capitulo ii. marco teor ico. 2.1 antecedentes de la
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CAPITULO II. MARCO TEORICO.
2.1 ANTECEDENTES DE LA INVESTIGACION. 2.1.1 SISTEMA DE PROTECCIÓN CATODICA.
RESEÑA HISTORICA. Como resultado de experimento de laboratorio en agua salada, Sir.
Humprey Davy informo en 1824 que se podía proteger eficazmente el cobre
contra la corrosión uniéndolo a hierro o zinc, y recomendaba la protección
catódica de embarcaciones de forro exterior de cobre mediante la utilización
de bloques de sacrificio de hierro, adosado al casco en la relación de
superficies hierro-cobre del orden 1:100.
En la práctica la velocidad de corrosión de cobre se redujo de manera
apreciable tal como Davy había predicho, pero por desgracia, el cobre
protegido catódicamente esta sujeto a ensuciamiento por organismos
marinos, al contrario del comportamiento del cobre no protegido que
suministra iones de cobre en suficiente concentración para envenenar los
organismos que se fijan en el casco. Puesto que el ensuciamiento de los
bajos reduce la velocidad de los barcos, el Almirantazgo Británico se decidió
en contra de la idea.
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Después de la muerte de Davy en 1829, su primo Edmund Davy
(profesor de química en la Real Universidad de Dublin) protegió la obra de
hierro de balizas por acoplamiento de bloques de zinc, y Robert Mallet
produjo en 1840 una aleación de zinc muy adecuado para los ánodos de
sacrificio. Cuando los casco de madera se reemplazaron por los de acero, se
hizo tradicional acoplar las placas de zinc a todos los buques del
Almirantazgo.
Estas placas de zinc dieron protección localizada en especial contra la
acción galvánica de las hélices de bronce, pero la protección catódica total
de las embarcaciones marina no se volvió a explotar de nuevo hasta
alrededor de 1950, esta vez por la marina Canadiense. Mediante un empleo
adecuado de pintura antiorganismo en confinación con pinturas
anticorrosivas sé demostró que era factible la protección catódica de
embarcaciones y que pueden obtenerse economías considerables en los
costos de mantenimiento.
La protección catódica fue incidental al proceso de proteger la chapa
de acero recubriéndola por inmersión en un baño de zinc en fusión, método
patentado por primera vez en Francia en 1836 y en Inglaterra en 1837. Sin
embargo, la practica de recubrir el acero con zinc parece que era muy
conocida en Francia hacia final de los años 1700.
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La primera aplicación de corriente eléctrica impresa para la protección
de estructuras enterradas se efectúo en Inglaterra y en Estados Unidos hacia
1910 y 1912. Desde entonces el empleo de protección catódica se ha
extendido con rapidez y ahora miles de kilómetros de tubería y cables se
protegen eficazmente contra la corrosión por estos medio. La protección
catódica se aplican a compuertas de canales, condensadores, submarinos,
depósitos de agua, pilotaje sobre fondos marinos y equipo químico.
ANTECEDENTES DE INVESTIGACIONES DEL SISTEMA DE
PROTECCIÓN CATODICA DENTRO DE LAS EXFILIALES DE PDVSA.
En esta sección se dará a conocer los avances tecnológicos, estudios
y proyectos ejecutados dentro de la Industria petrolera e Instituciones de
investigación y universitarias donde se conocerá los aportes hechos por cada
una de ellas en la aplicación de los métodos de protección contra la corrosión
entre las que tenemos:
La empresa LAGOVEN S.A. Filiar de PDVSA realiza en noviembre de
1986 el II Congreso Iberoamericano de Corrosión y Protección Catódica,
cuyo propósito es intercambiar experiencia obtenidas en el área de la
corrosión y su control con personal especializados en la materia de estos
países. El objetivo fue señalar los aspectos relevantes de los métodos de
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protección catódica utilizados en el Lago de Maracaibo como son las
técnicas aplicadas, actividades de mantenimiento y los índices que reflejan el
control de la corrosión.
Asimismo, se presenta la evolución que ha experimentado los
sistemas de protección catódica en el lago de Maracaibo a través de mas de
60 años de operación petrolera, y su tendencia futura. De igual forma
presenta un enfoque global de los problemas de corrosión y formación de
depósitos en los sistemas de inyección de agua e indicar las diversas
investigaciones realizadas con el fin de establecer el origen de los mismos y
los correctivos necesario para minimizarlos.
En abril de 1996 el convenio cooperación LAGOVEN Y LA
UNIVERSIDAD DE LOS ANDES LA realizan el estudio de PREVENCION Y
CONTROL DE CORROSION donde se define la corrosión como la
destrucción del un material debido a su reacción con el medio ambiente que
lo rodea, dando a conocer los altos costos de operación y mantenimiento
ocasionado por este. Determina las diferentes causa de corrosión y sus tipos
profundizando en su concepto, característica y comportamiento. Por último
describe los diferentes métodos de prevención y control de corrosión.
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ESTUDIO REALIZADO POR INSTITUCIONES UNIVERSITARIAS
SOBRE EL SISTEMA DE PROTECCIÓN CATODICA.
En marzo 2000, Salazar R. realiza la Tesis Estudio de Parámetros de
Diseño de Protección Catódica en Tuberías Sumergidas en el Lago de
Maracaibo Utilizando Diferentes Revestimientos, para optar por él titulo de
Magister Ingeniería de Corrosión en la Universidad del Zulia, en el presente
trabajo se realizó una revisión de los criterios de diseño para sistemas de
protección catódica en tuberías sumergidas en el Lago de Maracaibo
(Venezuela), asociadas a la industria petrolera. Se determinó el efecto de la
sobreprotección en los diferentes revestimientos utilizados en el área
estudiada, así como el alcance de los sistemas de protección catódica y la
densidad de corriente de diseño. Se hizo evidente la necesidad de incluir
aislamientos eléctricos en los extremos de las tuberías para mejorar el
alcance y disminuir los requerimientos de corriente. Con la aplicación de
estos criterios se espera la reducción de fallas de tuberías por corrosión
externa en la industria petrolera, que se traduciría en disminución de la
producción diferida y el impacto ambiental.
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2.1.2 SISTEMA DE CONTROL Y AUTOMATIZACIÓN DE PROCESO. RESEÑA HISTORICA.
La automatización de proceso, se inicia desde los años cuarenta
donde las necesidades planteadas por el desarrollo industrial es el motor
que impulso la inventiva de los fabricantes y propios usuarios para idear,
diseñar y fabricar los instrumentos requeridos para la medición y control de
proceso. Su desarrollo se inicio con los manómetros, termómetros y válvulas
manuales instalada localmente, en esta fase se centralizaron en las
funciones de medición donde se necesito gran cantidad de operadores para
observar los instrumento y manipular las válvulas.
El desarrollo de los transmisores y controladores neumático, permitió
centralizar en una sala de control las funciones de medición y control de todo
un proceso industrial, de esta manera se logro incrementar la optimización de
las operaciones en los procesos industriales. En la década de los cincuenta
se incorpora la tecnología electrónica en los instrumentos de medición y
control desarrollándose las salas descontrol con capacidad de cubrir las
necesidades de complejos industriales.
