escobar.
TABLA DE CONTENIDO
Página.
RESUMEN………………………………………………………………………….…... 3
ABSTRACT….…………………………………………………………………………. 4
DEDICATORIA…………………………………………………………………………. 5
AGRADECIMIENTOS…………………………………………………………………. 6
TABLA DE CONTENIDO……………………………………………………………… 7
LISTA DE FIGURAS…………………………………………………………………... 11
LISTA DE TABLAS…………………………………………………………………….. 13
INTRODUCCIÓN………………………………………………………………………. 14
CAPÍTULO I: PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA
1.1 Planteamiento del Problema……………………….………………………. 15
1.2 Formulación del Problema…………………………………………...……. 16
1.3 Objetivo General de la Investigación………………………………………. 16
1.4 Objetivos Específicos de la Investigación…………………………………. 17
1.5 Justificación y Delimitación de la Investigación…………………………... 17
1.6 Viabilidad de la Investigación………………………………………………. 18
1.7 Resultados Esperados de la Investigación y Estrategias de Implementación…………………………………………………………………………
19
CAPÍTULO II: FUNDAMENTOS TEÓRICOS
2.1 Antecedentes de la Investigación……………….…………………………. 20
2.2 Proceso de Producción de un pozo………………………………………... 21
2.3 Análisis Nodal………………………………………………………………… 22
2.4 Sistema de Producción de Crudo y Gas..………………………………… 23
2.5 Sistema de Levantamiento Artificial por Gas……………………………… 23
2.5.1 Funciones del Levantamiento Artificial por Gas…………………. 25
2.5.2 Tipos de Levantamiento Artificial por Gas………………………… 26
2.6 Ventajas y Limites del Levantamiento Artificial por Gas (LAG)………… 29
2.6.1 Ventajas del Levantamiento Artificial por Gas………………….. 29
2.6.2 Limitaciones del Levantamiento Artificial por Gas……………... 30
2.7 Eficiencia del Sistema de Levantamiento Artificial por Gas (LAG)…….... 30
2.8 Estaciones de Flujo y sus Componentes…………………………………… 31
2.8.1 Estación de Flujo……………………………………………………. 31
2.8.2 Tipos de estaciones de flujo……………………………………..…. 33
2.8.2.1 Manual……………………………………………………. 33
2.8.2.2 Semiautomáticas………………………………………… 33
2.8.2.3 Automáticas……………………………………………... 33
2.8.3 Componentes de las Estaciones de Flujo…………………………. 33
2.8.3.1 Múltiples de Producción…………………………………. 33
2.8.3.2 Separador de Prueba………………………………..….. 34
2.8.3.3 Separadores generales o de producción……………… 34
2.8.3.4 Línea de Flujo…………………………………………….. 35
2.8.3.5 Depurador…………………………………………………. 35
2.8.3.6 Tanques de Almacenamiento………………………… 36
2.8.3.7 Bombas de Transferencia de Crudo…………………. 36
2.8.3.8 Sumidero y Bomba de Lavado……………………….. 37
2.8.3.9 Sistema de Inyección de Química……………………… 37
2.8.3.10 Sistemas Auxiliares……………….……………………. 37
2.8.3.11 Sistemas de Gas……………………………………….. 37
2.9 Factores que inciden en la separación de crudo y gas……………………. 37
2.10 Múltiples de inyección de gas………………………………….………….... 38
2.10.1 Recepción del levantamiento artificial por gas…………………. 39
2.10.2 Distribución del levantamiento artificial por gas………………... 39
2.10.3 Medición de gas de levantamiento artificial…………………….. 40
2.10.4 Componentes de un sistema de gas de levantamiento artificial 40
2.11 Sistemas de recolección…………………………………………..……. 40
2.12 Medición de fluidos……………………………………………………. 44
2.12.1 Clasificación y selección de los medidores………………….… 44
2.12.2 Medidores de tasa de flujo……………………………………….. 45
2.12.2.1 Tubo Vortex……………………………………………… 46
2.12.2.1.1 Principio de Medición………………..…………. 46
2.12.2.1.2 Aplicaciones para este tipo de medidor……….. 46
2.12.2.1.3 Ventajas y desventajas……………….………….. 46
2.12.2.2 Placa Orificio……………………..……..………………..… 47
2.12.2.2.1 Principio de funcionamiento……….……………. 47
2.12.2.2.2 Sujetadores de placa orificio…………………… 48
2.12.2.2.3 Especificaciones de la placa orificio…………… 50
2.12.2.2.4 Calculo del coeficiente para medidor de orificio 51
2.12.2.2.5 Ventaja y desventajas…………………………… 59
2.13 Transmisores……………………………………………………... 61
2.13.1 Importancia de los Transmisores en procesos Industriales…... 61
2.13.2 Transmisores digitales…………………………………………….. 61
2.14 Controladores……………………………………………..……………….… 63
2.14.1 Importancia de los Controladores…………………………….….. 63
2.14.2 Principio de funcionamiento de los Controladores…………….. 63
2.14.3 Clasificación de los Controladores………………………………. 64
2.15 Controladores Lógicos Programables (P.L.C)……………………….…. 64
2.16 Sistemas SCADA……………………………………………….……….… 65
2.16.1 Necesidad de un sistema SCADA…………………………...…… 66
2.16.2 Funciones del sistema………………………………………….…. 66
2.16.3 Componentes principales de un sistema SCADA……………… 67
2.17 El concepto de mediciones y sus características………………………... 68
2.17.1 Mediciones Directas………………………………………….…… 68
2.17.2 Mediciones Indirectas……………………………………………… 69
2.17.3 Método de Medición……………………………………………..… 69
2.17.4 Tipo de errores en las mediciones………………………..……… 71
2.17.5 Factores que influyen en las mediciones……………………… 74
2.18.6 Incertidumbre y errores inherentes al sistema de medición……. 75
2.19.7 Problemas que se presentan en la medición 77
CAPITULO III METODOLOGIA 78
3.1 Tipo de Investigación………………………………………………………….. 78
3.2 Métodos de Investigación…………………………………..………………… 78
3.3 Diseño de la Investigación…………………………………………….…..…. 79
3.4 Fuentes de Información……………………………………………..….…….. 79
3.4.1Fuentes Primarias……………………………………………………. 80
3.4.2 Fuentes Secundarias………………………………………………… 80
3.4.2.1 Centinela…………………………………………...……... 80
3.4.2.2 PI Process Book………………………………………….. 81
3.4.2.3 Aico………………………………………………………… 82
3.4.2.4 Vademécum………………………………………………. 83
3.5 Recopilación de la Información……………………..……………………. 83
3.5.1 Identificación de los Equipos de Separación de gas en la
estación de Flujo……………………….………………...…………………………….
83
3.5.2 Propiedades y Composición del gas presente en la Estaciones
de Flujo…………………………………….………………………………….……….
83
3.6 Técnicas de procesamiento y análisis de datos………………….………… 84
3.7 Metodología Aplicada…………………………………………………………. 85
CAPITULO IV RESULTADOS 89
4.1 Evaluación y Validación en campo de la medición de gas en
separadores de prueba……………………………………………………………….
91
4.2 Análisis de factibilidad en la incorporación de un sistema de medición
distinto a la placa orificio.…………………………………………………………….
98
4.3 Conclusiones………………………………………………………………….. 104
4.4 Recomendaciones……………………………………………..………….…. 106
Bibliografía……………………………………………………………………………… 107
LISTA DE FIGURAS
Figura Página
1 Nodo en el Fondo del pozo………………………….………………………….
22
2 Sistema de Levantamiento Artificial por Gas……………..………………….. 24
3 LAG continúo e intermitente………………………………….…….……..……. 26
4 Múltiples de Producción, (General y de Prueba)………………….…..……… 34
5 Bombas de Transferencia de Crudo…………………………………………… 36
6 Sistema de Levantamiento artificial por gas. ………………………………… 41
7 Sistema de recolección de gas………………………………………………… 42
8 Sistemas de recolección de crudo…………………………………..………… 43
9 Medidor Vortex…………………………………………………………………… 46
10 Dibujo esquemático del flujo a través de la placa de orificio.…………….… 47
11 Orificio concéntrico……………………………………………………..……….. 48
12 Orificio excéntrico……………………………………………………….............. 48
13 Bridas de Orificio………………………………………………..………………. 49
14 Porta Orificio Simplex …………………………..………………….…………… 50
15 Porta Orificio Senior……………………………………………….……………. 50
16 Diagrama Conceptual de Aplicación de un PLC………………….…………. 65
17 Sistema de señales del MODEM…………………………………….………… 68
18 Aplicaciones del programa Centinela Pozo………………………..…............ 81
19 Aplicaciones del programa PI Process Book………………………………… 82
20 Aplicaciones del programa AICO ………………………….………………….. 82
21 Gas total por prueba vs Gas total del depurador……………………………. 90
22 Gas Lift mayor al gas total correspondiente al pozo………………………… 90
23 Carga de la presión diferencial en PI Process Book………………………… 92
24 Tendencia del flujo de gas instantáneo del Separador …………………….. 93
25 Comportamiento de un pozo intermitente. …………………………………… 95
26 Comportamiento de Producción de un pozo……………….………………… 97
27 Esquema de funcionamiento de Vortex en serie……………………………. 100
28 Esquema de funcionamiento con Vortex de 1’’………………………………. 100
29 Esquema de funcionamiento con Vortex de 3’’………………………..……… 101
30 Esquemas recomendados para Instalación…………………………………… 101
31 Detalles de instalación ……………………..…………………………………… 102
LISTA DE TABLAS
Tabla Página
1 Espesor – diámetro placa orificio………………………………………………. 50
2 Tipos de transmisores……………………………………………………………. 62
3 Análisis Cromatografico………………………………………………………….. 84
4 Caídas de Presión a través de la Placa de Orificio……………………..…….. 95
5 Data recopilada en campo y en SCADA gas total……………………………. 96
6 Velocidades mínimas por el fabricante…………………………………..…….. 98
7 Velocidades máximas por el fabricante………………………………….…….. 98
8 Flujo máximo y mínimo con Vortex de 3’’………………………………………. 99
9 Flujo máximo y mínimo con Vortex de 1’’…………………..…………….……. 99
INTRODUCCIÓN
La medición del gas es uno de los procesos con mayor incertidumbre ya que
los instrumentos de medición tienen un rango y ninguno es lo suficientemente
versátil, en la Estación de Flujo TJ-10 existen pruebas rechazadas por problemas
de medición de gas (Gas de inyección mayor al Gas Total), afectando
proporcionalmente la relación gas petróleo (RGP), la cual es una de las variables
criticas en la selección del método de levantamiento ya que afecta el
comportamiento, simulación y optimización de los pozos.
El presente trabajo pretende evaluar de manera confiable el proceso de
medición de gas en la Unidad de Explotación Tía Juana Lago, que permitan validar y
cuantificar la producción de gas total por pozo en los separadores de prueba de la
estación de flujo TJ-10. Así mismo se podrá verificar el buen funcionamiento de
todos los elementos que intervienen en la medición de gas (variables de diseño y
de operación actual), luego se evaluará y analizará el sistema para detectar las
posibles limitaciones, fallas y poder emitir las recomendaciones pertinentes.
La siguiente investigación ha sido estructurada en cuatro capítulos. En el
Capítulo I se presenta el planteamiento del problema, los objetivos de la
investigación y la delimitación del estudio. El Capítulo II reúne las condiciones
teóricas, definiciones básicas, y toda una gama de información inherente al
desarrollo de los objetivos del estudio. En el Capítulo III se describe el tipo de
información y los medios que se utilizaron para la recolección de la misma, requerida
para el desarrollo de esta investigación. También se detalla el procedimiento para
alcanzar los objetivos propuestos. Finalmente, en el Capítulo IV, se presenta el
análisis de los resultados obtenidos en esta investigación.
CAPÍTULO I
EL PROBLEMA
1.1.- Planteamiento del Problema.
La prueba de pozos productores de crudo se realiza con el objetivo de determinar
volúmenes de crudo y gas producido por cada pozo diariamente, para esta función
se utiliza los separadores de prueba del tipo vertical de dos cámaras; en la cámara
superior se produce la separación gas-crudo y en la cámara inferior se cuantifica el
volumen de crudo. En las Estaciones de flujo, la cuantificación del volumen de gas
por cada pozo sometido a prueba, se lleva a cabo empleando como elemento
primario de medición la placa orificio y constituyendo el resto del sistema de
medición se tienen: transmisores electrónicos de presión diferencial, presión estática
y temperatura, cuyas señales son enviadas a un controlador lógico programable
(PLC) en donde se ejecuta una rutina para el calculo de flujo.
La medición del gas en la estación de flujo se lleva a cabo empleando una placa
única para todos los pozos de determinado separador, sin tomar en cuenta el rango
de la producción de gas en el que se encuentran los pozos asociados al mismo. La
medición del gas es uno de los procesos con mayor incertidumbre ya que los
instrumentos de medición tienen un rango y ninguno es lo suficientemente versátil,
en la estación de Flujo TJ-10 existe un elevado número de pruebas rechazadas por
problemas de medición de gas (Gas de Levantamiento artificial ó gas de inyección
mayor al Gas Total), afectando proporcionalmente la relación gas petróleo (RGP), la
cual es una de las variables criticas en la selección del método de levantamiento ya
que afecta el comportamiento, simulación y optimización de los pozos.
Actualmente la red de distribución y recolección de gas presenta una serie de
problemas en los valores obtenidos por los diversos medidores tanto de crudo como
de gas; debido a los siguientes parámetros: descalibración de los instrumentos de
medición, obsolescencia de los equipos de medición, factores ambientales tales
como salinidad, temperatura; errores de lectura, eventos inesperados de paros de
plantas, arrastre y formación de líquido en las líneas.
El método de cuantificación antes descrito, establece la necesidad de remplazar
la placa orificio dependiendo de las características de producción del pozo que se va
a someter a prueba ( relación crudo – gas), evaluando la rango habilidad de los
diámetros de las placas orificios, permitiendo medir rangos mínimos y máximos de
gas para cada pozo sometido a prueba, con el objetivo de mantener la señal de
presión diferencial en un rango adecuado del registrador(de 15% a 80%) para
obtener una medición aceptable; además de evitar sobrepresión en la estación y
activación de la válvula de seguridad para el caso de pozos con relativa alta
producción de gas.
La medición del gas total representa un valor sumamente importante para la
unidad de Explotación Tía Juana Lago ya que esta medición indica la suma del gas
que se le esta inyectando a los pozos y el gas de formación que se estima que
posee la Unidad de Explotación, lo cual permite al personal de Optimización,
Operaciones y Producción realizar seguimiento de trabajos relacionados a
determinados pozos productores de crudo- gas.
1.2.- Formulación del Problema.
Una vez planteado el problema para relacionar la investigación se hace
necesario formular dicha problemática con la siguiente pregunta de investigación:
¿Al evaluar la medición de gas total para cada pozo sometido a prueba, con
diferentes diámetros de placas orificios se podrá mejorar la confiabilidad del sistema
de medición de gas?
1.3.- Objetivo General de la Investigación.
Evaluar el proceso de medición de gas total en los separadores de prueba de
la Estación de Flujo TJ-10 perteneciente a la Unidad de Explotación Tía Juana Lago,
a fin de verificar sus condiciones actuales y poder recomendar acciones correctivas
que contribuyan con el mejor desempeño de estos sistemas.
1.4.- Objetivos Específicos de la Investigación.
Evaluar la condición actual de los elementos de la medición de gas instalados
en el separador de prueba.
Identificar las fallas y los factores que pueden afectar la medición de gas, con
la finalidad de implementar el desarrollo de una metodología que permita
incrementar la confiabilidad de la medición.
Seleccionar el sistema de medición apropiado de tipo placa orificio de
acuerdo a las características de producción por pozo en medida.
Validar los resultados reportados por la medición con la placa orificio en los
separadores de prueba con el gas total medido en los depuradores de la
estación.
Analizar la factibilidad en la incorporación de un sistema de medición distinto
al actual analizado.
1.5.- Justificación y Delimitación de la Investigación.
Con los problemas que se tiene día a día en la medición de gas por pruebas pozo
(gas de inyección mayor al gas total), se plantea la necesidad de aumentar el
desempeño en la medición de gas en los separadores de prueba, lo que se ve
reflejado en la cuantificación del gas total por pozo. Con esta investigación se
pretende optimar, cuantificar y evaluar la producción de gas de formación de los
pozos asociados a la Estación de Flujo TJ-10, disminuyendo el porcentaje de error,
identificando las posibles limitaciones y fallas que existen el proceso, logrando así
validar la producción del gas de formación de los pozos que llegan a dicha estación
de flujo.
La justificación de este trabajo se ve reflejada en el beneficio económico que
tiene para la corporación la validación y cuantificación de cada millón de pie cúbico
de gas por día (MMPCGD) que se extrae del yacimiento y de esta manera poder
realizar el balance de gas en el Yacimiento, en el sistema de compresión y
recolección de gas.
Adicionalmente, desde el punto de vista de la empresa es muy importante
asegurarse que el gas total producido puede ser manejado por las plantas de
compresión, para cumplir con la regulación de la conservación de la energía y con la
normativa ambiental vigente, sobre la base de estas consideraciones se determina la
energía real disponible para levantamiento artificial.
Esta investigación será realizada en la estación de flujo TJ-10 específicamente en
la Unidad de Explotación Tía Juana lago, que pertenece a la empresa PDVSA
Occidente, esta ubicada en el Lago de Maracaibo. Este estudio se realizará en un
período de tiempo comprendido desde Octubre 2008 hasta el mes de Mayo del
2009, tiempo en el cual se recolectará toda la información necesaria para obtener los
resultados de la investigación.
1.6.- Viabilidad de la Investigación.
Para la implantación de esta investigación se cuenta con la información
bibliográfica (Jorge Barrientos, Marcial Martínez, GPSA revistas, Trabajos de
grados), necesaria que permitirá tener una amplia visión de los procesos de
medición de gas en los separadores de prueba. También se dispone de normas,
manuales, que permiten evaluar de manera confiable los procesos con un porcentaje
de error mínimo, adicionalmente se contará con la información existente en el grupo
de Infraestructura, personal de operaciones para la revisión y chequeo en las
instalaciones, insumos, entre otros.
La implementación de esta metodología representa un gran beneficio económico
el validar y cuantificar cada MMPCGD que se extrae del yacimiento y de esta
manera poder realizar el balance de gas en el yacimiento, en el sistema de
compresión y recolección de gas, para distribuir de manera racional la energía
disponible para el levantamiento artificial de pozos productores, garantizando el
cumplimiento de los planes de producción, de forma segura y rentable en
condiciones normales de operación y minimizando el impacto en situaciones de
contingencia.
1.7.- Resultados esperados de la Investigación y Estrategias de
Implementación.