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ANTECEDENTES DE LAS INVESTIGACIONES SOBRE EL
SISTEMA DE CONTROL Y AUTOMATIZACIÓN DE PROCESO DENTRO
DE LAS EXFILIALES DE PDVSA.
Las aplicaciones de los sistemas de control para la automatización de
los proceso dentro de la industria petrolera, hoy en día es una actividad
común donde su objetivo principal es garantizar la continuidad operacional,
mejorar la eficiencia y controlar el sistema que mantiene el proceso activo, de
igual forma la investigaciones realizadas por las instituciones universitarias y
de investigación se basan en este principio entre las que se encuentran:
PDVSA a través de su filiar MARAVEN instala su primera sala de
control en 1978 conocida con el nombre de ESCADA, el cual recibía la señal
de las instalaciones situadas en el Lago de Maracaibo por medio de la
telemetría basado en equipos MODCOMP II/25 con muy baja capacidad de
memoria, cuya función principal era indicar los niveles de los tanques para
evitar los posibles derrames al Lago por alto nivel. En la década de los años
ochenta la industria petrolera a través de la Gerencia de Servicios y
Mantenimiento Eléctrico continua el camino de la automatización instalando
equipos inteligentes en subestaciones e instalaciones petroleras, para
controlar los interruptores de protección, medición de flujos eléctricos,
medición de parámetros eléctricos y por último la recopilación de los datos de
campo para envíalos a la sala de control para su interpretación.
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Las Gerencias de Producción continúan con los proyectos, entre los
implantados se encuentran varias técnicas y tecnología, para medición y
control para la extracción, tratamiento, almacenamiento, bombeo y transporte
de crudos pesados, extrapesados, medianos y livianos; con el objetivo de
realizar pruebas de producción, controlar calidad de crudo, optimar tazas de
inyección de diluente a los crudos extrapesados y pesados, optimar tasas de
gas inyectados para levantamiento de crudo artificial, controlar y fiscalizar los
inventarios de crudo almacenados, controlar las variables necesaria para el
bombeo y transporte de crudo.
En 1989 LAGOVEN por medio de la Gerencia de Ingeniería de Gas
se construyo un nuevo cuarto de control y reemplazo todos los instrumento
neumáticos tanto en el campo como de proceso por instrumentos
electrónicos analógicos y digitales el cual facilitaría la automatización de
arranques, paros y acciones estratégicas para el manejo de la planta. Para
1994 LAGOVEN finaliza la Ingeniería básica del plan maestro de
Automatización de Instalaciones de Producción, la cual establece los
lineamientos generales para lograr la automatización integral de todos los
procesos asociados con la extracción, manejo y transporte de flujos; en el
año 1995 se elaboro el plan de Automatización de la División de Occidente el
cual abarca la automatización integral de aproximadamente 322
instalaciones en un periodo de 5 años con inicio en 1996.
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En Maturin, noviembre de 1995 PDVSA y sus filiales realizan el V
congreso de Automatización de Operaciones de Producción, donde da a
conocer los avances tecnológicos, en la implantación de sistemas
automatizados en pozos petroleros, estaciones de flujo, múltiples de gas y
producción; entre los puntos tratados se encuentra: Esquemas de integración
a través de comunicación digital y distribución de i/o en campo, Modelage
inteligente de los proceso de producción empleado api’s, Red integrada de
información de producción, Tecnología de medición en instalaciones de
producción, Uso de la automatización para la optimización de LAG,
Automatización de operaciones de producción de crudos
pesados/estrapesados en la faja petrolífera del Orinoco, Automatización del
sistema eléctrico de producción, Medición de crudos multifasicos
crudo/agua/gas, Analizador en la línea de contenido de agua en crudo,
Sistema supervisor inteligente para pozos petroleros.
En 1997 el Centro Internacional Educativo y Desarrollo instala el VI
congreso de Automatización Industrial cuya finalidad es dar a conocer y
compartir con sus filiales, los avances tecnológicos e implantación de nuevos
sistemas de control en áreas donde no existían, los temas tratados fueron:
Aplicación de sensores de flujo térmico para la supervisión de pozos y
detención de mermas en líneas; Limitación de la tecnologiacoriolis para la
medición de contenido de agua en crudo; Experiencias en la medición de
crudo en estaciones de flujo a través del Sistema Computarizado de Análisis
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de Datos Automatizado en LAGOVEN occidente; Optimización de la
producción de pozos en levantamiento artificial por gas (LGA) continuo a
través de la temperatura de los fluidos en el cabezal; Automatización de
proceso de producción geográficamente distribuido mediante el uso de
sistema jerárquico de control híbrido; Optimización de la columna
desmetanizadora de la planta LGNI el TABLAZO; Sistemas experto de
manejo de crudos y productos; y por último Supervisión básica de
instalaciones de producción.
En la industria Petrolera como se ha observado las investigaciones,
estudios, congresos y todo lo relacionado con el proceso de corrosión y los
métodos para evitarlo, la automatización de procesos y medición de
parámetros se habían realizado por separados. En 1997 se incluye entre los
parámetros de medición de las estaciones el Voltaje consumido por los
rectificadores de corriente, en vista de que esto no garantizaba que el
sistema estuviese operando adecuadamente, se aprobó 1999 la propuesta
de, Diseño de un sistema de control, para la supervisión básica de las
condiciones operacionales del sistema de protección catódica del múltiple de
inyección de gas Tía Juana (3-33) el cual debe estar implantada en Julio del
2001.
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ESTUDIO REALIZADO POR INSTITUCIONES UNIVERSITARIAS
SOBRE EL SISTEMA DE CONTROL Y AUTOMATIZACIÓN DEL
PROCESO.
En 1995 los Ingeniero Guevara E. (INTEVEP, S.A.) y Padrón A realiza
la Tesis Diseño de un Sistema de Control para Plantas de Tratamiento de
Aguas Afluentes en Patios de Tanques con el fin de diseñar un sistema de
supervisión y control de las distintas variables manejadas dentro del proceso,
basado en la concepción piramidal del manejo de información, la
implantación de este sistema permitió la automatización de las labores de
operación de la planta evitándose la contaminación al Lago de Maracaibo.
El Ingeniero Nuñez Geryk en agosto de 1997, realiza la tesis de
Control Automático de Generación de Sistema de Potencia Eléctrico
Interconectados aplicando técnicas de Control Optimo. Para optar por el titulo
de Magister en Ingeniería de Control de proceso en la Universidad Rafael
Belloso Chacin Maracaibo estado Zulia con el propósito de realizar un
modelaje y funcionamiento del sistema de control automático de generación
optimo el cual permite estudiar sistemas interconectados.
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En Enero del año 2000 la Ingeniero Chacin Mildre para optar por el
titulo de Magister en Ingeniería de Control de proceso en la Universidad
Rafael Belloso Chacin Maracaibo estado Zulia realiza el estudio de Modelo
Simplificado de los Elementos de Producción de Crudo, utilizando Algoritmo
Genéticos en una Unidad de Explotación en Petróleos de Venezuela. Con el
objetivo de desarrollar un modelo simplificado de los elementos de
producción de una Unidad de Explotación utilizando algoritmo genético para
generar soluciones que optimicen la producción de crudo a un mínimo costo.