Con la finalización del presente Trabajo de Grado se espera validar los factores
de campo utilizados para el cálculo de medición del gas, lograr identificar las
posibles limitaciones y fallas que presenta el proceso de medición de gas total en los
separadores de prueba, consiguiendo de esta manera disminuir el porcentaje de
error en la medición del gas total, gas de formación por pozo y los beneficios
económicos de la empresa.
Las recomendaciones ante posibles mejoras en el sistema de medición de gas en la
salida de los separadores de prueba serán planteadas continuamente durante la
realización de este trabajo en presentaciones y charlas informativas al Personal y
Operadores de la Estación de Flujo a fin de que sean ejecutadas las acciones
correctivas por mantenimiento programada para los meses de Octubre- Mayo, lo que
brindará la oportunidad de que se ejecuten las acciones correctivas a tiempo.
CAPÍTULO II
FUNDAMENTOS TEÓRICOS.
2.1.- Antecedentes de la Investigación.
En el marco de esta investigación se consideraron como antecedentes ciertas
fuentes bibliográficas, investigaciones relacionadas a la evaluación y diagnóstico de
sistemas de medición de crudo y gas, sistemas de recolección gas, estaciones de
flujo, algunas de estas son:
En julio de 1998, RIQUEZIS, Mónica; presentó el trabajo especial de grado
titulado: “Desarrollo de una estrategia para la validación de las mediciones del gas
total en las Estaciones de Flujo de la Unidad de Explotación Bachaquero Lago
PDVSA Exploración y Producción”.
Este trabajo se basó en el estudio del sistema de medición de gas total que
existía para aquel entonces en las Estaciones de Flujo de la U.E. Bachaquero Lago,
donde los elementos que caracterizan al sistema de medición no eran conocidos a
plenitud; esta problemática traía como consecuencia un alto rango de incertidumbre
en los volúmenes medidos, además de influir en la toma de decisiones en cuanto a
requerimientos de infraestructura para manejo de gas.
Este estudio se enfocó principalmente en una muestra de 4 estaciones de flujo y 2
miniplantas (EF BA-11, BA-12, BA-20, BA-22 y las miniplantas BA-1 y BA-2). Para
algunas EF se obtuvo un porcentaje de error mayor al 5%; entre las principales
acciones que se ejecutaron fueron instalar el transmisor 3095MV, implementar un
programa semestral de levantamiento de la información de campo con la finalidad de
actualizar la información existente en las instalaciones, en el caso de que se haya
realizado algún cambio en los dispositivos que componen el sistema de medición.
Posteriormente para julio de 2001, LOZADA, Jairo y POMBO, Rafael; realizaron el
trabajo especial de grado “Mejoras al sistema de medición de gas de baja presión
(gas de levantamiento + gas de formación) de la Unidad de Explotación La Salina”.
Dicha investigación se concentró en recopilar la data existente en campo de las
Estaciones de Flujo de la U.E La Salina y comparar con la existente en los
programas para descartar posibles desviaciones causados por errores en cuanto a
diámetro de las líneas, orificios, constantes en los medidores etc. Por medio del
programa FLOW CHECK se calculó las constantes de los medidores y a su vez el
factor diario para determinar posibles errores debido a la incertidumbre en las
medidas del cálculo del volumen de gas manejado.
Para enero de 2004, ARRIETA, José; realizó la tesis de post grado titulada:
“Evaluación de los sistemas de medición de flujo de gas e hidrocarburo líquido
campo Lagomedio”. Este trabajo se basó en realizar un diagnóstico y evaluación de
los sistemas de medición tanto de crudo como de gas en el campo Lagomedio. Esta
investigación se basó en un análisis de control de calidad, desarrollado con la ayuda
de cálculos estadísticos tales como: la media, la mediana y la desviación estándar,
de esta manera evaluar el proceso de medición por medio de las conocidas cartas
de control y de esta forma diagnosticar la variabilidad en los procesos.
Así mismo para julio 2008, CRUZADO, Jair; realizó la tesis de post grado
titulada “Determinación de la procedencia de líquido en la red de baja y análisis de la
metodología del sistema de medición de gas de la U.E Rosa Mediano”. Esta
investigación tuvo como objetivo determinar la procedencia de líquido en red de baja
y análisis de la metodología del sistema de medición de gas de la U.E Rosa
Mediano.
2.2.- Proceso de Producción de un Pozo.
El recorrido de los fluidos durante el proceso de producción de un pozo de
petróleo comprende desde el radio de drenaje del pozo hasta el separador de
producción en la estación de flujo, formando un sistema que involucra al yacimiento,
la completación mecánica, el pozo y la línea de flujo que se encuentra en superficie.
La presión de partida del proceso es la aportada por el yacimiento, la cual se
denomina presión estática (Pws), y la presión final es la del separador, (Psep).
Durante este proceso debe existir una pérdida de presión tal, que permita desplazar
el fluido desde el fondo del pozo hasta la superficie, ya que los fluidos tienden a
movilizarse hacia un punto de menor presión.
Esta condición se presenta cuando el pozo produce por flujo natural. En la
mayoría de los casos, a medida que el pozo produce, esa energía disminuye
ocasionando una baja producción. Otro factor que causa la declinación de la
producción, es el aumento en el peso de la columna de fluido por consecuencia del
incremento del corte de agua en aquellos yacimientos cuyo mecanismo de
producción es por empuje hidráulico. En estos casos se busca compensar la
energía del yacimiento o aliviar el peso de la columna de fluido, para lograr
incrementar la productividad del pozo.
2.3- Análisis Nodal.
El objetivo del análisis nodal de sistemas de producción es combinar los
distintos componentes de un pozo de gas o petróleo con el propósito de predecir
las tasas de flujo y optimizar los distintos componentes en el sistema, algunas veces
denominado análisis de sistema de producción u optimización de producción.
Se trata de un procedimiento para determinar a cuál tasa de flujo producirá un
pozo de petróleo o gas, evaluando el efecto de varios componentes, tales como: el
tamaño de la sarta de tubería y el de la línea de flujo, la presión del separador, la
situación del estrangulador, la válvula de seguridad, las restricciones del hoyo y las
técnicas bajo las cuales fue completado el pozo, incluyendo empaques con grava y
pozos perforados en forma convencional. Cada componente se evalúa por separado
y luego se combinan para optimizar el sistema completo a fin de obtener la tasa más
óptima de producción.
Figura 1. Nodo en el Fondo del Pozo.
2.4- Sistema de Producción de Crudo y Gas.
Un sistema de producción de crudo y gas es aquel que transporta los fluidos
producidos desde un receptáculo de hidrocarburo (Yacimiento) hasta la superficie,
con la finalidad de extraer, separar y entregar el crudo estabilizado a la Unidad de
medición, transporte, etc.
Los elementos mecánicos básicos de un sistema de producción son:
1. Pozos.
2. Líneas de Flujo.
3. Estaciones de Flujo.
4. Múltiple de Producción.
5. Múltiples de Bombeo.
6. Separadores y Equipos de procesos.
7. Instrumentos de Medición.
8. Recipientes de Almacenaje.
9. Plantas Compresoras de gas.
10. Patio de Tanques.
2.5- Sistema de Levantamiento Artificial por Gas.
Los sistemas de Levantamiento artificial por inyección continua de gas están
diseñados para recircular el gas de levantamiento. El gas a baja presión proveniente
de las estaciones se comprime para ser parcialmente reinyectado en los pozos con
fines de levantamiento. Cuando existen en un campo varios pozos produciendo con
levantamiento artificial por gas, se debe tener en consideración que forman parte de
un sistema y, por lo tanto, es imprescindible conocer cómo funciona este y los
elementos que lo constituyen. Es por ello, que a continuación se describe el sistema
de levantamiento artificial siguiendo el proceso que se muestra en la figura 2
Figura 2. Sistema de Levantamiento Artificial por Gas.
El líquido (petróleo y agua) y gas asociado sale de los pozos y llega a la
estación de flujo a un cabezal (múltiple) o cañón de producción general, luego pasa
a los separadores generales donde ocurre la separación gas-liquido. El gas sale por
el tope de los separadores y va al depurador, donde deja los residuos de crudo que
puede haber quedado después de la separación.
El gas limpio es enviado por las tuberías de recolección a las plantas de
compresión con la finalidad de comprimirlo.
Luego es enviado a los diferentes múltiples de gas para ser distribuidos entre
los pozos, el gas comprimido fluye por el espacio anular y entra a la tubería a través
de la válvula operadora.
Los fluidos de la formación y el gas inyectado fluyen por la tubería de
producción del pozo desde el fondo hasta la superficie. Desde el cabezal del pozo
los fluidos producidos son transportados a través de una línea hasta la estación de
flujo. Por otra parte, el líquido sale de los separadores y va a los tanques de
almacenamiento ubicados en la Estación desde donde es succionado y enviado por
las bombas a los patios de tanques a través del sistema de recolección crudo.
El equipo utilizado en la sarta de producción del pozo consiste de mandriles y
válvulas de levantamiento, a través de las cuales pasa el gas destinado a levantar el
fluido de producción. Básicamente, los equipos que constituyen el sistema de
levantamiento por gas, se dividen en:
Equipos de Superficie.
- Sección de suministro de Gas: Planta Compresora.
- Sección de Distribución: Múltiples.
- Sección de Medición: Manómetros, registradores de flujo y registrador de dos
presiones.
- Sección de Control: Válvulas reguladoras de flujo, reloj de ciclos, Sección de
Separación: Separador de fluidos.
Equipos de Subsuelo.
- Mandriles.
- Válvulas.
2.5.1 Funciones del Levantamiento Artificial por Gas.
El levantamiento artificial por gas es aplicable para producir pozos de petróleo
cuando se dispone de suficiente gas de alta presión. Según Kermit Brown, el índice
de falla del método de LAG es más bajo que cualquier otro método de levantamiento
artificial (21%); pero el costo de las fallas es más alto comparado con el promedio de
los demás métodos. Una gran parte de estos costos es atribuida a las unidades de
servicio, cuadrillas y equipos relacionados.
Este método puede ser utilizado adicionalmente para:
- Arrancar los pozos que producen por flujo natural.
- Incrementar la producción de los pozos que hayan declinado en forma
natural, pero que aún producen sin necesidad de utilizar métodos artificiales.
- Descargar los fluidos de los pozos de gas.
2.5.2.- Tipos de Levantamiento Artificial por Gas
Figura 3. LAG continúo e intermitente.
Existen básicamente dos tipos de levantamiento por gas, denominados flujo continuo
y flujo intermitente.
Flujo Continuo: El levantamiento artificial por inyección continua de gas o flujo
continuo es un método de producción que consiste en aligerar la columna de fluidos
mediante la inyección interrumpida de gas con el objeto de restablecer las
condiciones de flujo continuo del pozo.
El objetivo de la inyección de gas en forma continua es disminuir la presión
fluyente en el fondo del pozo para aumentar su producción. Al aumentar la relación
gas-líquido por encima del punto de inyección se reduce la densidad del líquido
fluyente y por lo tanto se reduce el peso que ejerce la columna de fluidos sobre la
formación. De esta manera se obtiene un incremento de la presión diferencial entre
el yacimiento y el fondo del pozo, lo cual permite que el pozo fluya adecuadamente.
Este método de levantamiento artificial es el que más se aproxima al
comportamiento de un pozo en flujo natural, la diferencia fundamental radica en que
se puede controlar la relación gas líquido de la columna de fluidos. Se utiliza en
pozos con un índice de productividad alto y con una presión de fondo alta. Las tasas
Intermitente: Donde se inyecta en forma cíclica para desplazar la producción en forma de tapones de líquido hasta la superficie.
Pwf
Continuo: Donde se inyecta continuamente para aligerar la columna hidrostática en el pozo.
de producción que se encuentran en este tipo de pozos por lo general también son
altas dependiendo del diámetro de la tubería. Se utiliza en pozos con producción de
arena y poco profundos.
En la inyección continua de gas, no se utiliza la energía intrínseca del gas para
levantamiento, la función del gas es solamente aligerar la columna de fluido. El
diseño de un sistema por flujo continuo toma en cuenta la energía del yacimiento y
usa sólo el gas inyectado que sea necesario para restablecer el flujo natural.
Para su más eficiente funcionamiento, el sistema de levantamiento por flujo
continuo debe estar basado en un solo punto de inyección de gas dentro de la
columna de fluidos, a una profundidad tal que permita la producción del volumen
deseado de fluidos con la inyección del menor volumen de gas posible, teniendo
como condición ideal la inyección en el punto más profundo posible por debajo del
nivel estático del fluido. El gas inyectado en la columna de fluidos se une al
producido por la formación para levantar los fluidos hacia la superficie, mediante uno
o más de los siguientes mecanismos.
- Reducción de la densidad del fluido: el gas inyectado forma pequeñas burbujas
que aligeran la columna y reducen la densidad del fluido, incrementando la
presión diferencial entre el yacimiento y el fondo del pozo.
- Expansión del gas inyectado: el gas inyectado se expande empujando el líquido
encima de él y disminuyendo el peso de la columna, mediante lo cual se logra
incrementar la presión diferencial entre el yacimiento y el pozo.
- Desplazamiento de tapones de líquido: por grandes burbujas de gas actuando
como pistones.
Este método se utiliza en pozos que tienen las siguientes características:
- Alto Índice de productividad.
- Presión de fondo alta.
- Alta relación gas-líquido de formación.
- Tasas de producción altas.
- Pozos con producción de arena y pocos profundos.
Flujo Intermitente: El levantamiento artificial por flujo intermitente consiste en
inyectar gas a la tubería de producción, a intervalos regulares, para desplazar los
fluidos hacia la superficie en forma de tapones de líquido.
Básicamente, el flujo intermitente consiste en permitir una acumulación de líquido
en la tubería de producción por encima del punto de inyección y, periódicamente,
desplazar el líquido que se ha acumulado en la tubería con gas a alta presión. La
frecuencia de la inyección de gas dependerá del tiempo que tarde el tapón de líquido
en acumularse en la tubería, y el tiempo que dure la inyección dependerá del tiempo
de recorrido para que dicho tapón llegue a la superficie.
En el flujo intermitente la energía del yacimiento es necesaria para elevar el fluido
hasta cierta altura en la tubería de producción, después de lo cual la energía del gas
inyectado ejecuta el resto del trabajo para elevar el fluido hasta la superficie. El
proceso requiere de tasas de inyección de gas altas con el fin de incrementar la
eficiencia de recuperación y disminuir las pérdidas por caída del tapón
(resbalamiento).
El levantamiento intermitente es usado en pozos que tienen las siguientes
características:
Tasas de producción bajas.
Baja relación gas-líquido de formación.
Alto índice de productividad con baja presión de fondo.
Bajo índice de productividad con baja presión de fondo.
Existe un tipo de levantamiento artificial por gas muy similar al flujo intermitente,
ya que se inyecta gas en forma cíclica. Este tipo de flujo se denomina Flujo Pistón.
Se diferencia del flujo intermitente en que existen dos o más tapones de fluido en la
tubería a un mismo tiempo. Este sistema fue desarrollado para reducir la formación
de espuma en pozos de levantamiento artificial por gas en flujo continuo, que
producían ciertos tipos de crudo pesado. Requiere de una menor cantidad de gas
que la utilizada en el levantamiento continuo o intermitente convencional.
2.6.- Ventajas y Límites del Levantamiento Artificial por Gas (LAG)
2.6.1 Ventajas del Levantamiento Artificial por Gas
- El costo inicial del equipo de subsuelo es generalmente inferior al de los otros
métodos de levantamiento artificial.
- Es más flexible que otros métodos de levantamiento artificial.
- Las instalaciones pueden ser diseñadas para producir desde 25 barriles por
día hasta varios miles de barriles por día, sin necesidad de cambiar el equipo
de subsuelo.
- En la mayoría de las instalaciones, la arena presente en el fluido de
producción, no afecta al equipo de levantamiento.
- La desviación del pozo no afecta la eficiencia del método.
- El número relativamente pequeño de partes móviles en el equipo de
levantamiento artificial por gas lo hace más duradero en comparación con
otros métodos.
- Particularmente a grandes profundidades los costos de operación son
menores.
- La mayoría de los equipos que se emplean en este método están instalados
en la superficie, lo cual permite fácil inspección, mantenimiento y reparación.
- Permite el uso del gas natural que producen los pozos.
- El uso de equipo de subsuelo recuperable, permite cambiar las válvulas con
guayas en caso de mal funcionamiento, sin necesidad de sacar la tubería.
- Requiere de poco espacio en superficie para el cabezal y los controles de
inyección.
- En la mayoría de las instalaciones no se restringe el diámetro interno de la
tubería de producción, lo que permite correr herramientas dentro del pozo
para obtener información de subsuelo o efectuar trabajos menores de
reparación.
- Un sistema de LAG es muy apropiado para poner a producir a un grupo de
pozos desde una plataforma costa afuera.
2.6.2 Limitaciones del levantamiento artificial por gas
- Es indispensable la disponibilidad de una fuente de suministro de gas a alta
presión. En algunos casos se ha usado aire pero no es recomendable, debido
a la posible mezcla explosiva que se puede formar con el gas natural, y a la
alta corrosión que origina en el compresor.
- Si el gas de levantamiento es corrosivo, puede dañar las instalaciones. Es
indispensable tratarlo correctamente antes de ser utilizado. En algunos casos
los costos del tratamiento pueden resultar antieconómicos.
- El revestidor de producción del pozo debe estar en buenas condiciones a fin
de soportar las altas presiones de inyección.
- Problemas de seguridad en áreas urbanas, por manejo de gas a alta presión.
- En pozos apartados se tiene problemas con el sistema de distribución de gas
a alta presión.
- El LAG puede acentuar los problemas asociados con las formaciones de
emulsiones o con la producción de crudos viscosos y/o parafínicos.
Este método puede ser muy limitado en casos como: pozos que producen crudo
con poco gas de formación, pozos muy distantes de la fuente de gas a alta presión,
la poca disponibilidad de espacio para equipos de compresión en plataformas costa
afuera y existencia de pocos pozos ampliamente espaciados entre sí.
2.7- Eficiencia del Sistema de Levantamiento artificial por Gas.
En el Levantamiento Artificial por Gas la eficiencia se mide por barriles diarios de
petróleo que se producen por cada Mpcn diarios de gas inyectado con fines de
levantamiento, otra manera de cuantificar la eficiencia es con el inverso del numero
anterior, es decir, midiendo los Mpcn de gas de levantamiento utilizado para levantar
un barril de petróleo el valor promedio para el sistema de este último número es
utilizado como “Indicador de la Eficiencia del Sistema”. La máxima eficiencia de
levantamiento a nivel de pozo se alcanza cuando se inyecta a la máxima
profundidad posible el volumen adecuado de gas de levantamiento. Para una dada
presión de inyección disponible en el cabezal del pozo, la máxima profundidad de
inyección se obtiene cuando se realiza un diseño eficiente de la instalación (optimo
de las válvulas).