2.1.3 MÉTODOS DE MANTENIMIENTO.
RESEÑA HISTORICA.
El mantenimiento ha evolucionado en tres generaciones o etapas, la
primera generación comprende el periodo antes de la segunda Guerra
Mundial, donde las industrias existentes no estaban mecanizadas totalmente,
por lo que los periodos de parada eran frecuentes y no importaban mucho. El
mecanismo de cada máquina era sencillo y en la mayoría de los casos era
un diseño para un propósito determinado, esto hacia que fuera fiable y fácil
de reparar, por lo que el mantenimiento no representaba mayor importancia
y las necesidades del personal calificado eran mucho menor.
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La segunda generación fue el comienzo del cambio, ya que
aumentaron las necesidades de productos de toda clase mientras que la
mano de obra industrial bajó de forma considerada. Esto trajo como
consecuencia un aumento de mecanización. Hacia el año 1950, se habían
construido máquinas de todo tipo y cada vez más complejas. La industria
había comenzado a depender de ellas.
El impacto del tiempo de parada de un equipo comenzó a ser más
patente debida al aumento de la dependencia de la mecanización. Esto
llevo a la idea de que los fallos de la maquinaria se podían y debían de
prevenir, loo que dio como resultado el nacimiento del Mantenimiento
Preventivo. En el año 1960 esto se basaba primordialmente en la revisión
completa del material a intervalos fijos. El mantenimiento comenzó a ser
costoso en relación con los otros costes de funcionamiento. Como resultado
se comenzaron a implantar sistemas de control y planificación del
mantenimiento. Estos han ayudado a poner el mantenimiento bajo control, y
se han establecido ahora como parte de la práctica del mismo.
En última generación proceso de cambio en la industria se sintió a
mediados de los setenta, el proceso de cambio en la industria ha cobrado
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incluso velocidades mas altas. Los cambios pueden clasificarse bajo los
títulos de las nuevas expectativas, nueva investigación y nuevas técnicas.
El crecimiento continuo de la mecanización significa que los periodos
improductivos tienen un efecto más importante en la producción, coste total y
servicio al cliente. Esto se hace más patente con el movimiento mundial
hacia los sistemas de producción, en el que las más pequeñas averías
causan grandes inconvenientes y hasta ocasionan paros de plantas. Una
automatización más extensa significa que hay una relación estrecha entre la
condición de la maquinaria y la calidad del producto. Al mismo tiempo, se
están elevando continuamente los estándares de calidad.
Otra de las características más relevante de la mecanización es que
cada vez son más serias las consecuencias de los fallos de una planta para
la seguridad y el medio ambiente, Al mismo tiempo los estándares en estos
dos campos también están mejorando en respuesta a un mayor interés del
personal gerente, los sindicatos, los medios de información y el gobierno,
también esto ejerce influencia sobre el mantenimiento.
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ANTECEDENTES DE LA INVESTIGACIÓN SOBRE EL
MANTENIMIENTO DENTRO DE LAS EXFILIALES DE PDVSA.
La industria petrolera ha brindado un interés muy especial a las
políticas de mantenimiento aplicadas a sus instalaciones en el Lago de
Maracaibo como en tierra, ya que de este depende la continuidad
operacional de cualquier de sus procesos, por esta causa no escatima en
gastos de sus recursos en la aplicación de nuevos métodos de
mantenimientos por esta causa en conjunto con las instituciones
universitarias y de investigación se han realizado un conjunto de
investigaciones y proyectos, entre los mas recientes tenemos:
En febrero de 1999 los Ingenieros Franz Valbuena, Ramón Salazar y
Jesús Peña realizan el estudio de Evaluación y Análisis de Fallas en bombas
de Cabidad Progresiva con el fin de presentar el análisis de falla y los
resultados con el fin de evitar las fallas prematuras de los mismos. En
septiembre del año 2000 los Ingenieros Rosendo Huerta y Luis Fernández,
realizan el estudio Análisis Causa y Raíz (ACR) como Herramienta para
Optimizar la Gestión de Mantenimiento con el objeto de mejorar los procesos
de mantenimientos aplicados a los equipos dinámicos y estáticos de las
instalaciones de PDVSA.
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Caracas, julio del año 2000 la Gerencia de Mantenimiento Mayor
perteneciente a PDVSA instala las I Jornadas Técnicas Internas de
Mantenimiento Occidente donde se exponen diferentes temas donde se
comparten las experiencias vividas en la aplicación de los diferentes métodos
de mantenimiento en las instalaciones petroleras en el Lago de Maracaibo,
entre los temas tratados se encuentra Mantenimiento al Sistema de
Compresión de Gas y Tratamiento e Inyección de Agua, Mejoras en el
Proceso de Planificación y Ejecución de Mantenimiento Estático, Inspección
Mediante Técnicas de Corriente Inducida en Disco de Turbinas
Westinghouse, entre otras.
ESTUDIO DE INSTITUCIONES UNIVERSITARIAS DE LOS
MÉTODOS DE MANTENIMIENTO.
En septiembre del año 2000 la Bachiller Oropeza Liliana realiza el
estudio Diseño de Políticas de Mantenimiento para el Sistema de Separación
de Crudo y Gas de la Estación de Flujo Tía Juana 21 con el objetivo de
aplicar una metodología de mejoramiento de la confiabilidad operacional
mediante las técnicas del Mantenimiento Centrado en la Confiavilidad (MCO)
para optar por el titulo de Ingeniero Mecánico en la Universidad del Zulia.
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La Ingeniero Yaraure Tahire en junio del año 2001 realiza en la Unidad
de Explotación La Salina, Gerencia de Producción, Superintendencia de
Mantenimiento, realiza el trabajo de grado “OPTIMAR EL PROCESO DE
PLANIFICACION Y PROGRAMACION DEL MANTENIMIENTO DE
EQUIPOS ESTATICOS” para optar por él titulo de Magister Gerencia de
Mantenimiento en la Universidad del Zulia, con el fin de crear un plan de
mantenimiento preventivos predictivos al fin de minimizar los servicios de
mantenimiento correctivo y optimizar los proceso de mantenimientos.
2.2 BASES TEORICAS.
MÚLTIPLE DE GAS.
Múltiples de Gas Tía Juana (3-33): (ver figura N°1), es una
plataforma o instalación que tiene como función principal recolectar el flujo
gaseoso descargado de la Plantas Procesadores de Gas Natural, a través de
la línea recolectora o troncal de succión para luego distribuir el flujo gaseoso
por medio del manifuel o cañón y distribuirlo por medio de las escopeta a los
pozos por medio de la línea inyectora de gas. Sus partes principales son:
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a) Troncal de succión: es la línea encargada de recolectar el gas
descargado por las plantas compresoras de gas para distribuirlos
en los cañones o escopetas (ver figura N°2 y N°3).
b) Los cañones: son líneas que recolectan el gas proveniente de la
troncal de succión y la distribuye por medio de la escopetas a las
líneas de inyección de gas a los pozos (ver figura N°2 y N°3).