En cuanto a la tasa de inyección adecuada, la asignación de un determinado
volumen de inyección de gas de levantamiento para un determinado pozo no debe
realizarse de forma aislada y mucho menos arbitraria, sino que debe tomarse en
consideración tanto su comportamiento individual como el resto de los pozos
asociados al sistema. El comportamiento actual de cada pozo debe cotejarse para
luego, mediante análisis nodal, detectar las restricciones al flujo de petróleo
mediante la predicción del comportamiento ante distintos escenarios (análisis de
sensibilidad). La representación gráfica de la tasa de producción de petróleo en
función de la tasa de inyección de gas se conoce con el nombre de “Curva de
Rendimiento” y constituye la base fundamental para algunos criterios de
optimización a nivel de sistemas.
2.8- Estaciones de Flujo y sus Componentes.
2.81.- Estación de Flujo.
Las estaciones de flujo son instalaciones de recolección de crudo de mediana
complejidad cuya función es recibir la producción de los pozos productores de crudo
la cual llega en forma bifásica: líquido (crudo + agua) y gas, separando
posteriormente estas fases hacia un sistema de recolección de gas y bombeo de
líquido. Una estación de flujo está constituida por un sistema recolector de crudo
formado por: múltiples de recolección, separadores de producción, separadores de
medida, tanques, depurador de gas, instrumentos, bombas, depuradores de gas y
sistemas auxiliares.
Los fluidos van a los separadores generales donde ocurre la separación gas -
líquido. El gas sale por el tope de los separadores y va al depurador, donde deja los
residuos de crudo que pudieron haber quedado en la separación. El gas limpio es
enviado por las tuberías de recolección a las plantas de compresión. El liquido sale
de los separadores y va a los tanques de recolección, desde donde es succionado y
enviado por las bombas a los patios de tanques en tierra, a través del sistema de
recolección de crudo (líneas de bombeo) correspondiente. La medición del volumen
de líquido y gas asociado a cada pozo es realizada, por medio de los separadores
de prueba. Las descargas se acumulan durante el tiempo que dura la prueba, de
manera que el volumen total se calcula contando el número de descargas
ejecutadas durante la prueba. Algunas estaciones de flujo, escogidas
estratégicamente, son utilizadas como puntos de inyección de química
deshidratante, cuya función es acelerar el proceso de separación crudo-agua y evitar
la formación de emulsiones fuertes. También se utiliza dependiendo del tipo de
crudo, la inyección de química antiespumante en el cabezal de producción o en los
separadores, con él propósito de minimizar la formación de espuma, que afecta el
proceso de separación de crudo - gas y crea problemas de alto nivel en los tanques
de recolección e ineficiencia en las bombas de las estaciones.
Cercano a la estación de flujo, existe un sumidero abierto al lago donde puede
enviarse la arena y otros sedimentos que con el tiempo se van acumulando en el
fondo de los tanques de almacenamiento de crudo. Generalmente, también una
parte del crudo pasa al sumidero. Por diferencia de densidad con el agua del lago, el
crudo permanece en un nivel determinado del sumidero; para recuperarlo se dispone
de una bomba de retorno a los tanques de almacenamiento.
Las funciones más importantes de una estación de flujo son las siguientes:
- Recolectar la producción del conjunto de los pozos de un área determinada.
- Separar la fase líquida y la fase gaseosa del fluido multifásico, que proviene
de los pozos productores.
- Recolectar el gas y distribuirlos a las plantas compresoras.
- Medir la producción de petróleo, agua y gas de cada pozo productor. Esta
función se realiza en el separador de prueba.
- Proporcionar al petróleo un sitio de almacenamiento temporal.
- Bombear el petróleo hacia los terminales de almacenaje y embarque.
El diseño de las estaciones de flujo ha evolucionado en el tiempo para brindar
mayores facilidades al personal de operaciones y mantenimiento para realizar sus
funciones. Igualmente el diseño ha evolucionado para incrementar la autonomía y la
eficiencia del proceso de producción de crudo, mediante la implantación de mejoras
tecnológicas en las áreas de instrumentación, control y supervisión, y como
resultado la automatización.
2.8.2.-.- Tipos de estaciones de flujo.
2.8.2.1 Manual:
Cuando sus funciones requieren personal de operación durante las 24 horas.
2.8.2.2 Semiautomáticas:
Cuando parte de sus funciones se realiza con controles automáticos, exigiendo
personal de operación para cumplir con el resto de las mismas. Solo se realiza
supervisión de las variables principales (niveles de tanques, presión de bombeo y
del sistema).
2.8.2.3 Automáticas:
En su totalidad todos sus sistemas se encuentran automatizados, en donde las
señales son recogidas por el PLC, y a su vez es enviada al SCADA.
2.8.3.- Componentes de las Estaciones de Flujo.
2.8.3.1 Múltiples de Producción
Son cabezales de tuberías donde se unen varias líneas de flujo bifásico.
Representan un sistema de recibido al llegar el flujo al eductor de cada uno de los
pozos productores asignados a la estación. Por medio de las interconexiones del
sistema y la disposición apropiada de válvulas se facilita la distribución, el manejo y
el control del flujo de los pozos, como se puede ver en la figura 4.
Figura 4. Múltiples de Producción, (General y de Prueba).
2.8.3.2 Separador de Prueba.
Un separador es un recipiente a presión que se utiliza para medición con el
propósito de separar el fluido bifásico de los pozos en sus componentes gaseosos y
líquidos. En los separadores de prueba se miden los volúmenes de líquido y gas
asociados a cada pozo. Los llamados separadores de doble cámara se conforman
PRUEBA
GENERAL
de dos cámaras, superior e inferior, unidos mediante una válvula. En la cámara
superior se separa el gas del líquido y en la cámara inferior se descarga el líquido
hacia la línea que lo transporta a los tanques de almacenamiento.
Para determinar el volumen de líquidos asociados al pozo en prueba, se
cuenta con un sistema de control de nivel limitado por dos interruptores neumáticos
que establecen un ciclo de llenado y vaciado de la cámara inferior, cuyo volumen es
conocido, de esta manera el volumen total se calcula contando el número de
vaciados o golpes ejecutados durante la prueba. El número de separadores de
prueba se determina en función de la capacidad de la estación y el número de
pruebas mínimas por pozo según el Ministerio de Energía y Minas (aceptable por
pozo una prueba de 8 horas al mes).
2.8.3.3- Separadores generales o de producción.
En los separadores generales o de producción, se realiza la función de
separación gas - líquido de toda la producción de los pozos y mediante una válvula
de descarga se envía hacia los tanques de almacenamiento. Estos separadores
cuentan con un sistema de control de nivel que evita el paso de líquidos al sistema
de gas de la instalación. Adicionalmente, el sistema de protección consta de un
interruptor neumático de nivel que actúa como respaldo al sistema de control y envía
una señal para abrir la válvula de descarga. Para que un separador de crudo y gas
realice sus funciones, su presión debe mantenerse a un nivel tal que el líquido y el
gas puedan ser descargados en sus respectivos sistemas de recolección. La presión
es mantenida mediante el uso de una válvula de control de presión en cada
separador. Los separadores que se utilizan con mayor frecuencia son los verticales y
horizontales, para baja y alta presión respectivamente. Específicamente en la U.E
Tía Juana Lago se utilizan los separadores tipo vertical.
2.8.3.4- Línea de flujo.
Constituye la unión desde el cabezal de un pozo hasta el múltiple de producción
de su correspondiente estación de flujo. Son fabricadas en diferentes diámetros,
series y rangos de trabajo y se seleccionan según el potencial de producción y
presiones de flujo del sistema. Las líneas de flujo se diseñan de acuerdo a la
máxima presión de operación, el caudal de flujo a manejar, la longitud de la línea, la
variación de presión tolerable, las condiciones geográficas, de subsuelo y del
mantenimiento requerido. Con estos datos, es posible seleccionar el diámetro de la
línea, el peso y el tipo de tubería.
2.8.3.5 Depurador
Es un recipiente con características físicas similares a los separadores, pero con
elementos físicos internos adicionales que permiten eliminar los restos de las
partículas de crudo en suspensión en el gas proveniente de los separadores, y
purificarlo. Por diseño estos recipientes trabajan para eliminar humedad en el gas,
para evitar el envío de líquidos a las Plantas Compresoras. Estos cuentan con un
sistema de control de nivel que evita el paso de líquidos al sistema de gas de la
instalación. Adicionalmente, el sistema de protección consta de un interruptor
neumático de nivel que actúa como respaldo al sistema de control, y envía una señal
para abrir la válvula de descarga y drenar los líquidos que se acumulan hacia los
tanques de la estación.
2.8.3.6 Tanques de Almacenamiento
Son los recipientes destinados al almacenamiento temporal o compensación del
crudo proveniente de los separadores. Los tanques cuentan con un sistema de
control de nivel, conformado por interruptores de nivel que cumplen con la función de
apagar para evitar la succión en vacío, o encender las bombas para evitar el
derrame de crudo, dependiendo de la altura en la cual se encuentre el nivel de los
tanques.
2.8.3.7 Bombas de Transferencia de Crudo
Son las encargadas de impulsar el crudo desde los tanques a través de la línea
de bombeo, hacia la red de recolección para finalmente desembocar en los patios de
tanques de la División. El sistema de bombeo tiene como función principal,
suministrarle al fluido la energía necesaria para llegar por intermedio del oleoducto a
los tanques de almacenamiento, este sistema comprende las bombas y los motores
eléctricos para accionarlas. El funcionamiento del sistema de bombas en una
estación de flujo, está controlado por una serie de interruptores (uno para cada
bomba), instalados en un tablero, estos interruptores abren o cierran un contacto
eléctrico que permite la acción automática y manual de las bombas la figura 5
muestra una bomba de transferencia de crudo.
Figura 5. Bombas de Transferencia de Crudo.
2.8.3.8 Sumidero y Bomba de Lavado
Para recuperar los volúmenes de crudo y aceite que puedan derramarse en la
plataforma de la instalación, existe en las estaciones un sumidero y un sistema de
recolector de derrame, constituido por bandejas y una red de ductos y tuberías.
2.8.3.9 Sistema de Inyección de Química
Para minimizar el contenido de agua en el crudo y la formación de emulsiones en
las líneas de bombeo, con el objetivo de facilitar la separación de crudo y agua en
los patios de tanques, se inyecta al crudo producto desmulsificante en las
estaciones, situadas en sitios estratégicos de la red de recolección de las
Estaciones. Estos son inyectados en puntos ubicados en los múltiples de
producción, y cumpliendo con la tasa recomendada por el grupo de tratamiento
químico, el cual evalúa periódicamente el proceso de deshidratación.
2.8.3.10 Sistemas Auxiliares
Estos sistemas sirven de apoyo a los procesos involucrados en las Estaciones de
Flujo, entre los cuales se encuentra el sistema eléctrico, el sistema de gas de
instrumentos, el sistema de válvulas de seguridad y alivio, sistema de protección
contra incendios, y el sistema pararrayos.
2.8.3.11 Sistemas de Gas
Los sistemas de gas están conformados por las plantas compresoras de gas, las
redes de recolección y de distribución de gas, y los múltiples de distribución
levantamiento artificial por gas (MLAG).
2.9 Factores que inciden en la separación de crudo y gas.
Los factores principales que inciden en la separación son:
- La composición de los fluidos.
- La presión del separador.
- La temperatura en el separador.
- El tiempo, velocidad de gas y líquido.
- Propiedades físicas de los fluidos.
- Extracción de las gotas de petróleo impregnadas en el gas.
- Acción de reflujo – grado de agitación.
- Área de la superficie de contacto gas y líquido.
- El volumen del espacio disponible para gas y petróleo en el separador.
- La cantidad de agua en el separador.
- La espuma y/o emulsión.
- Espacio disponible para el gas.
- Diferencia entre las densidades de gas / líquido.
- Tamaño de las partículas de líquido en la fase gaseosa o de las partículas
gaseosas en la fase líquida.
- Identificación de las impurezas y contaminantes H2S, CO2, entre otros.
- Las etapas de separación.
2.10.- Múltiples de inyección de gas.
Son estructuras que se utilizan en la distribución e inyección de gas a alta presión
(1200 – 1300 psi), provenientes de las plantas de compresión para el levantamiento
de fluidos, específicamente. Los múltiples pueden dividirse en manuales y
automatizados:
Manuales (Convencional): son múltiples cuyo funcionamiento como lo indica su
nombre se hace de forma manual, es decir, que los parámetros para los diferentes
cálculos se procesan de los datos recolectados de los registradores mecánicos
ubicados en los distintos puntos de medición (pozo, carrera de medición)
Automatizados (Local / Remota): este tipo de múltiple, su funcionamiento en la
mayoría de los casos es completamente automatizada cuyos registros de presión
diferencial, presión estática, temperatura, gamma y flujo de gas por hora se hace
mediante transmisores electrónicos los cuales envían la señal a una remota y luego
a un centro de control ubicado en tierra. Dentro del proceso general de un múltiple
de inyección de gas de levantamiento se pueden dar cuatro sub-procesos los cuales,
se mencionan:
- Recepción de gas de levantamiento artificial
- Distribución de gas de levantamiento artificial
- Medición de gas de levantamiento artificial
- Control de gas de levantamiento artificial
2.10.1.- Recepción de levantamiento artificial.
El gas que proviene de las plantas pasa por una válvula de control, la cual
cumple la función de regular y mantener la presión de operación necesaria en el
múltiple. En el subproceso de recepción del múltiple de inyección de gas de
levantamiento, los equipos asociados de mayor relevancia son los siguientes:
- Línea troncal de suministro de gas.
- Válvula de control de suministro de gas.
2.10.2.- Distribución de levantamiento artificial.
Después que el gas es recibido y controlado por la válvula de control, pasa a un
múltiple, el cual va a dirigir el flujo de gas de levantamiento a cada uno de los pozos
asociados. En el subproceso de distribución del múltiple de inyección de gas
levantamiento, los equipos asociados principales son los siguientes:
- Múltiple de distribución de gas de levantamiento
- Válvula de bloqueo del gas de levantamiento de suministro por pozo.
2.10.3.- Medición de gas de levantamiento artificial.
El flujo de gas de levantamiento es medido utilizando un elemento de medición
primario (placa orificio) asociado a un instrumento mecánico de medición del flujo
por el método de presión diferencial para el múltiple convencional. En los múltiples
automatizados la presión diferencial es medida por transmisores de flujo. Los
equipos que se utilizan para la medición del gas de inyección o gas de levantamiento
son los siguientes:
- Elementos de medición primario (placa Orificio)
- Elementos de medición secundario (medidor / transmisor).
2.10.4.- Componentes de un sistema de gas de levantamiento artificial.
- Fuente de gas de alta presión: compuestas por plantas de compresión.
- Líneas de distribución: general (estaciones y múltiples) e individual.
- Controles de superficie:
- Choque ajustable (doble control de flujo)
- Registrador de doble pluma (THP-PLP)
- Medidor de flujo.
- Equipos de subsuelo: mandriles y válvulas de inyección de gas de
levantamiento.
2.11.- Sistemas de recolección.
El sistema de recolección es el que se encarga de recolectar el gas producido por
los pozos, para enviarlo a las plantas compresoras. Se compone de todas las
tuberías de baja presión (30-55 lpcm) separadores y equipos auxiliares, los cuales
conducen el gas desde los pozos y estaciones de flujo. El sistema de recolección de
gas de alta incluyen todas las tuberías de alta presión, estaciones de flujo, múltiples
de inyección de gas de levantamiento e igualmente equipos auxiliares. A
continuación se muestran las figura 6 Sistema de levantamiento artificial por gas, la
Figura 7 sistema de recolección de gas y figura 8 sistemas de recolección de crudo
de la U.E Tía Juana Lago:
MAC-LL-2
MAC-LL-8
TJ-2-16
TJ-1-01
TJ-1-02
TJ-1-03
TJ-1-04
TJ-1-05
TJ-1-06
TJ-1-08
TJ-1-09
TJ-1-10
TJ-1-11
TJ-1-12
TJ-2-13
TJ-1-14
TJ-1-18
TJ-1-19
TJ-1-20
TJ-1-22 TJ-1-
24
TJ-2-01
TJ-2-02
TJ-2-03
TJ-2-04
TJ-2-05
TJ-2-07
TJ-2-08
TJ-2-09
TJ-2-11
TJ-2-12
TJ-2-14
TJ-2-15
PC-TJ-3
PC-TJ-2
PC-TJ-5
PC-LL-1
TJ-1-15
TJ-1-23
TJ-1-21 TJ-1-
13
TJ-2-10
MG-LL-11
MG-TJ-5-1
TJ-2-06
MG-LL-957A
TJ-1-07
MG-TJ-5
MG-LL-784
MG-LL-475
LL-Y
MG-LL-15
TJ-1-25 TJ-1-
17
LL-413
TJ-3-10
TJ-3-13
TJ-3-17
TJ-3-21
TJ-3-25
TJ-3-28
TJ-3-32
TJ- 358
TJ- 299
TJ-3-39
MG-LL-750
PC-TJ-1
PC-TJ-4
TJ-3-14
TJ-1-16
TJ-3-27
Figura 6 Sistema de Levantamiento artificial por gas.
REV: 23-07-07
ING. ANTONIO
C.
ESTACION DE FLUJO MULTIPLE DE GAS LIFT UE TJ LAGO
PLANTA DE CONSERVACION DE GAS MULTIPLE DE PRODUCION CON SEPARADOR MULTIPLE DE PRODUCCION SIN SEPARADOR MACOLLAS DE PRODUCCION
SISTEMA DE LAG PC TJ-3 / MG TJ-5
MULTIPLE DE DISTRIBUCION DE GAS
L E Y E N D A
MULTIPLE DE GAS LIFT UE CSL
RECIBE O ENTREGA GAS EXTERNA
PC-TJ-3
PC-LL-1 LL-Y
VIENE DE LH-25
VIENE DE LL-52
MP-2
16" 16"
16" 20"
16"
16
" 20"
30"
30"
30" 16"
40" MP-4
EF-PB-19
24"
16" VIENE VAPORES
GLP 10" 10"
30"
26"
30" 30"
40" 40
" 40"
MP-3
24"
30" 20"
30"
30"
30"
24" 24"
30"
30" 30" 40"
40"
24"
30"
30"
30" 30"
24" 30"
30"
20"
16" 40”
30"
ESTACION DE FLUJO U.E. CS
L MULTIPLE DE
GAS LIFT UE TJ
LAGO PLANTA DE CONSERVACION DE GAS MULTIPLE DE
PRODUCION CON SEPARADOR
MULTIPLE DE PRODUCCION SIN SEPARADOR MACOLLAS DE
PRODUCCION MULTIPLE DE DISTRIBUCION DE GAS ( LA
G )
L E Y E N D A
MULTIPLE DE GAS LIFT UE
CSL
MULTIPLE DE
RECOLECCION
DEGAS LINEA DE RECOLECCION DE GAS
ESTACION DE FLUJO U.E. T
J .LAGO
ESTACION DE FLUJO CONVENIO L
L -652 ESTACION DE FLUJO
U.E. L
S
UD-1
30” 36”
VIENE DE LAGOMAR
24"
12" 24"
34"
30"
40" 40"
40" 40"
20" EF-TJ-19
EF-TJ-20 EF-TJ-18
EF-TJ-13
EF-TJ-14
TJ-4-2
TJ-4-1
EF-TJ-15
PC-TJ-4
EF-TJ-10
MG-TJ-8
EF-TJ-6
EF-TJ-16
EF-LL-59 EF-LL-61
PC-TJ-1
EF-LL-91
EF-LL-76
EF-LL-63
EF-LL-67
MG-LL-78 M-LL-66
M-LL-60 EF-LL-
65
EF-LL-69
EF-LL-83
EF-LL-68
EF-LL-77 A
EF-LL-72
PC-TJ-5
TJ-5-1 M-LL-85
EF-LL-81
M-LL-84
PC-TJ-2
EF-LL-62
EF-LL-79
EF-LL-75
EF-LL-74
EF-LL-73
EF-LL-71
EF-LL-80
Figura 7 Sistema de recolección de gas.
M-LL-23
MAC-LL-2
GAS A PIA LL -10
ESTACION DE FLUJO MULTIPLE DE GAS LIFT UE TJ LAGO
PLANTA DE CONSERVACION DE GAS MULTIPLE DE PRODUCION CON SEPARADOR MULTIPLE DE PRODUCCION SIN SEPARADOR MACOLLAS DE PRODUCCION
LINEAS DE TRANSFERENCIA
MULTIPLE DE DISTRIBUCION DE GAS
L E Y E N D
A
MULTIPLE DE GAS LIFT UE TJ LAGO
LINEAS DE BOMBEO RAMAL SUR
LINEAS DE PRUEBA LINEAS DE BOMBEO RAMAL NORTE
MULTIPLE DE BOMBEO
12"
16"
12"
12" 6"
12" 12"
12"
24" 12"
12"
12" 6"
6"
8"
20"
6"
24"
12"
12"
12"
12" 12" 8"
16"
M-TJ-10
24"
10"
24"
12"
12"
8"
ULE
8"
LINEA INACTIVA
12" 12"
M-TJ- 1
EF-TJ-6
EF-LL-69
EF-LL-63
EF-LL-76
LL-620
EF-LL-65
EF-LL-68
M-LL-01
PC-LL-1 LL-480
LL-428
EF-LL-67
LL-4
M-LL-85
EF-LL-62
EF-LL-71
EF-LL-80 LL-708
LL-2
EF-LL-73
EF-LL-75
EF-LL-74 M-LL-929
MAC-LL-1
M-LL-84
12"
12"
12"
8"
8" 4"
10" 4"
12"
M-TJ-403
12"
12" 12"
8"
12"
M-TJ-6 12"
16"
12"
ULE
12"
12" 12" 12" 12"
12" 8"
10"
MAC-LL-08
EF-TJ-16
EF-TJ-5 M-TJ-8 M-TJ-2
EF-TJ-10
EF-TJ-15
EF-TJ-13 EF-TJ-14
EF-LL-59 EF-LL-61
EF-TJ-18
TJ-421
TJ-453
EF-LL-81
Figura 8 Sistema de recolección de Crudo.
2.12.- Medición de fluidos.
Un medidor de flujo es un dispositivo que mide la tasa de flujo o cantidad de un
fluido en movimiento a través de un ducto abierto o cerrado. Usualmente consiste de
un elemento primario y un elemento secundario (Norma ISA.51.1)
a.- Elemento primario: es un dispositivo instalado interna o externamente en el
ducto del fluido, que produce una señal de relación definida con el flujo de fluidos de
acuerdo a las leyes físicas conocidas, relacionando la interacción del fluido a la
presencia del elemento primario.
b.- Elemento secundario: es un dispositivo que responde a la señalización del
elemento primario y la convierte en una señal de salida que puede ser traducida en
tasa de flujo de cantidad.
2.12.1.- Clasificación y selección de los medidores.
De acuerdo al elemento primario utilizado, los medidores de flujo pueden ser
clasificados en medidores de cantidad y medidores de tasa.
La selección de un medidor es determinada por su confiabilidad, tanto de
medición, como de mecánica y prueba. Con el propósito de lograr una mayor
exactitud en la medición de los fluidos manejados, la selección de un medidor
adecuado para un determinado servicio requiere de la aplicación de una serie de
criterios tendentes a facilitar el dispositivo más idóneo al más bajo costo.
Los criterios básicos de selección, usados comúnmente son los siguientes:
- Tipo de fluido.
Líquidos.
Gases.
Vapor de agua.
- Propósito de la medición.
Control de flujo.
Distribución de volúmenes.
Control de inventarios.
Venta de productos.
Obtención de datos de ingeniería o procesos.
Exactitud requerida.
Con propósitos de contabilidad (0.5 a 1.0%).
Con propósitos de control (1.0 a 2.0%).
Volumen a manejar.
Costo relativo.
Costo de instalación inicial.
Costo de mantenimiento.
Facilidades de mantenimiento y calibración.
Requerimiento de herramientas o equipos especiales.
Entrenamiento requerido de personal.
Limitaciones físicas de la instalación.
Requerimiento de espacio para tuberías.
Disponibilidad de energía eléctrica.
Clasificación de áreas peligrosas.
2.12.2.- Medidores de tasa de flujo.
Este tipo de medidor ha sido hasta ahora el más usado de los métodos
disponibles para medir flujo de fluidos. Es un método que ha permanecido vigente,
debido a que la mayoría de los otros métodos requieren de montaje de líneas o de
un instrumento transmisor lo cual dificulta su mantenimiento y remoción.
Un medidor diferencial puede ser fácilmente aislado, puesto en cero y verificado
sin detener el proceso con el propósito de revisarlos, repararlos y calibrarlos, a
diferencia de los medidores en línea donde el flujo debe ser desviado para lograr
aislar el equipo y removerlo. A continuación se describen dos de ellos:
2.12.2.1- Tubo Vortex.
Es un tipo de medidor que se utiliza para la medición de fluidos con velocidad no
muy alta.
Figura 9 Medidor Vortex
2.12.2.1.1.- Principio de medición.
Este tipo de medidores se basa en el fenómeno de formación de vórtices o
remolinos, conocido como el efecto Von Karman, cuando un fluido encuentra en su
trayectoria una obstrucción que lo separa en dos partes, las cuales empiezan a girar
en sentidos contrarios produciendo oscilaciones cuya frecuencia es proporcional a la
velocidad del fluido. Este efecto es claramente advertido en el vaivén de las
banderas izadas en medio de una brisa de intensidad constante.
2.12.2.1.2.- Aplicaciones para este tipo de medidor.
La alta “rango habilidad” de este medidor permite que sea utilizado en
aplicaciones con alta variabilidad del flujo, por lo cual, es adecuado para la medición
del “gas total” a la salida de separadores de medida, evitando así la utilización de
placas de orificio con diferentes diámetros para cumplir con la gama de rango.
2.12.2.1.3.- Ventajas y desventajas:
Ventajas:
- No existen partes móviles en el caudal de flujo.
- Puede medir gases, líquido y vapor de agua.
- Alta capacidad en relación al diámetro de la línea.
- Amplio rango de flujo (10:1).
- Provee una señal lineal con el flujo.
- Los medidores de líquido son fáciles de calibrar.
Desventajas:
- Requiere de electricidad para obtener lectura.
- Exactitud relativamente pobre.
- Requiere de secciones especiales de tuberías aguas arriba y aguas abajo del
medidor.
- Es susceptible a contaminantes en la línea.
- Los medidores de gas y vapor son difíciles de calibrar.
2.12.2.2.- Placa Orificio.
2.12.2.2.1.- Principio de funcionamiento.
Es un medidor que deduce la tasa de flujo volumétrico midiendo alguna propiedad
dinámica de la corriente de flujo. La medición del fluido esta basada en el principio
físico de la caída de presión de un fluido fluyendo a través de una restricción en la
línea es igual al cuadrado de la velocidad del fluido. Se trata de una placa metálica
circular con un orificio, por lo regular en su centro, que se coloca en una brida
montada en forma conveniente en la tubería donde circula el fluido. El tamaño del
orificio es importante, ya que determina el grado de restricción que habrá en la línea.
Un orificio grande presenta una restricción baja y, en consecuencia, una presión
diferencial de baja magnitud. Por otro lado, un orificio pequeño presenta una gran
restricción y una presión diferencial elevada. La presión diferencial desarrollada
entre ambos extremos del orificio siempre es proporcional a la velocidad del fluido
que circula a través del mismo. Una velocidad elevada produce una diferencia de
presión alta. De la misma manera, una velocidad baja produce una presión
diferencial baja.
Figura 10 Dibujo esquemático del flujo a través de la placa de orificio
D1 Flujo D2
(a)
Toma de presión
45º
(B)
Existen tres tipos de placas de orificio, a continuación se describirán cada una de
ellas:
Orificio concéntrico: éste no posee piezas en movimiento y su capacidad de
medición es en función del diámetro de la línea, variando únicamente el diámetro
del orificio el cual es considerablemente económico. Puede medir gases, líquidos
y vapor de agua. En la figura 11 se puede ver una ilustración de este tipo de
orificio.
Orificio excéntrico: éste puede usarse para medir fluidos contaminados con
sólidos, aguas aceitosas y vapor húmedo gracias a la localización del orificio
(Figura 12). Al igual que el orificio concéntrico su capacidad de medición es en
función del diámetro de la tubería.
Orificio segmentado: es usado generalmente para la medición de fluidos
gaseosos o líquidos con contenidos de sólidos. La porción circular del segmento,
toca el perímetro de un círculo imaginario con un diámetro equivalente a un 98
por ciento del diámetro interno de la tubería. El segmento abierto puede ser
colocado en el tope o en el fondo de la línea dependiendo del servicio para el
cual se requiera.
2.12.2.2.2 Sujetadores de placa de orificio.
Las placas de orificio se sujetan en sitio con la ayuda de un porta placa que
puede ser un par de bridas o un dispositivo comercial para facilitar su inserción o
remoción de la tubería. Las bridas siguen siendo el medio más económico que existe
Figura 11 Orificio concéntrico.
Figura 12 Orificio excéntrico.
para sujetar las placas de orificio en la línea, siempre y cuando no sea necesario
cambiarlas con frecuencia.
Existen otros dispositivos que permiten evitar la movilización de la tubería, se
usan por ser más prácticos y porque algunas veces el diseño de las tuberías hace
imposible utilizar bridas de orificio por no existir posibilidad de mover la tubería para
cambiar las placas.
Algunas especificaciones generales sobre los tipos de sujetadores son:
Bridas de orificio: se utilizan cuando el plato no va a ser cambiado con
frecuencia, tal como en el caso de aplicaciones de control de flujo donde el
caudal será más o menos constante. Además, se usan para la medición de flujo
de fluidos y gases en sistemas de refrigeración, instalaciones de aire
acondicionado, sistemas de plomería, plantas de procesamiento de alimentos y
en otras instalaciones donde se requiere medición precisa y económica (Figura
13).
Porta placa de una cámara (simplex): son equipos de una sola cámara que
utilizan placa de orificio de tamaño universal y unidades de sellado removibles.
Estos porta placas permiten remover o insertar la placa de orificio rápidamente y
de manera económica. Los porta placas simplex usan cuerpos de una sola pieza
como se puede ver en la figura 14
Porta placa de dos cámaras (sénior): es la alternativa más costosa, pero también
es la más flexible desde el punto de vista operacional. Las placas pueden ser
cambiadas sin interrumpir el flujo. Cuando las condiciones de operación, y no el
costo ni la disponibilidad del equipo, son los parámetros de mayor importancia en
una instalación de medición de caudal, el portaplaca de dos cámaras es la
elección más conveniente (Ver Figura 15)
Figura 13 Bridas de Orificio
2.12.2.2.3.- Especificaciones placa orificio.
1.- El espesor de una placa orificio para tuberías de diámetro nominal de 2 a
10 pulgadas deberá ser al menos de 0.115 pulgadas, mientras que para una tubería
de 12 pulgadas deberá ser al menos de 0.175 pulg. Tal como se muestra en la
tabla N° 1, el espesor máximo varía de 0.130 a 0.398 pulg, según aumenta el
diámetro de la tubería de 2 a 12 pulg.
Tabla1 Espesor – diámetro placa orificio Fuente: AGA Report N° 3
2.- El lado de la placa orificio corriente arriba deberá ser tan plano como pueda ser
obtenido comercialmente, y en posición perpendicular con respecto al eje del tubo.
Debido a que es difícil de obtener un acabado completamente plano, se considerará
aceptable cualquier placa cuya desviación del nivel plano no sea mayor de 0.010
pg/pg con respecto a la altura (D/d)/2.
DI.
Nominal 2 3 4 6 8 10 12
Mínimo 0.115 0.115 -
0.115
0.115 -
0.115
0.115 -
0.115
0.115 -
0.115
0.115 -
0.175 0.175
Máximo 0.130 0.130 -
0.130
0.130 -
0.130
0.163 -
0.192
0.254 -
0.269
0.319 -
0.379 0.398
Recomen
dado 0.125
0.125 -
0.125
0.125 -
0.125
0.125 -
0.125
0.125 -
0.125
0.250 -
0.250 0.250
Figura 14 Porta Orificio Simplex.
Figura 15 Porta Orificio Senior.
3.- La placa debe ser mantenida limpia y libre de acumulación de sucio y otros
materiales extraños.
4.- El espesor de la placa orificio en el extremo o borde del orificio no deberá
exceder: 1/50 de diámetro del tubo, D 1/8 del diámetro del orificio, d
5.- En algunos casos el espesor del orificio de la placa será más grande que el
permitido por las limitaciones, en tales casos el borde o extremo del lado corriente
abajo deberá ser cortado (biselado) en un ángulo de 45° o menos hacia al lado de la
placa.
6.- El orificio debe ser concéntrico con el interior del tubo medidor o el orificio del
accesorio. La concentricidad deberá ser mantenida dentro de un 3% del diámetro
interno del tubo o del accesorio a lo largo de cualquier diámetro.
7.- El diámetro medido del orificio deberá ser tan aproximado como al usado en la
computación del factor básico de orificio.
8.- Se recomienda para mediciones comerciales de gases que la razón β diámetro
del orificio sobre diámetro del tubo, d/D sea limitada por:
Para medidores que usan bridas roscadas β deberá estar entre 0.15 a 0.70.
Para medidores que usan tubos roscados β deberá estar 0.20 y 0.67.
2.12.2.2.4.- Cálculo del coeficiente (factor) para medidores de orificio.
FmxFaxFwlfxFgxFrxYxxFbxFpbxFtPfxhwQ (1)
PfxhwxCQ ' (2)
Donde: hw = Presión diferencial a través del orificio, medida en pulgadas de agua a 60 ºF
Pf = Presión estática, en lpca
Fpb = Factor básico de orificio
Ftf = Factor de temperatura de flujo
Fpv = Factor de supercompresibilidad
Fg = Factor de gravedad específica
Fr = Factor del Número de Reynolds
Y = Factor de expansión
Ftb = Factor de temperatura base
Fm = Factor manométrico
Fa = Factor de expansión térmica del orificio
Fwl = Factor de localización de la medición
C = Constante de flujo de orificio
Uso de discos de lectura directa (raíz cuadrada)
Estos discos registran la raíz cuadrada de la presión diferencial (Lectura diferencial-
Ldif) y la raíz cuadrada de la presión estática absoluta (Lectura estática-Lest).
La relación entre las presiones y las lecturas diferencial y estática, viene dada por
las siguientes ecuaciones:
100
2xRdifLdifhw (3)
100
Re2 sortexLestPf (4)
Donde:
Resorte = Rango de presión máximo, en lpc
Rdif = Rango diferencial máximo , en pulgadas de agua
Al reemplazar las ecuaciones 3 y 4 en 2, se obtiene:
100
Re
'
sortexRdifM
ifxMxLestxLdCQ
(5)
Como el volumen de gas resultante de la ecuación 5 está en PCS/hr y se requiere
en MMPCSD (millones de pies cúbicos estándar por día) debe multiplicarse por 24 y
dividir por 1.0000.000. Luego la ecuación resultante es:
xLestxLdifxxMxCQ 6' 1024
Por lo tanto el Factor diario (Fd) del punto de medición viene dado por:
6' 1024 xxMxCFd
Cálculo de los factores:
Factor básico de orificio (Fb).
Este factor depende de la localización de la conexión, el diámetro interno del
corrido, y el tamaño del orificio. El factor básico de orificio se determina con aire de
densidad relativa de 1.00. Con una fuerza dada aplicada sobre el gas, una cantidad
más grande de gas liviano puede ser empujado a través de un orificio que una de un
gas más pesado. Para hacer aplicable el factor básico de orifico a cualquier gas, se
tiene que aplicar las correcciones adecuadas para gravedad específica. Por lo tanto
se tiene que:
5.0
32
2
5
22
5
2
55
4
6
0
0
2
530
420090005000830
7.0365
5.0034.0
009.0
5.007.0
16.14.0
076.0364.0
007.05993.0
10
151
178.338
DB
BxxxdxE
xD
xD
Dx
Dxx
DDK
dx
xE
KK
xKxdFb
e
e
Factor del Número de Reynolds (Fr).
Este factor depende del tamaño de la tubería, viscosidad, densidad y velocidad
del fluido. Para su determinación la extensión a la cual opera el medidor tiene que
ser conocida, además del tamaño del orificio y la tubería. La extensión usada en la
determinación de Fr puede ser escogida de muchas maneras. La exactitud de cada
método dependerá de las condiciones individuales del flujo.
El método seleccionado daría tanta exactitud como un promedio de la extensión
como sea posible, con las tolerancia del resto de los factores. Para presiones bajas
de 100 lpc, podría ser necesario calcular Fr diariamente, donde algunas extensiones
de presiones promedia estimada pueden ser suficientes para presiones por encima
de 100 lpc.
Existen muchos métodos, cualquiera de los cuales puede ser utilizado y arrojar
esos valores promedios. Por ejemplo son:
- Promedio diario de hwxPf
- Promedio de hwxPf después de la instalación del plato y un
promedio periódico de hwxPf bajo condiciones normales de flujo.