FIGURA N°1. PDVSA 2001: MÚLTIPLE DE GAS TÍA JUANA (3-33)
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c) Escopeta: es línea en forma de niple que contiene una válvula
para graduar el flujo de inyección de gas que va hacia los pozos,
por medio de la línea de inyección de gas (ver figura N°3 ).
FIGURA N°3. PDVSA 2001: MÚLTIPLE DE GAS TÍA JUANA (3-33)
TRONCAL DE SUCCIÓN Y CAÑONES O ESCOPETA
Escopeta o cañones
Troncal de succión
FIGURA N°2 PDVSA 1998: PLANOS DEL MÚLTIPLE DE GAS TÍA JUNA (3-33) DONDE SE IDENTIFICA LA TRONCAL DE SUCCIÓN Y ESCOPETA O CAÑONES
Cañones
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Línea inyectora de gas: es un tubo de cuatro pulgadas de diámetro y
diferentes longitudes encargado de transportar gas natural a altas presiones
desde el múltiple de gas hasta el pozo con el objetivo de inyectarlo.
Pozos Petrolíferos: Según el CIED 1999, en él modulo proceso de
producción básico dice que los son huecos profundo que se hace desde la
superficie hasta la arena productora (ver figura N°4), con el objetivo de
extraer el petróleo, estos se clasifican en verticales, direccionales, inclinados,
reentry y horizontales. Los métodos utilizados para la extracción de crudo
son: flujo natural, inyección de gas (gas lift), bombeo mecánico, bombeo de
cavidad progresiva, bombeo hidráulico, bombeo electrosumergible.
Entre las partes principales del pozo se tiene el Cabezal de
Producción que esta formado por una cruceta o cabezal de superficie, que
soporta el árbol de Navidad para conectar la tubería de producción del pozo,
fijar y aislar los revestidores de superficie y producción, instalar válvulas del
revestidor, equipos para medir, controlar las presiones y flujo del pozo.
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El segundo componente de igual importancia es el Arbol de Navidad
que esta formado por un conjunto de válvulas, conexiones, equipos y
accesorios que se instalan sobre el cabezal del pozo, que permiten abril,
cerrar o controlar la producción del pozo. El arbolito es donde se instala
todos los equipos adicionales para su mantenimiento, adicional a este va
conectada la línea de flujo o productora de petróleo, y solo donde el
levantamiento es por inyección de gas va conectada la línea de inyección de
gas.
FIGURA N°4 PDVSA2000 : POZO POR INYECCIÓN A GAS LR-701
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SISTEMA DE PROTECCIÓN CATODICA.
El método utilizado por la Industria Petrolera para proteger las
estructuras sumergidas en Lago de Maracaibo, cuyas características son
completamente desfavorables para nuestras instalaciones por su salinidad es
el de PROTECCION CATODICA POR ANODOS GALVANICOS Y
CORRIENTE IMPRESA (ver figura N°5). El múltiple de gas Tía Juana (3-33)
se protege contra la corrosión externa por el método de inyección de
corriente impresa.
Protección por corriente impresa: es un método de protección
contra la corrosión externa por inyección de electrones de un metal noble
(ánodo) a otro menos noble (cátodo).
FIGURA N°5.FINOL 2001 : METODO DE PROTECCION CATÓDICA
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El sistema de protección catódica por el método de corriente impresa,
esta formado por un conjunto de equipos eléctrico encargados de inyectar la
corriente requerida por los ánodos hacia los cátodos, los cuales son
conocidos como:
a) Transformador rectificador: es un dispositivo eléctrico encargado
de transformar el potencial de 480V a 24V y rectificar la corriente
alterna a corriente continua, alimentando los lechos de ánodos con
el polo positivo y recibiendo la corriente de retorno por el polo
negativo (ver figura N°6).
b) Ánodos o lechos de ánodo: es un dispositivo químico que
reacciona con la inyección de corriente para ceder electrones a las
FIGURA N°6 PDVSA 2001 TRANSFORMADOR RECTIFICADOR DE VOLTAJE.
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estructuras metálicas a proteger contra la corrosión externa estos
pueden ser de Zinc, Magnesio, Aluminio, titanio, Hierro-Silicio-
Cromo, entre otros (ver figura N°7).
c) Cátodo: Son dispositivos metálicos a los que se va a proteger,
este recibe los electrones inyectados por el ánodo para reemplazar
los cedidos por el efecto de corrosión externa, en el múltiple de gas
Tía Juana (3-33) el cátodo son las líneas inyectoras de gas y
transportadoras de crudo en un radio de tres kilómetros (ver figura
N°8).
d) Conductor de alimentación o conductor positivo: es el cable
encargado de transportar la energía eléctrica del rectificador al
lecho de ánodo.
FIGURA N°7 PDVSA 2001 ÁNODOS PARA FABRICAR LECHOS.
38
e) Conductor de retorno o conductor negativo: es el cable
encargado de transportar la energía eléctrica de la estructura
metálica protegida (líneas de flujos) al rectificador.
Condiciones operacionales. Parámetros operacionales: son los valores máximos, mínimos y
optimo en que deben operar las variables del proceso, para el sistema de
protección catódica las variables se conocen como voltaje, corriente y
potenciales.
FIGURA N°8 PDVSA 2001 LÍNEA DE GAS A PROTEGER POR EL SISTEMA DE PROTECCIÓN CATODICA.
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a) Valor máximo: es él limite mayor que debe tomar una variable
para operar apropiadamente.
b) Valor mínimo: es él limite menor que debe tomar una variable
para operar apropiadamente.
c) Valor optimo: es el valor de la variable donde el equipo, proceso o
sistema opera obteniendo la mayor eficiencia y menores perdidas.
El sistema de protección catódica debe trabajar dentro de los
parámetros mínimos y máximos sin salir de este rango, si llega a desviarse
saliendo de los mismo no se garantiza la protección de las líneas contra la
corrosión externa.
SUPERVISIÓN BASICA. La supervisión básica: es la observación directa de cada una de las
variables operacionales de cada equipo, esta se dividen en tres y se conocen
como:
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Supervisión simple: es cuando tomamos los valores de los
parámetros con que esta operando el equipo en un momento
determinado.
Supervisión intermedia: es la observación directa y toma de
valores de los parámetros operacionales del equipo en periodos
de media hasta ocho horas.
Supervisión continua: es la observación directa y toma de
valores de los parámetros operacionales del equipo en periodos
de veinticuatro horas.
SISTEMA DE CONTROL Es un conjunto instrumentos encargados de leer, comparar, transmitir
y tomar decisiones por medio de un controlador de variables del proceso, los
elementos básico se conocen con el nombre de sensor, transmisor,
controlador y elemento final.
Sistema de control del múltiple de gas Tía Juana (3-33): es un
conjunto de instrumentos encargados de leer y/o manipular las variables del
proceso (ver figura N°9), sus partes son:
41
a) Hardware del sistema: para la automatización de los múltiples de
gas se instalaron DPC-335 cada uno de estos controladores
poseen dispositivos de entrada y salida, independientes del
controlador, se tienen tarjetas digitales I/O y tarjetas analógicas
I/O. Las tarjetas digitales de entrada son de dieciséis puntos de
contactó seco, mientras que las digitales de salida disponen de
ocho puntos para la medición de corriente de rango cuatro a veinte
miliamperios o voltaje de uno a cinco voltios independientemente,
las tarjetas analógicas tienen cuatro puntos de salida configurables
igual a las de entrada.
b) Controlador del proceso DPC-3335: La serie de Controladores
de Proceso Distribuido (DPC-3335) son microprocesadores
basados en la unidad, la cual permite trabajar de forma redundante
o como nodo, cada DPC ejecuta un número de proceso de acuerdo
a las entradas y salida del mismo, analiza los datos en tiempo real,
ejecuta algoritmos de control basado en un software configurado
por el usuario y comunica la información a través de la red cuando
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se requiere. La función del DPC dentro de la automatización del
múltiple de gas es la de recoger información de campo (presión,
flujo, temperatura, entre otros) desde el lugar de la instalación
donde es procesada, para luego transmitirlo a la sala de control y
las interfaces maquina-hombre local, además tiene la capacidad
de procesamiento, ejecución de funciones de control y toma de
decisiones.
c) CPU 386 Protected mode: Es un grupo de dos tarjetas
completamente compatibles con la tarjeta madre del DPC-3335,
esta equipado con un procesador Intel 386PM de 24 Mhz de
A: TRANSMISOR B: REGLETA DE CONEXIÓN C: ACTUADOR
D: RTU E: COMPUTADOR INTERFAZ HOMBRE-MAQUINA
F: CARGADOR RECTIFICADOR
A B C
DE
FIGURA N° 9 PDVSA 2001COMPONENTES DEL SISTEMA DE CONTROL
MÚLTIPLES DE GAS TÍA JUANA (3-33).
F
43
velocidad y una arquitectura programable de 32 bit, estas
características logran un microprocesador con capacidad de baja
potencia y bajo voltaje. Adicionalmente, el microprocesador posee
una batería, swich para direccionamiento de nodos (SW2), reloj en
tiempo real, tarjeta 85C30 SCC con dos canales de comunicación
asincrónonicos, Co-procesador matemático 80387SX, Interfaces
con memoria extendida, interfaces con puertos RS485/EIA-5662
(BIP1 y BYP2) y una interfaces con tarjetas I/O.
Los LED de estado (DS1 y DS6) proveen información sobre
el DPC durante el arranque y la operación regular, cuando se
detecta la falla o error estos LED se enciende según el caso, él
idle LED indica el nivel de actividad del sistema, cuando esta
apagado indica que el CPU se encuentra ocupado, en caso
contrario si esta encendido indica que el CPU esta en estado
desocupado o parado. El Wachtdog LED (DS8) se enciende al
prender o recetar el DPC, este LED se encuentra apagado cuando
el DPC comienza la ejecución de una carga ACCOL y permanece
apagado mientras el sistema sé este ejecutando normalmente, en
caso de encenderse, mientras el DPC esta operando
normalmente, se debe a una condición de falla y el sistema es
receteado.
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Antes de comenzar cualquier operación con el CPU, deben
configurarse los diferentes switch y jumpers. Para los switches se
define la posición de OFF (abierto) como un uno (1) lógico y la
posición ON cerrado como cero (0) lógico, el switch para funciones
de operación (SW1) y el de direccionamiento de nodos (SW2) se
encuentra en las tarjetas de memoria y periféricos. El switch para
controlar los Puertos de Comunicación BIP1 y BIP2 (SW3 y SW4)
están ubicados en la tarjeta del CPU.
d) Tarjeta de comunicación: La serie de controladores de proceso
distribuidos 3335 instalado en los múltiples de gas lift utiliza
conectores hembras de nueve pines en los puertos seriales de
comunicación, para este caso se utiliza dos módulos de
comunicación con los cuales se tienen un total de seis puertos
disponible A/C, B/D y I/J además de los puertos ubicados en la
tarjeta del CPU, BIP1 y BIP2. La distribución física de los puertos
A, B, C, D, I, J, viene determinada por los dos sockets de
comunicación.
Al instalar un modulo en el slot 1 los puertos vienen identificado
como A y B, mientras que un modulo instalado en el slot 2 definen
los puertos de comunicación C y D (en el caso de una tarjeta de
45
comunicación de dos puertos) si la tarjeta de comunicación es de
cuatro puertos definen los puertos de comunicación C/D, E, I/J,
estos puertos pueden cablearse con una interfaces de
comunicación RS-423 o RS-485 mientras que los puertos
asincronos BIP1 y BIP2 pueden cablearse como RS-485 y RS-
562.
e) Tarjeta para interfaz con dispositivo HART (HDI): La tarjeta HDI
permite a una red de dispositivo HART comunicarse con los
controladores DPC 3330, 3335, 3310, soportando la interfaces RS-
232 y RS-485, en la tarjeta existen unos jumpers que permiten
configurar el modo de comunicación (RS-232 y RS-485), habilitar
los LED de status e incorporar una resistencia de doscientos
cincuenta ohm en el lazo.
f) Sistema de alimentación DC: Consiste en un modulo para la
fuente de poder (power suply module), un modulo para el
monitoreo del sistema (sistem monitor module) y un sistema de
interconexión de tarjetas (sistem interconect boart), describiéndose
a continuación: Fuente de poder (power suply module) este modulo
opera con 24V de entrada y provee salida de –15 a + 15 y 5V de
salida para el funcionamiento de la circuiteria de DPC, la entrada
46
de 24V se obtiene del modulo de monitoreo.Modulo para el
monitoreo del sistema (sistem monitor module) este contiene
terminales de conexión a 24VDC de la fuente de poder, incluye
terminales para la alarma del watch-dog y para la condición de
redundancia, tiene un LED’s para indicar el estado de poder y un
fusible para proteger la circuiteria de la tarjeta.
Sistema de interconexión de tarjetas (sistem interconect boart)
este funciona como tarjeta madre del DPC, mediante esta se
suministra energía DC para los módulos de entrada/salida, los
buffer de control y comunicación, a través de conectores
localizados a lo largo de la tarjeta.
g) Modulo MIB: La tarjeta interfaces multiuso (multipurpo se
interfaces board MIB) contiene dos conexiones RS-485 las cuales
pueden configurarse para operar en dos modos de comunicación,
el primero funciona como una tarjeta doble interfaces de red
(network interfaces board NIB) proporcionando conectores para
dos puertos RS-485 (Puerto B y puerto D). El segundo modo
funciona como un enlace físico redundante por el cual los enlace
RS-485 lleva la misma data desde el puerto B o puerto D, un
enlace esta en la línea mientras que el otro es un respaldo, la
47
asignación de enlace redundantes es programado por el usuario
mediante él software ACCOL.