- Un medio de la raíz cuadrada del rango de la carta (100 pulg, cartas de
1000lpcm a 14.7 lpca podría ser 1/2 27.15971014100 x )
- Un medio del diferencial 3/4 del rango de la presión 100 pulg cartas
de 1000 lpcm a 14.7 lpca podría ser 54.1957.1014100 x )
Para ello es importante tener en cuenta que:
41
604.0
128351
K
hwxPfxdxKx
EFr
Factor de expansión (Y).
A diferencia de los líquidos, cuando al gas fluye a través de un orificio, el cambio
en la velocidad y en la presión viene acompañado de un cambio en la densidad. La
expansión de un gas a través del orificio es esencialmente adiabática. Bajo esas
condiciones, la densidad de la corriente cambia debido a la caída de presión y el
cambio de la temperatura adiabática. Un factor de expansión Y, calculado para el
caso adiabático e irreversible se incluye en la fórmula del medidor orificio para
corregir esas variaciones en la densidad. Es una función en el diferencial de presión,
la presión absoluta, el diámetro de la tubería, el diámetro del orificio y el tipo de
conexión.
Para tomas en brida, aguas arriba de la placa orificio:
D
d
Cv
Cpk
xPf
hwX
k
XxxY
i
i
i
i
3.1
707.27
35.041.01 4
Donde “d” es el diámetro del orificio y “D” el diámetro interno de la línea donde se
encuentra instalado el medidor, ambos en pulgadas. Beta es la relación entre
ambos.
“Pf” y “hw” ya fueron definidos y se calculan por:
100
Resorte
1002
2
xLestPf
xRdifLdifhw
Los valores resultantes de Pf y hw se emplean también para el Factor del Número
de Reynolds. Es de hacer notar que, generalmente, los valores de lectura estática
(Lest) y lectura diferencial (Ldif) empleados para el cálculo de “Pf” y “hw” son valores
promedio de lo registrado en los discos de lectura directa (raíz cuadrada) o valores
deseables en el registro.
Factor de presión base (Fpb)
La mayoría de las locaciones utilizan 14.73 lpca esta es la presión base adoptada
por la American Gas Association (AGA), la cual representa la presión atmosférica a
nivel del mar. Este factor es una aplicación directa de la Ley de Boyle en la
corrección para una diferencia de presión a la de la base de 14.73 lpca. La variación
de presión de esta presión base definida (14.73 lpca) afectará el cálculo del volumen
de gas. Así que para corregir el volumen de gas por efecto de la presión base es
necesario aplicar un factor de multiplicación determinado por la división presión base
absoluta por la presión base absoluta aplicada:
)(
73.14
lpcaepresiónbas
lpcaFpb
Factor de temperatura base (Ftb)
Sesenta grados Fahrenheit es el valor de la temperatura usado por la industria
como temperatura base en el cálculo de la medición de gas. Si se desea calcular las
mediciones bajo algún otro valor de temperatura este factor sería usado en una
aplicación directa de la Ley de Charles para corregir este cambio de valor de 60ºF.
El gas medido a una temperatura base tendrá un volumen de gas calculado
diferente. Esto es, si el gas es medido a una temperatura base de 60ºF y vendido a
una temperatura base de 70ºF, la compañía tiene que corregir el volumen a la
presión base utilizada para los cálculos, o este en caso se perderá dinero. Esta claro
que la temperatura absoluta de base (60ºF) dividida para la temperatura base
utilizada o el contrato daría un factor que sería aplicado para corregir las lecturas
del medidor en términos de la temperatura del contrato. Así que:
520
º460 FaBaseTemperaturFtb
Factor de temperatura de flujo (Ftf).
La temperatura fluyente tiene dos efectos sobre el volumen. Una temperatura más
alta significa un gas más liviano por lo que el flujo se incrementará. También una
temperatura más alta causa que el gas se expanda, lo cual reduce el flujo. El efecto
combinado causa que la cantidad de flujo de gas varíe inversamente a la raíz
cuadrada de la temperatura absoluta de flujo. De manera que:
460)(º
520
FTfFtb
Donde Tf es la temperatura del flujo.
Factor de gravedad específica (Fg).
Se usa para corregir los cambios en la gravedad específica, por lo que podría ser
usado sobre la gravedad especifica fluyente actual al cual se determina por pruebas.
La gravedad específica puede ser determinada continuamente por un registrador
gravitómetro o sobre un balance de gravedad que puede ser realizado diariamente,
semanalmente o mensualmente o con la frecuencia que sea necesaria para conocer
las condiciones del contrato. Este factor varía inversamente a la raíz cuadrada de la
gravedad específica, así que:
GFg
1
Donde G es la densidad relativa del gas, obtenida del análisis cromatográfico.
Factor de supercompresibilidad (Fpv)
Este factor corrige el hecho de que los gases no siguen la ley de los gases
ideales, varía con temperatura, presión y gravedad específica. El desarrollo de la
ecuación general envuelve la densidad actual del fluido al punto de medida. En la
medida del gas esto depende de la presión y temperatura fluyente. Para trasladar los
volúmenes calculados de la presión y de la temperatura fluyente a la presión y
temperatura base, es necesario aplicar la ley de los gases ideales.
Todos lo gases desvían su comportamiento del ideal a altas o bajas extensiones.
La densidad actual de un gas bajo alta presión es usualmente más grande que la
densidad teórica obtenida por el cálculo de la ley de los gases ideales. Esta
desviación ha sido denominada supercompresibilidad. Un factor para tomar en
cuenta esta supercompresibilidad, es necesario en las medidas de algunos gases.
Este factor es particularmente apreciable en líneas de alta presión. La siguiente
ecuación se usa para determinar el factor de supercompresibilidad:
Z
ZbFpv
Donde:
Zb = factor de desviación del gas para condiciones bases.
Z = factor de desviación del gas para condiciones de operación.
Zb y Z se pueden calcular de los gáficos del factor de desviación Zb, para muchas
aplicaciones de medición de gas en términos de condiciones estándares, será igual
a la unidad. Sin embargo, Zb podría ser calculado para cualquier gas que se
desviara del comportamiento ideal a las condiciones estándares.
Factor manométrico (Fm).
Este se usa con manómetros diferenciales de mercurio y compensa la
columna de gas comprimido opuesta por la pierna de mercurio. Usualmente, esto no
se considera para presiones por debajo de 500 lpca, tampoco se requiere para
manómetros diferenciales sin mercurio. El peso de la columna de gas sobre el
depósito de mercurio introduce un error en la determinación de la presión diferencial
a través del orificio, al menos que se realicen algunos ajustes. Este error es
consistente en una dirección y se va incrementando con el aumento de la presión.
La corrección varía con la temperatura ambiente, la presión estática y la gravedad
específica. Desde que las correcciones son muy pequeñas, usualmente algunas
condiciones promedios se seleccionan y un factor es aceptado para los cálculos. Un
método es obtener la temperatura promedio ambiente y de previos registros obtener
una presión promedio y una gravedad específica.
Fm = 1 (Solo aplica para medidores de mercurio)
Factor de localización de medición (Fl).
Fl se usa cuando el medidor orificio se instala en locaciones cuya latitud es
diferente a 45º y la elevación del mar.
Factor de expansión térmica del orificio (Fa).
Este factor se introduce para corregir el error resultante de la expansión o
contracción metálica de las operaciones del orificio a temperaturas apreciablemente
diferentes a la cual el orificio fue hecho. El factor puede ser calculado de la siguiente
forma:
68000185.01 TfxFa
La temperatura de flujo “Tf” en º F.
Esta Fórmula asume que el diámetro del orificio ha sido medido a la temperatura de
68ºF. Como el factor de localización de manómetro este factor puede afectar el
registro del flujo total del gas del medidor de orificio.
2.12.2.2.5.- Ventajas y desventajas del medidor por placa orificio.
Ventajas de la medición del gas con placa orificio:
- Mayor tolerancia a las impurezas del gas natural.
- Cuando un bache de liquido contenido en el gas natural pasa por el punto de
medición de una caja de orificio, se puede continuar prestando el servicio con
un mantenimiento a bajo costo de las partes y equipos propios de la medición.
- Al efectuar el análisis de la presión diferencial y estática, por parte de los
operadores de campo, se realiza el diagnóstico oportuno de la presencia de
líquidos en el gas natural a objeto de poner en vigencia las alertas
respectivas. Cuando la plumilla indicadora de la presión diferencial presenta
oscilaciones continuas, ello advierte sobre la presencia de líquidos en al
corriente del gas natural e indica que aguas arriba de la corriente medidora el
sistema de separación es deficiente, por lo cual se deben implantar los
correctivos del caso.
- Equipos simples y económicos.
- Equipos instalados en los campos petroleros a la intemperie, es decir no
necesitan de instalaciones cerradas.
- Fácil ejecución de mantenimiento, dado que presentan dos cámaras o
compartimentos para el reemplazo del orificio, por necesidades de
incremento de flujo y/o disminución del mismo, y adicionalmente el reemplazo
de partes asociados a los elementos secundarios (caja de registro).
- Partes intercambiables entre las cajas de orificio.
- Luego de salir fuera de servicio una caja de orificio esta puede ser utilizada en
otro sistema similar.
- El sistema de orificios es de fácil interpretación por parte de operadores,
supervisores etc., en relación con las variables de los procesos.
Desventajas de la medición del gas con placa orificio:
- La señal de flujo no es lineal.
- Es inadecuada en la medición de fluidos con sólidos en suspensión.
- El comportamiento en su uso con fluidos viscosos es errático pues la placa se
calcula para una temperatura y una viscosidad dada.
- Produce las mayores pérdidas de presión en comparación con los otros
elementos primarios.
- Instrumento con baja precisión entre 1 y 2%.
- Es fácil que el equipo se descalibre, esto ocurre inclusive con el cambio de la
carta.
- En los últimos tiempos los instrumentos asociados a la caja de orificio
(secundarios), son hurtados con facilidad.
- Pueden ser manipulados con facilidad y el registrador puede quedar fuera de
servicio.
- Se requiere del cambio oportuno de las plumillas del registrador.
- En los puntos de medición alejados de los centros operacionales se requiere
el reemplazo del reloj mecánico (rotación al resorte del reloj) por uno de reloj
con batería a prueba de explosión.
- Dado que, por lo general, no tienen incorporado un medidor de temperatura la
misma se realiza con un promedio lo cual incrementa el porcentaje de error en
la medición.
- En las paradas de emergencia no programadas de la plantas compresoras, al
ocurrir el cierre violento de las válvulas actuadoras y, al empezar el venteo de
gas, se genera gran velocidad del fluido con lo cual se ocasiona dobladura de
los orificios y, en algunos casos, la placa sale del porta orificio y se aloja en
una sección donde existe cambios de dirección de la tubería que finalmente
produce restricción. La misma es solventada una vez que se secciona la
tubería y se procede a retirar el orificio. El sitio exacto del orificio se detecta
por los cambios de temperatura en la tubería.
- Se requiere de correcciones por efectos de viscosidad del fluido.
2.13 Transmisores.
Son instrumentos que captan el valor de la variable y la transmiten a distancia, por
medio de señales estandarizadas, a un instrumento receptor indicador, registrador,
controlador o una combinación de éstos.
Existen varios tipos de señales de transmisión: neumáticas, electrónicas,
hidráulicas y telemetrías. Las más empleadas en la industria son las dos primeras.
Las señales se utilizan ocasionalmente cuando se necesitan una gran potencia.
El transmisor neumático es el instrumento encargado de transmitir los cambios de
la variable en el proceso, utilizando como medio de comunicación el aire
comprimido. Los transmisores neumáticos producen una señal de salida de 3 a 15
psi y los electrónicos de 4 a 20 ma, de 10 a 50 ma y de 1 a 5 voltios.
2.13.1 Importancia de los Transmisores en los Procesos Industriales.
Con los transmisores es posible instalar el sensor de la variable cerca del sitio de
medición y el indicador/registrador o controlador en un sitio distante. La magnitud
medida es transmitida a un receptor que está en una sala de control donde se
centraliza la información. Esto evita riesgos y accidentes, reduce en gran medida los
costos de operación, y contribuye a la optimización y calidad del producto,
manteniendo una información continua del proceso.
2.13.2 Transmisores digitales.
Los transmisores inteligentes o digitales son instrumentos basados en
microprocesadores.
Su función básica es recibir la señal de una variable (temperatura, presión, nivel.
etc.) neumática y convertirla en una señal electrónica, con la finalidad de transmitir
las condiciones de los procesos productivos que se desean conocer.
Dependiendo de las necesidades de la industria, existen varios tipos de
transmisores inteligentes, entre los cuales se pueden mencionar:
Transmisor
PT
Miden una sola variable, la presión. Por lo que
posen una entrada o cámara diferencial. Se
conecta directamente.
FT
Mide dos variable Presión y Flujo. Posee dos
cámaras diferenciales. Se conecta a través
de una placa orificio.
Multivariable
Mide dos o más variables. Posee dos
cámaras diferenciales. Se le puede adaptar
una termocupla para medir temperatura.
Tabla 2 Tipos de transmisores
La Tecnología ha permitido producir transmisores cada vez más sofisticados.
Estos transmisores están basados en la aplicación de un microprocesador y tienen
memoria, lo cual los hace altamente competitivos, tendiendo, actualmente, a
remplazar los tradicionales en la mayoría de las aplicaciones.
Entre sus características y ventajas pueden citarse las siguientes:
Puerto de salida serial y analógico.
Carcaza metálica para aplicaciones en ambientes industriales.
Son configurables.
Se configuran localmente (botones) o a distancia mediante una interfaz.
Su linealidad es muy buena.
Aceptan funciones cuadráticas y lineales, mensajes, fechas, etc.
Pueden transmitir y controlar.
Pueden comunicarse directamente con la RTU o el PLC.
Temperaturas de trabajo de –40 a 85 C.
2.14 Controladores.
El comportamiento de un circuito de control depende de las características de
cada uno de los elementos, los cuales son múltiples y variados, entre ellos tenemos
uno de vital importancia: el controlador. El controlador es un dispositivo que mide el
comportamiento del circuito de control, compara el valor de variables con el punto de
ajuste y realiza la acción correctiva correspondiente al error. La habilidad de un
controlador para producir un buen control depende de cómo se acople sus
características con las del proceso.
2.14.1 Importancia de los Controladores.
Los controladores, hoy más que nunca son de gran importancia en los dominios
de las variables de los desarrollos industriales de una manera automática, pues
permite realizar tareas de control ininterrumpidamente, lo cual reduce los gastos de
operación y aumenta la productividad y la calidad.
2.14.2 Principios de Funcionamiento de los Controladores:
Los elementos ya mencionados están interconectados entre sí, siendo el primero
en tomar acción el elemento de medición, el cual censa los cambios de la variable y
comunica una señal de movimiento al sistema tobera obturador.
La señal de respuesta es proporcional a la diferencia entre los valores deseados y
el valor tomado por la variable , para lograr esta proporcionalidad, generalmente se
utiliza en los controladores proporcionales un fuelle, al que se llama “fuelle
proporcional”, siendo la banda o faja proporcional al dispositivo encargado de variar
esta proporcionalidad, conocida también con el nombre de ganancia. El punto de
consigna (set-point) es el elemento encargado de fijar el valor donde queremos que
se estabilice la variable.
Por Equilibrio De Momento: un controlador por balance de momento, en el cual
la fuerza generada por la señal de medición (F1), multiplicada por la distancia “a”
produce un momento con respecto al fulcro ajustable (F), y acerca el obturador a
la tobera, lo que origina un incremento de salida. Esta se refleja en el fuelle de
realimentación el cual genera una fuerza (F2) que al multiplicarse por el brazo “b”
genera un momento que se opone a la fuerza F1.
Por Balance De Movimiento: la señal de medición (valor de la variable) a través
del eslabón B, mueve le obturador y altera la señal que va de la tobera al
relevador y hace variar la salida, lo que altera el valor de F1, transmitiéndole una
señal al obturador en forma de movimiento, el cual se opone al generado por el
elemento de medición.
2.14.3 Clasificación de los Controladores.
Los controladores se clasifican atendiendo a la variable que procesa y a la energía
utilizada. Estos pueden ser de varios tipos:
Según la Variable que procesan, pueden ser Controladores de:
Presión.
Flujo.
Nivel.
Temperatura.
Según la Energía utilizada, Controladores:
Neumáticos.
Electrónicos.
Hidráulicos.
2.15.- Controladores Lógicos Programables (P.L.C)
Un controlador programable, formalmente llamado controlador lógico programable
o PLC es un sistema electrónico digital programable, que opera en tiempo real,
almacenando en su memoria las instrucciones para ejecutar un programa que revisa
continuamente los estados de un conjunto de Entradas, para controlar máquinas y/o
procesos. El programa se ejecuta secuencialmente, utilizando distintas funciones
(temporizadores, contadores, etc.). El PLC puede servir de interfaz con el RTU a
través de un conexionado paralelo analógico y digital procedente de la
instrumentación de campo, incluyendo el sistema de control o, en serie, a través de
un puerto de comunicación; el PLC también podría comunicarse directamente con la
MTU ubicada en la Estación Principal, para lo cual debería considerarse la
compatibilidad del protocolo al determinar la configuración durante la ingeniería del
proyecto.
Figura 16 Diagrama Conceptual de Aplicación de un PLC
2.16.- Sistemas SCADA.
Las siglas SCADA son el acrónimo de SUPERVISORY CONTROL AND DATA
ADQUISITION, que traduce CONTROL SUPERVISORIO Y ADQUISICION DE
DATOS. Este es un sistema de control y supervisión a distancia, que por lo general
se aplica a procesos distribuidos en un área física extensa y en las cuales tiene más
significado y aplicación.
Un sistema SCADA maneja las variables de un proceso, desde la lectura de las
mismas (Adquisición de datos), hasta la ejecución de algoritmos automáticos de
control y ejecución de instrucciones impartidas remotamente desde una sala de
control a través de una estación de trabajo, para modificar, controlar y monitorear
dichas variables.
2.16.1.- Necesidad de un sistema SCADA.
Un sistema SCADA se hace necesario cuando se cumplen las siguientes
condiciones:
- Existe un número grande de variables a supervisar.
PROCESO O
MMÁÁQQUUIINNAA
PROCESO O
MMÁÁQQUUIINNAA
CONDICIONES COMANDOS
ENTRADAS SALIDAS
- El proceso esta geográficamente distribuido en un área amplia (condición no
limitante).
- La importación se requiere en tiempo real.
- Existe la necesidad de optimizar y facilitar las operaciones de la planta y la
toma de decisiones.
- Los beneficios obtenidos justifican la inversión.
- La complejidad y velocidad del proceso permiten que la mayoría de las
acciones de control sean realizadas por operadores.
2.17.2.- Funciones del sistema.
Un sistema SCADA cumple tres funciones básicas
a. La función de adquisición de datos: es conformada por la recolección de
información del proceso como variables, alarmas, parámetros de operación, etc.
Estos datos son recolectados en intervalos predeterminados de tiempo y de
acuerdo a prioridades.
b. La función de supervisión: consiste en la revisión continua de las variables del
proceso, alarmas, cambios de estado, etc.; para alertar al operador de
condiciones anormales o informar condiciones normales de operación.
c. La función de control: es efectuada tanto en forma automática como manual, en
conjunto con el operador. La función de supervisión permite que el operador
ejecute acciones de control que pueden ser considerados como control manual,
ya que este, de acuerdo a su criterio basado en la experiencia, el entrenamiento
y lo observado.
2.17.3.- Componentes principales de un sistema SCADA.
MTU: La Unidad Terminal Maestra es el centro del sistema, ya que maneja la
base de datos en tiempo real de todas las señales del SCADA. Consiste en unas
aplicaciones computarizadas con funciones de despliegue, cálculo, almacenamiento
de datos, comunicaciones, etc., que actualiza periódicamente la información
almacenada, permitiéndole al operador, supervisar los procesos e interactuar con
ellos.
RTU: Unidad Terminal Remota es un elemento propio de los Sistemas SCADA.
Su función es recolectar las señales tomadas de los instrumentos, procesarlas y
enviarlas a la MTU. La RTU toma señales analógicas y discretas, que representan
las variables del proceso (Flujo, temperatura, alarmas, condiciones de operación,
ect.) que son enviadas a la MTU, y de allí a la sala de control o estación de trabajo.
A su vez cualquier orden o acción emitida desde la estación de trabajo es recibida
por la RTU y de allí es enviada a los instrumentos que ejecutan dicha acción.
Estación de trabajo o sala de control: Es la que la que proporciona la interfaz
entre el operador y el proceso, esta constituye un computador conectado a la MTU,
el cual contiene algún software destinado al manejo de sistemas SCADA. En la
estación debe encontrarse los programas relacionados con la operación del SCADA,
estos programas deben proporcionar una interfaz gráfica de fácil manejo para el
operador.
El Moden: (contracción de la palabra MODulador/DEModulador)
Es un equipo o tarjeta electrónica que convierte los datos binarios en tonos de baja
frecuencia correspondientes a los niveles lógicos “0” y “1” y viceversa. Estos tonos
son transmitidos mediante una línea telefónica o un canal de radio, pero siguiendo el
proceso inverso, es decir, que después del radio receptor hay otro MODEM que
convierte los tonos de baja frecuencia en datos binarios.
Figura 17 Sistema de señales del MODEM
ENTRA SEÑAL ANALÓGICA (TONO DE BAJA
FRECUENCIA (AUDIO)
MODEM
SALE SEÑAL BINARIA
ENTRA SEÑAL BINARIA
SALE SEÑAL ANALÓGICA (TONO DE
BAJA FRECUENCIA (AUDIO)
1,2 khz (Equivalente a 0)
2,2 khz (Equivalente a
1)
2.18.- El concepto de mediciones y sus características.
La medición de cualquier magnitud física es la determinación experimental de
la relación entre la magnitud dada y otra semejante admitida como unidad.
Las mediciones que generalmente se realizan no siempre permiten la
comparación directamente, con lo cual, en la mayoría de los casos, no es la propia
magnitud que interesa la que se mide, sino que son otras magnitudes relacionadas
con ésta por una u otra razones. Así debido a esto, las mediciones se dividen en
directas e indirectas.
2.18.1.- Mediciones directas.
Son aquellas en que la magnitud desconocida se mide directamente, sin
intervención de magnitudes de otras especies, tan sólo comparándola con una
muestra de la misma especie.
2.18.2.- Mediciones indirectas.
Son aquellas en que el valor de la magnitud desconocida se obtiene por medición
directa de una o más magnitudes de especies diferentes que están ligadas a la
magnitud desconocida por una relación matemática conocida. Así, por ejemplo,
midiendo tiempo y distancia recorrida se puede medir velocidad.
Las mediciones directas e indirectas constituyen los llamados datos cuantitativos
aleatorios, ya que las magnitudes determinadas representan el resultado de una
muestra tomada de una población. Es importante destacar que estos datos
cuantitativos aleatorios pueden ser estacionarios y no estacionarios.
Mediciones estacionarias.
Son aquellas donde se asume que el resultado de la muestra de la medición y su
exactitud son independientes del tiempo. Es decir, que la variación existente entre
los resultados de diferentes muestras de la misma población son productos del azar
y no del tiempo. Razón por lo cual se pueden aplicar conceptos de probabilidades a
estas mediciones estacionarias. Se asume que los resultados de las diversas
muestras de una misma población han sido obtenidos bajo idénticas condiciones
experimentales.
Mediciones no-estacionarias.
Son aquellas mediciones que siendo aleatorias dependen del tiempo.
2.18.3.- Método de medición.
La única manera de determinar el valor de cualquier magnitud física (dimensión,
peso, caudal, etc.) es mediante algún método de medición. El método de medición
no sólo comprende los instrumentos de medición y los procedimientos especificados
para, sino también las manipulaciones a realizar el operador o usuario; todo esto
configura algún modelo de variabilidad en cualquier método de medición.
Un método de medición se caracteriza por tres aspectos:
- La precisión del método de medición.
- La reproductibilidad del método de medición, y
- La exactitud del método de medición.
La precisión: Se refiere a su variabilidad cuando se emplea en efectuar
mediciones repetitivas bajo condiciones cuidadosamente controladas. La precisión
está directamente relacionada a la distribución de frecuencia de tales mediciones,
por lo que la dispersión de la distribución de probabilidad es una indicación de la
precisión, siendo la desviación estándar de la media de la distribución de frecuencia
de las mediciones de una misma variable aleatoria, una medida numérica de la
precisión. La precisión está afectada únicamente por los errores accidentales.
La precisión puede ser definida como el grado de conformidad o refinamiento o
medida de consistencia de un grupo de mediciones de una misma variable aleatoria
ejecutada con una instrumentación y procedimiento especificado. Es decir, que la
precisión expresa el grado de cercanía de las observaciones de una misma variable
aleatoria a su valor medio.
La reproductibilidad: Se refiere a la consistencia del modelo de variación cuando
las mediciones repetidas muestran modelos de variación irregulares, el método de
medición no es reproducible. Cualquier afirmación relacionada con la precisión de un
método de medición implica que sea reproductible.
La exactitud: Se define como la cercanía al valor verdadero de cualquier
medición o grupos de mediciones. La dificultad es hallar el valor verdadero para
juzgar la exactitud del método de medición, usándose el valor medio de las
mediciones repetidas de una misma variable aleatoria, el cual diferirá del valor
verdadero, pero no más de lo que se esperaría para una variación debida al azar, a
la luz de la precisión del método en cuestión. La exactitud se refiere al grado de
cercanía del estimado estadístico al valor del parámetro para el cual él es un
estimado. La exactitud está influenciada por los errores accidentales de la medición
y por los efectos creados por los errores sistemáticos no corregidos.
La medida de la precisión es la desviación estándar y de la exactitud es el error
medio cuadrático M^2 definido como:
222 M
= Desviación Estándar (Efectos de los errores accidentales).
= Efecto de los errores sistemáticos no corregidos.
El efecto de os errores sistemáticos no corregidos será:
= Valor verdadero de la magnitud medida.
= Valor medio de la magnitud medida.
Obsérvese que si es pequeño, entonces la medición es de una gran precisión y
una baja exactitud; por lo tanto alta precisión no implica necesariamente alta
exactitud.
2.18.4.- Tipos de errores en las mediciones.
Si en el proceso de medición y en la transformación de éstas para generar una
determinada información ocurren perturbaciones de diferentes naturalezas e
influencias, entonces algo de la información se perderá y existirá alguna
incertidumbre en la información denominada “error en la información”, mientras que
las perturbaciones ocurridas solamente en el proceso de medición se denominan
“errores de mediciones”. El error de medición es la discrepancia entre el valor
obtenido por un procedimiento de medición dado y el valor que debería haber sido
obtenido por un procedimiento ideal de medición.
Los errores pueden agruparse en:
- Errores groseros.
- Errores sistemáticos, y
- Errores accidentales o errores aleatorios.
Errores groseros: Son las llamadas equivocaciones, debido a la falta de
atención, concentración y cuidado durante el proceso de medición. Un error grosero
grande es fácilmente detectable y cuando son demasiados pequeños se hacen
imperceptibles y demasiados peligrosos, pues tienden a confundirse con los errores
accidentales. Los errores groseros son detectables por la repetición de la medición y
por chequeos externos, tales como sustituyendo el valor medido en el modelo
matemático disponible. Entre los errores groseros más comunes se pueden citar los
siguientes: omitir una cinta en la medición de una distancia, anotar una lectura o
medida incorrecta.
Errores Sistemáticos: Es un error que ocurre con el mismo signo y a menudo
con una magnitud idéntica para las mismas condiciones de mediciones. El error
sistemático puede ser constante o variable con el tiempo, la temperatura, la presión
o cualquier otro parámetro. La repetición de la medición bajo idénticas condiciones,
no reduce jamás el efecto de los errores sistemáticos. El único remedio satisfactorio
para eliminar los errores sistemáticos son: el desarrollo de una técnica adecuada de
medición o el desarrollo de un modelo matemático bien concebido para cada causa
posible de error sistemático.
El error sistemático puede presentar algunas de las características siguientes:
1. Este error puede ser verdaderamente constante, en cuyo caso puede ser,
fácilmente corregido, mediante la calibración del equipo o instrumento de
medición. Es decir, que el error sistemático constante es aquel cuya magnitud
y signo permanece fijo durante el proceso de medición.
2. El error sistemático puede ser constante para un cierto número de
observaciones bajo ciertas condiciones dadas, y luego cambiar bruscamente
para otras observaciones y condiciones. Ejemplo: En la medición electro-
óptica de distancias, las variaciones de temperatura, humedad y presión
atmosférica afecta bruscamente la medición de distancias. Análogamente
estos elementos de variación afectan la medición angular.
3. El error sistemático puede variar periódicamente y ser de signo contrario para
ciertos intervalos. Los errores sistemáticos periódicos son tales que para un
grupo completo de mediciones, en un intervalo de medición les corresponde a
otro grupo dentro de otro intervalo mas o menos igual un error de signo
contrario al primer intervalo.
Errores sistemáticos naturales: son aquellos debido a ciertos fenómenos
naturales, como los causados por efecto de la refracción atmosférica, la humedad, la
expansión termal de los materiales, etc.
Errores sistemáticos instrumentales: Son aquellos debido a la imperfección de
los instrumentos de medición en relación a su construcción, diseño o ajuste de los
dispositivos para realizar la medición, tales como, la falta de concentricidad de los
círculos graduados, error de graduación en las escalas, la imperfección óptica, mal
ajuste de los niveles.
Errores sistemáticos personales: son debido a ciertas limitaciones físicas
personales o a ciertas limitaciones del observador, tales como una pobre visión,
tendencia a observar siempre por encima o por debajo los decimales, pobre audición
para las señales de tiempo, etc.
El diseño y construcción del instrumento, así como el programa de medición
deben ser coordinados y arreglados de manera tal que cada causa significante de
error sistemático sea eliminada, ya sea por medio de la cancelación o la calibración
o la corrección.
Errores accidentales: Son los errores que permanecen después de haber
detectado y eliminado los errores groseros, y haber corregido todos los errores
sistemáticos presente en la medición. Son llamados también errores casuales o
aleatorios tanto en ocurrencia como en magnitud.
Los errores accidentales no pueden ser eliminados por el cuidado que sé tenga o
técnica de medición que se use, pero su efecto puede ser atenuado por repetición
de la medición para tratar de evitar el error.
2.18.5.- Factores que influyen en las mediciones.
Existen un conjunto de factores que afectan la calidad de una medición que
introducen errores en las mismas, que pueden conducir a la aceptación de
mediciones que a pesar de estar dentro de un limite establecido, realmente no lo
están por la imprecisión de la medición o bien al rechazo cuando se está
suficientemente próximo a los límites de la tolerancia.
Entre los factores que influyen en las mediciones se pueden citar los siguientes:
- El operador.
- El procedimiento mismo de medición.
- Las condiciones ambientales.
- La característica de la magnitud a medir.
- El modelo de referencia utilizado.
- El instrumento usado.
Esto demuestra que la precisión de una medición no depende solamente de las
características metrológicas o funcionales del instrumento y de su construcción.
Entre las características metrológicas o funcionales del instrumento están las
siguientes:
- La capacidad máxima y mínima del instrumento, que no es más que el rango
de valores entre los que se puede obtener una medición.
- La rapidez, que se refiere al tiempo necesario para que el instrumento tenga
su posición de equilibrio, partiendo de su posición de descanso, como
consecuencia de su manipulación para la medición.
- La precisión del instrumento, que es su capacidad para registrar medidas con
el mínimo error: donde estos errores están influidos por las variaciones
accidentales que determinan las diferencias halladas cada vez en los
registrados.
- Se puede asimilar la sensibilidad como un error absoluto del instrumento que
equivaldría a una componente sistemática o constante; mientras que la
precisión es una componente accidental que puede variar de una medición a
otra en una serie de mediciones repetidas de la misma magnitud.
De donde provienen los errores y las incertidumbres: muchas cosas pueden influir
en una medición, las causas pueden ser visibles o invisibles. Como las mediciones
reales no se hacen en condiciones perfectas, los errores y las incertidumbre puede
provenir de:
- El instrumento de medición: los instrumentos pueden tener errores como una
tendencia a dar resultados mayores o menores, cambios por envejecimiento,
desgaste u otras derivadas, mala repetibilidad, ruido en los instrumentos
eléctricos y muchos otros problemas funcionales.
- El objeto a ser medido: el cuál puede no ser estable.
- El proceso de medición: la medición en si misma puede ser difícil de hacer.
- Incertidumbres importadas: la calibración de los instrumentos tienen
incertidumbres que contribuyen a la incertidumbre de la medición que se
hacen con ellos. Pero es importante que la incertidumbre por no calibrar los
instrumentos es mucho peor.
- Habilidad del operador: Algunas mediciones dependen mucho de la habilidad
y juicio del operador. Una persona puede ser mejor que otra en el trabajo
delicado de ajustar un instrumento u obtener visualmente una lectura fina.
- Muestreo adecuado: las mediciones deben ser adecuadamente
representativas del proceso que desea determinar. Si se eligen muestras de
una línea de producción, por ejemplo no se toman siempre las diez primeras
en la mañana del lunes.
- Condiciones ambientales: la temperatura, presión atmosférica, humedad
relativa y otras condiciones pueden afectar al instrumento de medida o al
objeto que se mide.
2.18.6.- Incertidumbre y errores inherentes al sistema de medición.
La incertidumbre se define como el parámetro asociado al resultado de una
medición que caracteriza la dispersión de los valores que pudieran ser
razonablemente atribuidos a la variable medida o al proceso de medición o a la
banda de valores posibles del error, dentro de un nivel de confianza preestablecido.
El error de medición se define como la diferencia existente entre la indicación
y el valor real de la variable bajo medición. Es importante resaltar que en la medición
real están presentes algunos factores que influyen a la hora de realizar una
medición, tales como:
- Las limitaciones de exactitud del patrón de referencia utilizado para calibrar el
instrumento de medida.
- La magnitud de la variable bajo medición; mientras más pequeña sea la
magnitud, más grande será el error en términos porcentuales de la medida.
El sistema de medición requiere un estudio más crítico y prolongado, con el objeto
de identificar algunos factores, los cuales al ser considerados contribuyen a mejorar
la medición. Se pueden mencionar:
- Efectos ambientales: representan una constante fuente de error
particularmente en los instrumentos que miden variables donde la presión
atmosférica es usada como referencia. Las variaciones de la temperatura
ambiental afectan la constante de los resortes utilizados como elementos de
medición, volúmenes en los sistemas llenos para mediciones térmicas, o la
resistencia de los componentes electrónicos, para mencionar alguno de ellos.
- Desgaste: el deterioro ocasionado por el uso de los instrumentos tiene gran
incidencia en la exactitud de la medición, pues puede ocasionar debilitamiento
de los campos magnéticos, falta de alimentación eléctrica en los elementos,
desperfectos y cambios en las resistencias eléctricas.
- Fricción: todos los sistemas de medición que tienen partes móviles, están
naturalmente propensos a errores por fricción, inercia e histéresis. Cuando la
energía para operar el detector es tomada del proceso puede afectar la
magnitud de la medida. De la misma forma, si el sistema de medición es
operado por una fuente externa de energía, el valor de la indicación de la
variable puede ser afectado por la misma energía.
- Ruido: consiste en una cantidad de señales distorsionadas que no
suministran información útil. El ruido puede ser originado por el proceso
mismo, por elementos de medición, por la transmisión o por el aparato de
lectura.
- Paralaje: un error muy común es la limitación de la habilidad del observador
para detectar una lectura precisa. Los errores más frecuentes ocurren durante
una observación de la lectura de las indicaciones de los instrumentos y en la
lectura de los gráficos.
- Tiempo muerto: existe otra fuente de error en instrumentos que rara vez
detectan las condiciones de proceso fijo, tales como: la inercia, la sensibilidad
y el tiempo de respuesta. En la medición instantánea en lazos de control de
acción rápida, la detección del tiempo muerto se ha convertido en una
importante condición en lo que a estabilidad y control de calidad se refiere. La
mayor fuente de error es la señal de transmisión misma.
- Transmisión: la señal enviada desde el elemento primario hasta el
instrumento receptor o controlador puede sufrir en el camino distorsiones
tales como: pérdida de presión, fugas o también ser afectadas por la propia
línea de transmisión, que el mismo tiempo modifica o retarda.
2.18.7.- Problemas que se presentan en las mediciones de crudo y gas.
- Falta de calibración en los discos de gas.
- Orificio inapropiado para la medición.
- Falta o mala dosificación de tinta en los registros.
- Medidas incompletas.
- Errores de medición.
- Limitación por el equipo instalado para el uso del orificio.
- Medidas inexactas por grandes variaciones en el flujo de gas.
- Valores inexactos o errores del porcentaje de agua y sedimentos en el crudo.
- Problemas de tuberías: dos o más pozos reciben gas de levantamiento por la
misma tubería, pozos que producen a estación y reciben gas de otra.
- Problemas operacionales.
CAPÍTULO III
METODOLOGÍA APLICADA.
3.1. Tipo de Investigación.
Según el tipo de datos recolectados la investigación atenderá a las
especificaciones de un estudio Descriptivo – Explicativo ya que se describe el
proceso de medición de gas y se determinan escenarios con posibles soluciones de
acuerdo a los diferentes eventos en la Estación de Flujo TJ-10 perteneciente a la
Unidad de Explotación Tía Juana Lago.