La MIB se conecta en la parte izquierda del DPC-3335, en el
slot para modem el cual establece una interfaces con la tarjeta de
comunicación a través de la tarjeta madre, la tarjeta contiene
switches y jumper para la configuración y seis LED’s para indicar
la transmisión, y el estado del enlace con cada puerto, antes de
realizar cualquier configuración es necesario remover la tarjeta MI.
h) TARJETA DE I/O:
Modulo de entrada analógica: Estos módulos pueden tener
cuatro u ocho puntos de entrada, las tarjetas utilizadas en los
múltiples de gas son de ocho entradas analógicas de alta
densidad, este modulo puede especificarse con o sin modo común
de entrada y cada entrada analógica (AI) puede configurarse para
1 – 5 V o 4-20 ma, la conexión de las señales AI están hechas en
un bloque terminal o bornera dual, donde la una corresponde a la
conexión positiva de la señal y la otra a la conexión negativa.
Cada una de las entradas análogas de este modulo se configura
48
de forma independiente 1-5 V o 4-20ma, esta configuración se
hace mediante jumpers (W1A hasta W8A y W1B hasta W8B).
Modulo de salida analógica: Estos módulos pueden tener dos
o cuatro puntos de salida, las tarjetas utilizada en los múltiples de
gas tienen capacidad para cuatro salidas analógicas configurables
para 1-5 V o 4-20 mA mediante switches, la conexión de señales
AO están hecha en un bloque terminal o bornera dual. La bornera
A corresponde a la conexión positiva de la señal y la B a la
conexión negativa, la cual se encuentra internamente conectada al
mismo punto común, por lo tanto es indiferente en que punto es
cableado el negativo de una señal. Cada una de las salidas
análogas de este modulo se configura independiente para dar
rango de salida bien sea de 1-5V o de 4-20mA esta configuración
se hace mediante switches (switch S1).
Modulo de entrada discreta: Esta acepta entradas binarias las
cuales relacionan su estatus a condición observable, la circuiteria
del modulo incluye registro de almacenamiento, detector de
cambio de estado, un generador de interrupción, un bus de
interfaces y una prueba en línea de los circuitos, la conexión para
la señal DI están hechas en un bloque terminal o bornera dual,
49
cada DI contiene un LED para indicar visualmente el estado de la
señal, el LED se enciende cuando la señal de entrada
correspondiente esta en estado de ON, los módulos discretos de
salida se utilizan para activar dispositivos de alarmas, lazos de
control y lazos de comunicación.
i) SOFTWARE DE LA INTERFAZ HOMBRE MAQUINA: ACCOL
(avance comunications and control oriented lenguage), es un
lenguaje diseñado por Bristol backock, el cual esta orientado al
control de proceso y la comunicación entre diversas unidades de
la arquitectura. Facilita la implantación de tareas o aplicaciones
que permiten realizar las funciones típicas de un SCADA o sistema
de control distribuido, ofrece una extensa variedad de módulos o
funciones predefinido y estructuras sencillas de control que
permiten definir desde simple secuencia hasta controles
entrelazados, es capaz de realizar una amplia variedad de
funciones aritméticas, manipulación de arreglos y lista de señales,
modulación de procesos, simulación y optimización.
El sistema ACCOL incluye entre otros los siguientes programa:
AIC: copilador interactivo de programas ACCOL.
ABC: copilador tipo batch de programa ACCOL.
50
ACLINK: enlazador de programas ACCOL para generar la
carga.
REV: reverse compiler para cargas.
TOOLKIT: herramienta interactiva para el seguimiento de tareas
en los controlador.
TASKSPY: herramienta interactiva para el seguimiento de
tareas en la carga del controlador.
ACDOC: documentador de programas ACCOL.
MÓDULOS ACCOL: son programas que han sido diseñados
para efectuar un cálculo o una función de comunicación en
particular, dicho cálculo o funciones pueden realizarse físicamente
por un determinado panel de instrumento, por lo tanto estos
módulos son subrrutina que emulan función de hardware. Debido
a esto cada módulo tiene un nombre que concuerda con los
dispositivos hardware para el cual ha sido diseñado, las entradas y
salida de los módulos se denominan terminales, esto se
representa por líneas que entran y salen del símbolo asignado al
modulo, los nombres asociados a los terminales son descriptivo a
la función que desempeña el modulo, a cada terminar se le asocia
un valor constante o una señal según se requiere.
51
SEÑALES: la función de las señales en ACCOL son
responsable por el flujo de datos entre los módulos, cuando se
asigna la misma señal a los terminales de dos módulos se dice
que estos terminales están conectados o cableados juntos, las
señales ACCOL son equivalentes a nombres de variables que se
usan comúnmente en lenguaje de programación como BASI,
FORTRAN y PASCAL. Dada la asociación de los módulos ACCOL
con el hardware, las señales pueden ser de tipo analógicas,
lógicas o alfanuméricas (string).
Señales analógicas: son variables numéricas almacenadas
como un número punto flotante en cuatro bytes según el formato
estándar IEEE.
Señales lógicas: son variables que solo pueden tener dos
valores 1 o 0, estos son representado por defecto por el valor ON
o OFF, los valores o estado de la señal se interpreta como:
Cierto = true = ON = 1
Falso = false = OFF = 0
52
Señales alfanuméricas o STRING: son variables a las cuales
se asocia un mensaje o grupo de caracteres alfanuméricos. No
tiene asociado un valor numérico o estado ya que su valor
corresponde al mensaje, la longitud de la cadena debe estar entre
cero y sesenta y cuatro caracteres incluyendo el espacio en
blanco. El nombre de una señal o variable se refiere a la forma de
referencia el espacio de memoria donde se almacenara el
contenido de la misma, el contenido puede ser constante,
modificado por un modulo o tarea de aplicación o modificado
manualmente por el usuario del sistema.
Un nombre de señal ACCOL es un conjunto de caracteres
alfanuméricos que consiste ordenadamente de tres elemento
denominados base, extensión y atributo, un nombre debe ser
definida al menos por su base, los elementos deben ser
separados por un punto no se permite espacio en los elementos.
La base debe tener entre uno y ocho caracteres de los cuales el
primero debe ser una letra, la extensión pude ser opcional y puede
tener seis caracteres. El atributo también puede ser opcional y
puede tener un máximo de cuatro caracteres, dada una base es
posible definir un máximo de doscientos cincuenta y cinco
extensiones y doscientos cincuenta y cinco atributos.
53
TAREAS: un archivo de cargas contiene tareas ACCOL y
tareas del sistema, las ACCOL son aquellas asociadas a
programas implementados por el usuario, un archivo puede
contener una o más tareas ACCOL que ejecutan diversas
funciones de control. Las tareas del sistema son aquellas
asociadas con funciones propias del sistema operativo, tales como
comunicación, redundancia, poll y diagnostico; el usuario les
asocia una rata de ejecución y una prioridad, mientras que para
las tareas del sistema estas características son fijadas por el
mismo sistema.
En una carga pueden definirse hasta 127 tareas ACCOL , todas
las tarea en una misma carga deben compartir el uso del CPU del
controlador, las tareas se ejecutaran de acuerdo a la rata de
ejecución, a medida que esta sea adecuada, es decir siempre y
cuando la rata defina un intervalo entre la ejecución que permita al
CPU que ejecute la tarea. Cuando se define mas de una tarea en
una misma carga las ratas de ejecución deben seleccionar de
forma tal que cada una se ejecute de forma completa antes de que
le toque correr nuevamente. Otro aspecto importante que afecta la
ejecución de la tarea es la prioridad, a cada tarea ACCOL puede
54
asignársele una prioridad que varían del uno al sesenta y cuatro
siendo esta ultima la de mayor prioridad.