Para reforzar lo antes expuesto, se selecciona el criterio expuesto por Hernández
y Otros, (2006:185) quienes afirman que “los estudios descriptivos buscan
especificar las propiedades importantes de personas, grupos, comunidades o
cualquier otro fenómeno que se ha sometido a análisis”. Este tipo de estudios
descriptivos aborda aspectos tan diversos como dimensiones o componentes de los
fenómenos a investigar; por tanto, el nivel descriptivo es el más adecuado para el
presente estudio.
Se identifica una primera fase de carácter descriptiva en que se busca plantear
los elementos y características que son objeto de la investigación, es decir, la
consulta y su obligatoriedad respecto proceso de medición de gas y se determinan
escenarios con posibles soluciones de acuerdo a los diferentes eventos en la
Estación de Flujo TJ-10 en aquellos de común acuerdo, respecto de la naturaleza
propia del estudio.
En segundo lugar el nivel explicativo que busca responder a las interrogantes
planteadas por medio del análisis estadístico complementado con un análisis del
respectivo y las posturas que se suscitan en virtud de la posición de diversos
expertos del tema en estudio.
3.2 Métodos de investigación.
Respecto al desarrollo de la investigación, se puede señalar que se utilizan
principalmente cuatro métodos: analítico, deductivo, histórico y estadístico. Es
analítico, por cuanto se identificaran y analizaran los elementos propios que
caracterizan los elementos que conforman el proceso de medición de gas y se
determinan escenarios con posibles soluciones de acuerdo a los diferentes eventos
en la Estación de Flujo TJ-10 perteneciente a la Unidad de Explotación Tía Juana
Lago
Es deductivo, ya que a través del reconocimiento de la importancia de la consulta
a nivel de otras materias, se planteará la necesidad de analizar los elementos que
conforman el proceso de medición de gas y se determinan escenarios con posibles
soluciones, es histórico por cuanto se determinan los diferentes eventos en la
Estación de Flujo de la Unidad de Explotación Tía Juana Lago, y finalmente es
estadístico, ya que como se plantea un sistema de medición con el fin de apoyar
numéricamente las interrogantes planteadas en el presente trabajo.
3.3 Diseño de investigación.
El presente estudio responde a un diseño no experimental transaccional de
campo, por cuanto no se manipularan las variables de estudio y las mismas serán
medidas una sola vez. Éste diseño no experimental, según Arias (2006:49) permite
que la información se recoja directamente de la realidad objeto de estudio o de la
realidad donde ocurren los hechos (datos primarios) sin manipular o controlar
variable alguna. Este diseño permite recoger los datos diariamente de la realidad
empírica. En otras palabras, la recolección de información se efectúa directamente
en las unidades en el área objeto de estudio, tomando los datos de su contexto
natural, sin intervenir o alterar las condiciones en que éstos se encuentren.
Asimismo, el estudio se considera transaccional, ya que de acuerdo al criterio de
Hernández y Otros (2006:187) “consiste en recoger los datos en un tiempo único”, lo
que permitirá analizar los datos de información que se recoge directamente donde
suceden los hechos. En atención a lo expuesto, el trabajo de campo se realizará en
el área de influencia la Estación de Flujo TJ-10 perteneciente a la Unidad de
Explotación Tía Juana Lago.
3.4. Fuentes de Información.
La información en la investigación fue obtenida de diversas fuentes tales como:
3.4.1.- Fuentes Primarias.
Son aquellas que permiten recolectar la información directamente de su fuente de
origen cuando no exista registro alguno que las soporte. Esto implicó el uso de
técnicas y procedimientos que proporcionarán la información adecuada. Los
programas utilizados para el monitoreo de los parámetros de las variables presión y
producción, fueron encontradas a través de los paquetes utilizados por la
corporación y en donde se registra los parámetros de cada una de las instalaciones
independientemente, incluyendo todos los problemas que se presentan diariamente
hasta la actualidad.
El programa PI contienen todo el historial y lo concerniente a su comportamiento,
producción, presión, ubicación y cualquier problema se haya presentado.
Entrevistas, a través de las cuales se obtuvo información técnica suministrada por el
personal de manejo de gas, Optimización, Automatización e Infraestructura, así
como también reportes operacionales emanados por las diferentes dependencias
encargadas de controlar los sistemas de distribución y recolección de gas.
3.4.2. Fuentes Secundarias.
Son aquellas que permiten recolectar la información de registros o soportes ya
existentes sobre el área estudiada; entre las consultadas de este tipo se encuentran:
3.4.2.1 Centinela.
Es una base de datos automatizada que se utiliza para facilitar información
contable, operacional y de las instalaciones, de manera oportuna y en línea,
asegurando flexibilidad de respuesta a los objetivos de producción e inyección;
control, seguimiento y análisis de las operaciones de producción actuales y futuras;
utilizando para ello tecnología de avanzada en el área de informática. En la
aplicación del programa Centinela Pozo, se almacena toda la información referente
a las pruebas de los pozos realizadas durante su vida productiva, entre las cuales
incluyen los barriles brutos, barriles netos, gas total producido durante la prueba,
flujo de gas de inyección, fecha de realización de la prueba, entre otros.
A continuación se muestra un despliegue de una de las tantas aplicaciones del
programa.
Figura 18 Aplicaciones del programa Centinela Pozo
3.4.2.2 PI Process Book.
Es una herramienta de trabajo muy útil que permite ver y analizar en tiempo real
los diferentes eventos que ocurren tanto en una Estación de Flujo como en un
múltiple de gas, en el mismo se pueden observar las lecturas de los transmisores de
presión estática y diferencial tanto del medidor de crudo como de gas total y gas de
inyección; así mismo fácilmente se puede saber el flujo de crudo o de gas que se
encuentra manejando en determinado momento.
Bajo el ambiente EXCEL, se puede exportar data del programa PI en intervalos
de tiempo determinados, para así crear la base de datos necesarios para el estudio
a realizar. A continuación se muestran algunas de las ventanas manejadas del
programa PI - Process Book:
Figura 19 Aplicaciones del programa PI Process Book.
3.4.2.3 AICO
Es una herramienta que permite administrar y manejar la data cargada en el
programa CENTINELA. El programa AICO, es una base de datos actualizada, para
consultar dicha información se realiza a través de plantillas para exportar del
Centinela la data requerida, básicamente se consultó sobre las pruebas de pozos,
gas de inyección, gas de formación y gas total manejados por instalación. A
continuación se muestra algunas de las aplicaciones y resultados que se pueden
obtener a través del programa AICO.
Figura 20 Aplicaciones del programa AICO.
3.4.2.4 Vademécum.
Es un libro donde se encuentra información referente los diámetros de tuberías,
equipos de superficie ubicados en las instalaciones de la unidad de Tía Juana Lago.
3.5. Recopilación de la información.
Para llevar a cabo esta investigación, es necesario seguir una metodología de
trabajo que permitiera estructurar la información obtenida, de manera organizada y
eficiente, a fin de obtener resultados representativos. La información requerida para
el desarrollo del proyecto se recopiló de la siguiente forma:
3.5.1 Identificación de los equipos de separación de gas en la Estación de
Flujo.
Se realizaron visitas a la estación de flujo, donde se reviso el estado operativo de
los equipos inherente a estas instalaciones y determinar si aun están funcionando en
forma óptima para que el proceso de separación se realizara en condiciones optima
3.5.2 Propiedades y Composición del gas presente en la Estación de Flujo
TJ-10 de la U.E. Tía Juana Lago.
Para realizar los cálculos del C’, era necesario conocer la composición y
característica del gas que sale de los separadores de la estación de flujo y va hacia
la red de recolección de gas de baja presión.
Componente % Mol GPM PM Dens.Liq(gm/cc)
Vapor de Agua H2S 0 18,015 1
Sulfuro de Hidrógeno CO2 0 34,076 0,79
Dióxido de Carbono N2 2,8820913 44,01 0,827
Nitrógeno CH4 0,3260347 28,013 0,81
Metano C2H6 77,900965 16,043 0,3
Etano C3H8 9,3509039 30,07 0,3564
Propano iC4H10 5,0968317 1,3949241 44,097 0,5077
iso-Butano nC4H10 0,9830687 0,3197439 58,124 0,5631
n-Butano iC5H12 1,7166207 0,5379824 58,124 0,5844
iso-Pentano nC5H12 0,5530566 0,2012745 72,151 0,6247
n-Pentano C6H14 0,5208217 0,1876508 72,151 0,631
Hexanos C7H16 0,3924144 0,1604803 86,178 0,664
Heptanos C8H18 0,1407726 0,0645864 100,205 0,6882
Octanos C9H20 0,0503902 0,0256617 114,232 0,7068
Nonanos C10H22 0,0667531 0,037381 128,259 0,7217
Decanos C11H24 0,0192755 0,0117707 142,286 0,7342
Undecanos C12H26+ 0 0 156 0,74
Dodecanos más 0 0 170 0,749
Totales ............. 100 2,9414558
Tabla 3 Análisis Cromatográfico EF TJ-10
.
3.5.3- Técnicas de procesamiento y análisis de datos.
De las visitas realizadas al campo se realizaron informes de cada una de las
actividades realizadas, en los mismos se asentó toda la información recopilada para
así determinar las posibles acciones a programar. Se hizo necesario tabular datos
de interés, para que los mismos se pudieran manejar de forma más fácil y ordenada.
En relación con la data recopilada de los programas con respecto a la medición
de gas, se realizaron gráficas de gas total con respecto a gas de inyección y gas de
formación. A su vez se realizaron gráficas en las que se diferencia el gas total, gas
de formación y el gas de inyección con respecto a los valores teóricos, estos valores
teóricos no son más que los cálculos realizado con el programa flujo de placa orificio
suministrado por personal de Intevep para validar y certificar los comportamientos.
Una vez procesada toda la información y data de interés se procedió al análisis
de las mismas, para aportar las posibles acciones a ejecutar y arrojar las
conclusiones y recomendaciones del proyecto de investigación realizado.
3.6.- Metodología aplicada.
3.6.1.-Metodología de confiabilidad en la medición de gas total.
Se presenta a continuación un resumen de cada paso de la ejecución de la
investigación, es decir; la determinación de las fases para cumplir con los objetivos
de la investigación:
Evaluación de la condición actual de los elementos de medición de gas
instalados en el separador de prueba.
Recopilación de la información de estudios técnicos disponible.
- Reconocimiento de la instalación, estación de flujo TJ-10 en la Unidad de
Explotación Tía Juana Lago.
- Revisión de información del proceso de la medición de gas.
- Revisión de investigaciones similares elaboradas en la empresa o cualquier otra
institución.
Inspecciones a la estación de flujo TJ-10 de la unidad de explotación Tía Juana
Lago.
- Visitas a la estación de flujo.
- Revisión de los separadores de prueba pertenecientes a la estación de flujo.
- Revisión de dimensiones de tuberías, accesorios, diámetros de placas,
condiciones de las placas.
Registro de datos
- Revisión de manuales de equipos operacionales de los sistemas de Medición de
gas.
- Manejo del sistema PIProcessBook.
- Recolección de datos del proceso a través de PI.
Creación de una base de datos
- Creación de una base de datos en una hoja de calculo Excel, con el numero de
pozos y la producción de gas asociados a la estación de flujo, las variables de
cada separador como tubería, accesorios, transmisores de presión estática,
presión diferencial, temperatura.
Identificación de las fallas y los factores que afectan la medición de gas, con la
finalidad de implementar el desarrollo de una metodología que permita
incrementar la confiabilidad de la medición.
Recopilación de información del sistema de medición en el separador de prueba
- Verificación del buen estado de la válvula Robinson (porta placa)
- Revisión si la placa Orificio presenta bisel.
- Verificación de la correcta instalación de la placa orificio.
- Chequeo de las condiciones generales de las cajas porta placas orificios, estado
de las empacaduras, presencia de fugas, entre otras.
Calibración de los instrumento de medición
- Verificar el buen funcionamiento y calibración de los instrumentos de medición
de flujo de gas como: presión estática, presión diferencial y temperatura en
cuanto al cero, utilizando transmisores de presión diferencial calibrados en los
rangos de 0-25 ´´H2O (pulgadas de agua) en el transmisor de baja y otro de 0-
250 ´´H2O en el transmisor de presión diferencial de alta.
- En caso de ser necesario se realiza trim de cero a los instrumentos transmisores,
para lograr su calibración.
Revisión de información en sistema scada
- Realizo correspondencia entre el diámetro de la placa orificio instalado y el factor
establecido en la rutina del controlador lógico programable (PLC).
- Reviso la integridad y validez de la señal proveniente del sistema placa - orificio-
transmisores y rutina del cálculo en el PLC.
- Se Verifico en sitio, los diámetros de las tuberías y los diámetros de las placas
orificios instaladas a la salida de los separadores de prueba, comparándose con
el valor introducido en el PLC-.
- Validación y actualización de los valores de temperatura y composición del gas
cargado en los sistemas.
Selección del sistema de medición apropiado de tipo placa orificio de acuerdo a
las características de producción por pozo en medida.
Recalcular placas orificio.
- Se emplea la Herramienta de cálculo para medición de flujo de gas aplicando la
correlación según la norma AGA3 y API 14.3.
- Realizo la simulación con los datos conocidos tales como: Cromatografía de la
estación de flujo, diámetro de la tubería, diámetro de la placa orificio, se
consideraron las condiciones de presión, temperatura para cada separador
Validación de los resultados.
- Analizar estadísticamente los valores históricos de los parámetros operacionales
para seleccionar valores representativos de pruebas pozos.
- Comparación de los resultados obtenidos con los datos de operación actuales.
- Después de evaluar a profundidad las placas orificio seleccionada, tomando
como referencia las bases y premisas y haberlas optimizado, se procederá a
evaluar la medición de gas pruebas pozos comparándola con el gas total medido
al nivel de los depuradores.
Analizar la factibilidad en la incorporación de un sistema de medición distinto al
actual analizado.
Búsqueda de especificaciones técnicas de otro medidor de flujo.
- Determinar los rangos mínimos y máximo del medidor de flujo de gas
seleccionado.
Para el diagnóstico se exporto data del programa PI bajo el ambiente EXCEL; se
crea hojas de cálculo en las cuales se recopilará la data referente al promedio diario
de gas total por pruebas de pozos medido por la placa orificio actual y compararlo
con el gas total teórico. Esto se realiza en una hoja de cálculo, en la que por medio
de los TAG NAME de cada medidor, desde el primer día del mes hasta el último a
una hora determinada, en promedio (average),
Por medio del programa AICO y Centinela, se recopilo toda la información
referente a las pruebas pozos (el proceso de medición o “pruebas pozos” se realiza
alimentando a un recipiente a presión denominado separador de prueba o de
medida con la corriente de un único pozo a fin de medir los volúmenes de gas y
líquido que dicho pozo produce); esto consiste en buscar por pozo las pruebas
buenas y aceptadas en cuanto al gas formación que aporta cada pozo y en cuanto al
consumo de gas de inyección; con el fin de realizar la sumatoria de las pruebas de
pozos para obtener una tendencia o promedio en cuanto al gas total manejado por
pozo y compararlo con el gas total de la estación de flujo según el separador de
medida y el depurador.
CAPÍTULO IV
ANÁLISIS DE LOS RESULTADOS.
En el siguiente capítulo se presentará una breve pero clara explicación de los
resultados obtenidos en la medición de gas de los separadores de prueba en la
Estación de Flujo. Luego de ejecutada la metodología en la medición de gas, se
determinó las posibles causas que intervienen en los errores de medición, y las
recomendaciones que permitirán disminuir los problemas presentes. A lo largo del
capítulo se harán uso de gráficos que brindan una idea más clara de los resultados y
conclusiones obtenidos.
En los separadores de medida es necesario realizar actividades de servicio y
mantenimiento, para garantizar una operación del equipo más eficiente y confiable.
Para la medición se utiliza placa orificio en bridas y como elemento secundario se
utilizan instrumentos transmisores PT (transmisor de presión marca Rosemount), FT
(transmisor de flujo), los cuales envían una señal a la remota, permitiendo observar
la medición por EF en el sistema SCADA.
Al realizar el diagnóstico en la medición de gas por pozo en los separadores de la
estación de flujo se tiene un elevado número de pruebas malas. Durante el estudio
se observan 2 casos: el caso # 1 gas total por pruebas de pozos es menor que el
gas total de la Estación medido en el depurador; el siguiente # 2 se agrupan los
pozos en los que el gas de inyección es mayor o igual al gas total. A continuación
se presenta:
Caso # 1: gas total medido en el depurador gas Total por prueba de pozos.
En este caso se presenta la tendencia a través de PI donde se observa el flujo
de gas total medido en el depurador se ubica por exceso de los valores de gas total
por prueba de pozos en la mayor parte del tiempo de estudio. A continuación se
presentan las gráficas correspondientes a este caso.
Figura 21 Gas total por prueba vs Gas total del depurador.
Caso # 2: gas de inyección gas total.
Existen pozos que presentan serios problemas de medición, se observa que
en gran parte del tiempo de diagnóstico, el gas de inyección es mayor o igual al gas
total; esto es absurdo, pues el gas total incluye la sumatoria del gas inyectado al
pozo más el gas de formación.
Figura 22 Gas de inyección mayor al gas total correspondiente al pozo
GT POR PRUEBA/ GT PI
20.0
22.0
24.0
26.0
28.0
30.0
32.0
34.0
01/0
1/20
09
08/0
1/20
09
15/0
1/20
09
22/0
1/20
09
29/0
1/20
09
05/0
2/20
09
12/0
2/20
09
19/0
2/20
09
26/0
2/20
09
05/0
3/20
09
12/0
3/20
09
19/0
3/20
09
26/0
3/20
09
02/0
4/20
09
09/0
4/20
09
16/0
4/20
09
23/0
4/20
09
TIEMPO(DIAS)
GT
(M
MP
CG
D)
GT AICO POR PRUEBA
GT PI DEP
GAS DE INY / GAS DE FORM / GAS TOTAL
-250
-150
-50
50
150
250
350
450
1/10 16/1
0
31/1
0
15/1
1
30/1
1
15/1
2
30/1
2
14/1 29/1 13/2 28/2 15/3 30/3 14/4 29/4
GAS DE INY
Q GAS FORMACIÓN
Q GAS TOTAL
4.1 Evaluación y Validación en campo de la medición de gas en separadores de
prueba.
Evaluación de la condición actual de los elementos de medición de gas
instalados en el separador de prueba
Se realizó chequeo y verificación en campo de las condiciones de operación de
la medición del gas total de los separadores de prueba. Esta inspección comprendió
la evaluación de los transmisores de presión estática y diferencial de la estación de
flujo; además del estado físico de líneas, conexiones, válvulas, para detectar la
presencia de venteo / fugas en las instalaciones anteriormente mencionadas.
Recopilación de la información de estudios técnicos disponible.
Revisión de manuales de equipos operacionales de los sistemas de Medición de
gas.
Manejo del sistema PIProcessBook.
Recolección de datos del proceso a través de PI.
Identificación de las fallas y los factores que afectan la medición de gas, con la
finalidad de implementar el desarrollo de una metodología que permita
incrementar la confiabilidad de la medición.
Cuando se sacó la placa de la caja Robinson se observó poco presencia de
crudo y condensado; la placa orificio no tiene troquelado en su superficie el diámetro
del orificio, sin embargo se midió con un bernier y arrojó 2 pulgada, se limpió placa,
la cual presentaba ciertas impurezas; la misma se encuentra en buen estado, se
colocó bisel de la placa aguas abajo (esto genera errores en la medición), sin
embargo, la presencia de crudo en el portaplaca es una evidencia de inundaciones o
excesivo arrastre de líquidos en el Separador de Prueba por descontrol de alguna
variable de proceso, condiciones inesperadas del campo, avería de algún
instrumento u operaciones inadecuadas, por lo que, el extractor de niebla del
separador u otro accesorio interno del separador podría estar afectado al no retener
adecuadamente las partículas de líquidos siendo arrastradas por el gas, lo que
afecta la medición.
Calibración de zero y span de los transmisores de presión diferencial tanto de
alto flujo 0-250 pulgadas de agua, como el de bajo flujo 0-25 pulgadas de agua.
Calibro transmisor de presión estática de 0-100 psi se corrigió desviación
mínima de 0-span.
Existe el punto de proceso para la toma de temperatura, pero el elemento
transmisor se encuentra dañado por lo que a nivel de PLC se encontraban valores
errados.
Medición en sitio de presión estática, presión diferencial de los transmisores de
cada punto calibrado.
Se drenaron las cámaras de alta y baja para garantizar que no halla
condensado en las tomas de proceso.
Se realizo prueba de lazo de campo a PLC y de PLC a SCADA para validar la
correspondencia entre el diámetro de la placa instalada y el factor establecido en la
rutina del PLC, así como la integridad y validez de la señal proveniente del sistema
placa orificio – transmisores y la rutina del cálculo del PLC.
Durante la revisión de los separadores de prueba de la estación de flujo, se
observo que a nivel del SCADA no se podía visualizar los valores de presión
diferencial por lo cual se realizo el requerimiento al personal de automatización
logrando visualizar las medidas de presión diferencial (pulgadas de agua) en el
SCADA y ser cargados en el programa PI Process Book , para realizar los cálculos
del flujo de gas teóricos correspondiente para cada pozo que se someta a prueba y
de esta manera poder comparar los resultados en campo y oficina.
Figura 23 Carga de la presión diferencial en PI Process Book
En la prueba de correspondencia de los instrumentos transmisores de presión
diferencial tanto el de baja como de alta se encontraron en el PLC ambos con un
rango de 0-250 pulgadas de agua, donde lo normal es que el transmisor de baja esta
calibrado de 0-25 pulgadas de agua y el de alta de 0-250 pulgada de agua para
tener una medición confiable con un mayor rango de precisión para aquellos pozos
que presenta bajo volumen de gas como para aquellos pozos que presentan altos
volúmenes de gas.
Se encontró una temperatura en 32°F (error sistemático Instrumental) ya que el
transmisor de temperatura se encuentra dañado, por lo que fue corregida dejando
para los cálculos una temperatura constante en 85·F.
La tendencia de la proyección se encontró errada en los separadores de
prueba en estudio ya que tenían asociado otras direcciones de registros en la lógica
del PLC que no correspondían con el cálculo, obteniendo un proyectado mayor que
el punto máximo del flujo instantáneo de cada pozo, se dejo solventado.
En el separador de prueba 4-1 se encontró con un flujo de gas instantáneo casi
constante cuyo volumen se encontraba entre 150MPCGD –180MPCGD por lo que
se chequeo en el PLC y la dirección de registro no correspondía (ID) se modifico
quedando solventado. Estas desviaciones afectan considerablemente el cálculo del
caudal de gas, es por ello que todas las pruebas malas donde el gas de inyección es
mayor al gas total corresponden a este separador, una vez corregidas las fallas se
pudo considerar una medición de mayor confiabilidad.
Figura 24 Tendencia del flujo de gas instantáneo del Separador 4-1
Selección del sistema de medición apropiado de tipo placa orificio de acuerdo a
las características de producción por pozo en medida.
Para los cálculos del Volumen de Gas se realizaron según las Normas: American
Gas Association AGA Reporte N°-3 y American Petroleum Institute API 14.3, se
modelo en el programa visual Basic con el apoyo del personal de Intevep, con datos
conocidos tales como: Cromatografia de la estación de flujo, diámetro de la tubería y
diámetro de la placa Orificio.
FmxFaxFwlfxFgxFrxYxxFbxFpbxFtPfxhwQ
)7.14(' PfhwCQ
)7.14()460(
1''
Pfhw
TfCQ
Donde: Q = Flujo volumétrico en MMPCED
Tf = Temperatura del fluido (°F).
hw = Presión diferencial a través del orificio medida en pulgadas de agua ("H2O) a 60ºF
Pf = Presión estática, en lpca
'C = Constante de placa orificio con temperatura constante.
''C =Constante de placa orificio con temperatura variable.
Se realizo el cambio en el PLC del factor C' a 22731 con temperatura
constante en 85°F para las placas orificios existentes de 2 pulgadas para pozos con
inyección de gas continuo e intermitente y se calculo C' 19717 para pozos de
bombeo de 1.875 pulgadas un espesor mínimo de la placa de 0,125 pulgadas de
acuerdo a la presión de operación y una relación beta (β), con una calibración del
transmisor baja de 0 a 25 " H2O y el transmisor de alta una calibración de 0 a 250 "
H2O, a fin de comparar su desempeño con respecto a las variables de proceso
(Presión, Temperatura, Flujo).
Diámetro del Orificio (pulgadas)
Flujo de Gas (MPCED)
Caída de Presión (in
H2O)
2.0 Máximo 800 32,14
Mínimo 200 1.972
1.875 Máximo 800 65,98
Mínimo 200 2.592
Tabla 4. Caídas de Presión a través de la Placa de Orificio
No existe desviación en la relación BETA para los separadores de estudio la línea
es de 4 pulgadas por lo que el beta para el orificio de 2 pulgadas es de 0.5 y el beta
para el orificio de 1.875 es de 0.46875. Estos diámetros favorecen el flujo de
partículas de crudo viscoso a través de los orificios y evitan la acumulación encima
de las placas.
El sistema de levantamiento artificial por gas intermitente si bien produce
aproximadamente 100 BPD y consume unos 150 MSCFD y produce unos 200
MSCFD su comportamiento transiente esta diseñado para altos caudales
instantáneos.
Figura 25 Comportamiento de un pozo intermitente.
A continuación se presenta la tabla 5, en la que se puede observar tanto la data
real recopilada en campo como la data cargada en el sistema SCADA Tía Juana
Lago, en relación con rangos de operación de los instrumentos transmisores, línea y
orificio de la placa.
0
500,000
1,000,000
1,500,000
2,000,000
2,500,000
3,000,000
3,500,000
0 10 20 30 40 50
T ciclo (min)
Qg
tota
l
Etapa acumulación Válvula cerrada Qgt = Qgf
Etapa desplazamiento Válvula abierta Qgt = Qgf+Qgi
Tabla 5 Data recopilada en campo y en SCADA gas total
En la tabla anterior se observa que existen transmisor de temperatura para los
separadores pero no funcionan por lo que se estaban realizando los cálculos de flujo
de gas sin temperatura, se dejo la temperatura constante en 85 °F. También se
observa que la data cargada en el sistema SCADA no es la misma que la real
recopilada en campo; esto genera serios errores en la medición. Por lo cual se hace
necesario tomar las medidas pertinentes para la verificación y corrección de los
valores cargados en el sistema.
La estación de flujo se encuentra en automatizada 100%, cuando se realizo las
tendencias para validar el flujo de gas observamos que el numero del PLC del pozo
cambiaba mucho tiempo después de haber comenzado la prueba del pozo (manual)
por lo que el proyectado y flujo de gas pudo estar midiendo en algún momento 2
tendencias de pozos diferente para realizar los cálculos. Posterior a esta desviación
se reviso las condiciones de la válvula 3 vías y los actuadores de tipo rotork de los
pozos por lo que se procedió a dejar en automático.
Se revisa nuevamente observando que el flujo de gas permaneció constante
durante días, resultando que en la rutina de pruebas ordinarias automáticas se
tomaban en cuenta aquellos pozos inactivos (no producen), por lo que se reviso en
campo los mismos y a nivel del PLC se les dio prioridad cero (0) para no ser
probados y de esta manera probar solo los pozos activos.
Durante esta etapa, se detectan las causas de los problemas en el sistema de
medición de gas en la estación de flujo y se efectúa el análisis para corregir fallas y
garantizar la medición de los parámetros operacionales asociados a cuantificación
de los volúmenes de producción de gas por pozos en cada separador de prueba,
logrando validar el gas de formación de los pozos, lo cual permitió ahorrar gas
recomendando bajar el volumen de gas de inyección y manteniendo comportamiento
de producción de crudo.
Figura 26 Comportamiento de Producción.
Se analizo la estación desde el dispositivo primario de medición hasta su
configuración a nivel del PLC, SCADA y CIOC. De esta manera se evalúo el
desempeño del sistema de medición de gas.
4.2 Análisis de factibilidad en la incorporación de un sistema de medición
distinto a la placa orificio.
El déficit de gas en occidente requiere seguimiento y medición precisa, con el
apoyo de Intevep se estudia la instalación de Vortex en serie de 3’’ y de 1’’ que
permita medir altos y bajos volúmenes de gas sin necesidad de estar cambiando
placas orificios.
El principio físico de medición: "Karman Vortex Street", el cual consiste en la
formación de vorticidades debido al paso del fluido (gas o liquido) alrededor del
cuerpo esparcidor (ubicado en el interior del instrumento el cual tiene dimensiones y
forma diseñadas con este propósito). La medición del Vortex es proporcional a la
velocidad del fluido. Existe Mínima y Máxima Velocidad medible.
XL-1
4-1
A continuación se presenta tabla de fabricante para determinar velocidades
mínimas y máximas del fluido.
Tabla 6 Velocidades mínimas por el fabricante
Tabla 7 Velocidades máximas por el fabricante
La velocidad mínima @ P, T medible no depende del diámetro del Vortex.
El Caudal a condiciones de P,T se calcula por
AreaflujoVQ *
Las correcciones a condiciones estándar
Para Vortex 3”, P = 60 psig y T = 80 F Se obtiene
ZT
PDVQ vortexSCFD
)460(
520
7.14
)7.14(606024)24/( 2
Tabla 8 Flujo máximo y mínimo con Vortex de 3’’.
Existen muchos pozos con Qg total 150-350 MSCFD donde puede ser que el
Vortex 3” mida algo pero ya sabemos que esta en la zona de baja precisión. Como
línea general la magnitud a medir debe estar entre el 20% a 80% del rango nominal
del instrumento.
Para Vortex 1”, P = 60 psig y T = 80 F Se obtiene
Tabla 9 Flujo máximo y mínimo con Vortex de 1’’.
Medición deficiente con Vortex de 3’’ para bajos caudales, mala medición del gas
de formación en pozos de LAG intermitente, y el Vortex de 1’’ deficiente para medir
altos volúmenes de gas, es por ello se propone junto con el personal de INTEVEP
evaluar la medición con Vortex en serie.
• Requiere cambio del esquema de automatización
• Válvula automática on/off controlada por la señal del vortex 3” o por presión
de separación
Figura 27 Esquema de funcionamiento de Vortex en serie.
4.2.1 Esquema de funcionamiento:
Para pozos con caudal menor a 400 MPCD será medido por el Vortex de 1’’ y la
válvula on/off debe estar cerrada para leer el caudal por dicho Vortex.
Figura 28. Esquema de funcionamiento con Vortex de 1’’
Para pozos con caudal mayor a 400 MPCD será medido por el Vortex de 3’’ y la
válvula on/off debe estar abierta para evitar alta presión, no se va a utilizar la lectura
del Vortex 1’’ solo se va a leer el caudal por el Vortex de 3’’
Válvula on/off normalmente abierta para evitar venteo por la válvula de alivio cuando no hay electricidad Para altos caudales evita altas presiones de separación
En la siguiente figura se observan ciertas consideraciones para la instalación de
estos equipos.
Figura 30 Esquemas recomendados para Instalación.
4.2.2 Detalles de instalación posibles configuraciones ideales
Figura 31 Detalles de instalación.
4.3.3 Especificaciones técnicas de los materiales:
1 Bridas WN 4”-150# RF SCH STD A-105
1 Empacaduras brida WN. 4”-150# RF. Metal Flex.
1 Red. Conc. 4”x3” SCH STD A-234 WPB
1 Tee recta 3” SCH STD A-234 WPB
1 Red. Conc. 3”x1” SCH STD A-234 WPB
1 Tuberías Ø 1” R.L SCH STD A-234 WPB
1 Bridas WN 1”-150# RF SCH STD A-105
1 Empacaduras brida WN 1”-150# RF. Metal Flex.
Espárrago Ø5/8”x3” LG. C/TCAS. A-153 B/2H
1 Brida WN 3”-150#. RF SCH STD. A-105
1 Empacadura brida WN 3”-150# RF. Metal Flex.
Espárrago Ø3/4”x 4-1/2” LG. C/TCASA-153 B/2H
1 Vortex Ø1”-150# A-105
1 Vortex Ø3”-150# A-105
1 Válvula mariposa 3”-150#
100 % Rayos X.
CONCLUSIONES
Al implementar esta metodología de evaluación y validación del gas, se
identificaron y corrigieron problemas más críticos e importantes que existen en el
proceso. De la misma manera, se obtiene constantemente indicadores de calidad del
proceso a través de los sistemas SCADA y CIOC, para determinar si el proceso se
mantiene bajo control.
Los valores cargados en el sistema SCADA, remota y la data de campo,
presentaban diferencias significativas generando así un desfase en los caudales
calculados y el manejado realmente. Se encontró una temperatura en 32°F (error
sistemático Instrumental) ya que el transmisor de temperatura se encuentra dañado,
por lo que fue corregida dejando para los cálculos una temperatura constante en
85·F.
En el separador de prueba 4-1 se observo que en la data de gas total permanecía
constante entre 160 Mpcgd-180 Mpcgd, determinando que las pruebas malas gas de
inyección mayor al gas total correspondían en su mayoría a este separador, esto se
debía a que no existía correspondencia entre los TAG NAME cargados en la rutina
del PLC para realizar los cálculos de volúmenes de gas, logrando validar el gas de
formación por cada pozo sometido a prueba.
Por medio de la validación realizada permitió optimizar el volumen de gas de
inyección en aquellos disminuyendo el mismo y manteniendo igual comportamiento
de producción de crudo. Para el pozo estudio X-1 se disminuyo el gas de inyección
de 338 Mpcgd a 171 Mpcgd ahorrando 167 Mpcgd e incremento producción de 37
BBPD promedio a 52BBPD promedio.
Se analizo el sistema de medición por medio de Vortex en serie de 1 pulgada para
medir rangos mínimo desde 25 Mpcgd hasta 400 Mpcgd y el Vortex de 3 pulgada el
cual permite medir rangos desde 400 Mpcgd y máximo 5MMpcgd mediante una
rutina en el PLC utilizando válvula on/off, evitando así la utilización de placas de
orificio con diferentes diámetros para cumplir con la gama de rango.
La medición del gas total por el sistema automatizado permite realizar un balance
de gas más ajustado y en tiempo real.
RECOMENDACIONES
Promover la implementación de la estrategia de evaluación y validación de la
mediciones de gas en todas las estaciones de flujo de la Unidad de Explotación Tía
Juana Lago.
Establecer un programa de mantenimiento para el sistema de medición por placa
orificio destinado a la verificación de los instrumentos así como garantizar que los
sensores de los mismos se encuentren libres de petróleo o cualquier impureza y
revisar los datos cargado a nivel del PLC.
Actualizar la data recopilada en campo tanto en remota como en las cargas del
sistema SCADA.
Remplazar el transmisor de temperatura el cual permita realizar los cálculos con
data real.
Revisar continuamente la interfaz PI PROCESS BOOK- CENTINELA POZO.
Conformar un departamento de confiabilidad operacional que evalúe el tiempo de
falla de los equipos involucrados en la medición de crudo y gas; con el fin de
desarrollar programas de mantenimiento preventivo.
Realizar inspección interna al Separador de Prueba, Separadores de Producción
y Depurador de Gas, con el fin de revisar las condiciones de los dispositivos internos
(deflector de entrada, extractor de niebla, etc.), los cuales contribuyen a evitar el
arrastre de líquidos en el gas de salida.
Realizar un análisis Cromatografico ya que no existen valores de composición del
gas actualizados, con los cuales pueda verificarse si se encuentra cargado el valor
de gravedad específica del gas correcto.
Estudiar la incorporación de la medición de flujo de gas por medio de los Vortex
de 1 pulgada y 3 pulgada en serie para medir rangos mínimos y máximos. La idea
aplica independientemente del tipo de medidor, solo hay que determinar los rangos
mínimos y máximos de cada tecnología (Vortex, Micromotion, Placa Orificio, etc.) y
comparar con los caudales que se desean medir.
REFERENCIAS BIBLIOGRAFICAS 1. Martinez, M. (2003) “La Composición del Gas Natural” [ On-Line] Disponible en
http:// www.gas-training.com.
2. CRUZADO, Jair. (2008) Determinación de la procedencia de líquido en la red de
baja y análisis de la metodología del sistema de medición de gas de la U.E Rosa
Mediano. Trabajo de Grado. División de Postgrado. Facultad de Ingeniería.
Universidad del Zulia. Maracaibo. Venezuela.
3. TORO, Joryelin. (2006) Metodología para evaluar la Confiabilidad de los
sistemas de medición de crudo y gas en la Unidad de Explotación Lagomar.
Trabajo de Grado. Facultad de Ingeniería. Universidad del Zulia. Maracaibo.
Venezuela.
4. ARRIETA, José. (2004) Evaluación de los sistemas de medición de flujo de gas
e hidrocarburo líquido campo Lagomedio. Trabajo de Grado. División de
Postgrado. Facultad de Ingeniería. Universidad del Zulia. Maracaibo. Venezuela.
5. Paginas WEB.
www. Intranet. Pdvsa.com
www.google.com
www.Intevep.pdv.com/santp