Todas las cargas contienen las tareas del sistema, estas
contienen funciones de arranque, comunicación, redundancia y
diagnostico, algunas tareas del sistema ejecutan funciones
particulares asociadas a módulos ACCOL. El programador debe
decir cuando ciertas tareas deben tener una prioridad mayor que
la del sistema, con el fin de estudiar la relación entre las
prioridades de tareas ACCOL y el sistema.
ARREGLOS DE DATOS: los arreglos de datos son tablas
indexadas que permiten almacenar y leer datos de un mismo tipo,
pueden ser analógicos o lógicos, los arreglos analógicos contienen
datos numéricos y los lógicos datos de estado ON/OFF, cuando se
crea un arreglo debe indicarse si será utilizado si será utilizado
únicamente para lectura o para lectura y escritura. Los arreglos
derivan su nombre del hecho que los módulos solo pueden acezar
sus datos para lectura, por lo tanto el diseñador puede asignar
valores a los elemento de un arreglo al momento de definir o editar
la carga.
55
Cuando un controlador es encendido y comienza a ejecutar la
carga los modulo ACCOL son los únicos que pueden escribir
datos a un arreglo, por lo tanto los arreglos no pueden ser
inicializados al momento de su definición, sin embargo pueden ser
modificados mediante un modulo calculador o manualmente por
medio de las herramientas TOOLKIT o TASKSPY. Los arreglos
pueden ser de una dimensión (una columna por una fila) o de dos
dimensiones (m columnas por n filas).
Lista de señales: se utilizan para almacenar nombres de
señales, resultan necesaria para ciertos módulos tales como el
MASTER, SLAVE, MUX y DEMUX donde sé acezan
secuencialmente un gran número de señales para la comunicación
o procesamiento, las listas son asignadas a los módulos mediante
los terminales de estos y no pueden ser utilizadas en instrucciones
o ecuaciones, a cada lista de ecuaciones se le asigna un número
entre el uno al doscientos veinticinco, cada lista puede contener
hasta 3999 líneas en las cuales se le asignan los nombres de las
señales, la señales dentro de las lista son referencia mediante el
número de la línea en que se defirieron.
56
k) OPEN BSI: Es un software de comunicación que transfiere datos
entre la aplicación de windows y la red BSAP residentes en las
RTU, este contiene diversas aplicaciones denominadas open BSI
utilitis las cuales interactuan con la capa de comunicación para:
Recolectar y manipular información desde la red bristol, general
archivos basados en la información recolectada.
Monitorear y controlar la comunicación Open BSI.
Los principales programas del Open BSI son acezados desde
una ventana windows la cual contienen los archivos, que a
continuación son descrito.
Open BSI setup: inicia la comunicación y permite al usuario
definir detalles como puede trabajar el Open BSI, estos detalles
incluyen parámetros de comunicación, niveles de seguridad,
localización de archivos y directorios del sistema.
RTU Downoader: transfiere la carga del RTU desde el PC
hasta el controlador remoto.
57
RTU Data View: recolecta y muestra, desde el controlador,
algunos tipos de datos del proceso incluyendo valores de señales,
valores de arreglo de datos, lista de señales y archivos de datos,
permite la búsqueda de señales definiendo varios criterios.
Open BSI Monitor: permite visualizar en la línea la actividad de
comunicación con el Open BSI. Este es útil con la realización de
prueba al sistema y problemas de comunicación.
Data collector: es un grupo de programa que permiten la
recolección de arreglos de datos, lista de señales, alarmas y
archivos de información. Los cuales pueden ser acezados al
momento o mediante un esquema predefinido.
Data file conversión: toma archivos de datos generados por el
data collector y los convierte a una formato que puede ser utilizado
en otras aplicaciones.
Open BSI DDE Server: permite enviar valores de señal de un
controlador a través de Open BSI a un copilador DDE, el cual
puede ser una hoja de cálculo o un procesador de palabras.
58
l) APLICACIONES DEL SOFTWARE.
Para la automatización de los múltiples de inyección de gas lift
se han desarrollado una serie de aplicaciones, las cuales realizan
tareas especifica necesaria dentro del proceso de inyección de
gas, estas aplicaciones se describen a continuación en forma
precisa detallando las variables que se involucran dentro del
procedimiento y los resultados esperados (ver anexos A-1 al A-
1.15).
J) TRANSMISORES. Los transmisores son dispositivos electrónicos encargados de
medir las variables deseada, entre ellas se encuentran presión,
flujo, corriente, voltaje y temperatura.
Transmisor de corriente: es un dispositivo electrónico
encargado de medir la corriente consumida por la carga, este
medirá la carga consumida por los lechos de ánodos (terminal
positivo) y la corriente de retorno (terminal negativo).
59
Transmisor de voltaje: es un dispositivo electrónico encargado
de medir el voltaje suministrado o consumido por los equipos, este
medirá el voltaje suministrado por el rectificador y el voltaje
existente entre la celda de referencia y la línea a proteger.
Transmisor de flujo: es un dispositivo electrónico encargado
de medir el flujo de gas inyectado al pozo.
Transmisor de presión: es un dispositivo electrónico
encargado de medir la presión del flujo de gas que es inyectado al
pozo.
Transmisor de flujo: es un dispositivo electrónico encargado
de medir la temperatura al flujo de gas inyectado al pozo.
FIGURA N° 10 PDVSA 2001 TRANSMISORES MÚLTIPLES DE GAS TÍA JUANA (3-
60
MANTENIMIENTO. Mantenimiento: El mantenimiento en la industria actual es definido
por una operación realizada de manera sistemática con la finalidad de
conservar un equipo o instalación en condiciones de operación satisfactoria
para obtener un mayor rendimiento o porcentaje de disponibilidad que resulte
en un mayor beneficio económico, al combinarlo con la necesidad de
utilización operacional. La base estratégica para organizar el trabajo de la
unidad de mantenimiento es la misma en todas las industrias y para todos los
niveles de complejidad de una planta. Las principales funciones del
mantenimiento son:
Planeación, desarrollo y ejecución de las políticas de
mantenimiento para los equipos de la empresa.
Selección, instalación, operación, conservación y modificación de
los servicios de las instalaciones.
Asesoría en selección y compra de equipos para la reposición. Asesoría en selección, control, y compra de repuestos y
materiales.
61
Selección del personal calificado para las labores de
mantenimiento.
Coordinación de los programas de mantenimiento, limpieza y
orden de las instalaciones.
Interventora y manejo de contratista que intervengan en el
desarrollo del programa de mantenimiento.
Administración de los recursos asignados para la ejecución del
programa de mantenimiento.
Objetivos del Mantenimiento: Para el mantenimiento el objetivo principal es
impulsar y cooperar a la generación de utilidades por la empresa,
manteniendo y conservando toda la maquinaria, infraestructura y servicios,
reduciendo a su mínima expresión las fallas previstas, con el fin de
incrementar la productividad y disminuir los costos, todo esto desarrollado en
un ambiente seguro para los operarios y motivado al incremento de la
eficiencia de la industria.
Los objetivos del mantenimiento parten de las siguientes premisas:
62
Prevenir las fallas que pudieran causar lesiones o muertes. Prevenir los daños al medio ambiente. Maximizar la operación de la planta con la mejor eficiencia y
disponibilidad de los equipos de producción para satisfacer la
demanda.
Prevenir las fallas menores, que de presentarse, de todas formas
exigirán recursos para corregirlas.
Preservar el valor de las instalaciones, minimizando el uso y el
deterioro.
Corregir las fallas en la forma mas económica posible y a largo
plazo.
Si el objetivo final es la utilidad, resulta necesario conservar las
instalaciones que contribuyen a la producción en un estado de eficiencia
máxima y con un costo mínimo. También existe otra clase de finalidades
adicionales, ya que los objetivos pueden variar según las circunstancias.
63
Tipos de Mantenimiento
Mantenimiento Predictivo: Este tipo de mantenimiento engloba
todas las actividades que permiten conocer o detectar las fallas en
los equipos a tiempo, tanto mecánica como operacionales de los
equipos en su fase inicial, mediante análisis realizado con equipos
especiales tales como: Ultrasonido, Rayos X, Termografía,
Vibrometria, o estadísticas como el uso de técnicas de
confiabilidad. Las fallas son detectadas sin necesidad de parar el
funcionamiento del equipo. Cuando la falla se presenta de manera
continua, pueden ser monitoreados ciertos parámetros físicos que
permiten decidir la intervención del equipo antes de que suceda la
falla.
Mantenimiento Preventivo: Este mantenimiento se realiza de
manera sistemática, y puede definirse como las acciones
destinadas a conservar un equipo en condiciones de operación
satisfactoria a través de la inspección, ubicación del defecto y
prevención de las fallas cuando estas comienzan, este
mantenimiento es programados y realizado en forma periódica. El
objetivo principal del mantenimiento preventivo es aumentar la
confiabilidad del equipo, disminuyendo el número de fallas
64
primarias, secundarias y el tiempo no productivo o fuera de
servicio. Además de aumentar la disponibilidad del equipo, para
incrementar la producción total y por consecuencia disminuir el
costo unitario de producción, disminuir las horas hombre totales
por hora de operación y disminuir el costo total de mantenimiento.
Mantenimiento Curativo: Consiste en reparaciones que se
realizan cuando ocurren fallas imprevistas, o bien posibles errores,
negligencia, poca preparación del personal o al no existir uno de
los mantenimientos antes mencionados. Este tipo de
mantenimiento no es programable.
Mantenimiento Correctivo: El mantenimiento correctivo engloba
todo el conjunto de acciones dirigidas a reparar falla de un equipo
después que esta ocurre, sus intervalos de ocurrencia son
impredecibles porque el tiempo de falla de una unidad específica
no puede ser establecido con anticipación. El propósito es
restablecer el equipo a un estado satisfactorio y seguro de
operación en el menor tiempo posible.
65
2.3 DEFINICION DE TERMINOS BASICOS. - Acción: es la actividad realizada. - Aislamiento eléctrico: es el método utilizado para evitar el paso de
corriente eléctrica por contacto con equipos eléctricos y mecánicos
electrificados.
- Decisión: son las acciones tomadas por reacción a un estimulo del
proceso.
- Fallas ocultas: es aquella cuyo fallo no es detectable por si solo, a menos
que se produzca alguna otra falla o si alguien se ocupa de comprobar que el
equipo aún se encuentra en funcionamiento.
-Fenómeno de Corrosión: a baja temperatura y en ambiente húmedo puede
ser interpretado como la formación de una pila donde el ánodo o zona
anodica sufre corrosión (oxidación) mientras que el cátodo o zona catódica
no es afectado.
66
- Filtración: es el paso de flujos gaseosos o líquidos a través de poros u
orificios de las líneas de flujo por causa de las fallas mecánicas provocadas
por el desgaste, fatiga o corrosión del material.
- Impacto ambiental: Se toma en consideración todos los daños que puede
ocasionar al medio ambiente las fallas en el sistema.
- Interfase Hombre-Máquina (IHM): El sistema de control está dotado de
una avanzada conexión con el operador, la cual consiste de un monitor a
color con despliegue o pantallas que representan el proceso de la estación,
así como tablas de resultados y alarmas, registros históricos de variables de
procesos y los datos relacionados con el funcionamiento de la estación.
- Medición: es el valor de la variable leído por el instrumento. - Medio corrosivo: es el área donde se encuentran alojados los
componentes que provocan la corrosión de las estructuras metálicas.
- Método de corriente impresa: este método la estructura a proteger se
pone en contacto con el borne negativo de una fuente externa de corriente
continua, que suministra el flujo de electrones necesario para alimentar las
67
posibles reacciones catódicas; el borne positivo de la fuente de corriente se
conecta a un ánodo o electrodo disperso, que puede consumirse o
permanecer prácticamente intacto.
- Modo de falla: Las causas de los fallos se conocen como modos de fallo.
- Producción diferida: barril de petróleo dejado de producir por la aplicación
del mantenimiento correctivo a cualquier instalación petrolera.
- Protección Catódica: es el método más importante para el control de la
corrosión, el mecanismo consiste en polarizar catódicamente el metal a
proteger mediante una corriente externa hasta llegar al potencial de
protección. Siendo el potencial de protección igual al potencial del metal, al
que se le añade 100 milivoltios como medida de seguridad.
- SCADA: sala de control automatizado de detección y análisis.
68
2.4 SISTEMAS DE VARIABLES. VARIABLES Sistema de control, Supervisión básica, Condiciones operacionales y
Sistema de protección catódica.
DEFINICION CONCEPTUAL. El Sistema de Control según Rohs, Melsa y Schultz (1994) se define
como un grupo de componente que trabajan en conjunto en una forma
prescrita para alcanzar una meta especifica, utilizando métodos para
mantener dentro de los limites preestablecido ciertas cantidades físicas el
cual debe realizarse con frecuencia sin que sea necesaria la supervisión del
ser humano. Coripio A. 1997 afirma es un conjunto de instrumento que
controlan las variables sin que intervenga el operador.
La supervisión básica para Finol 2001 es la interfaz hombre máquina
que existe para la observación y control de las variables de campo, el cual se
conocen como Condiciones operacionales, para Oran (1997) afirma que
son los limites mínimos y máximo de las variables en que debe ejecutarse
cualquier actividad en cualquier proceso.
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Condiciones Operacionales, para De Francessco (1993) el cual
perteneció a la Gerencia de Ingeniería General de LAGOVEN define como
los parámetros en que debe ejercer una actividad un equipo, un sistema o
varios sistemas. Según Acuña (1981) es el principio en que se basa el
fabricante para determinar las variables en que debe ejecutar una actividad
un sistema. Sistema de Protección Catódica es un conjuntos de elementos
eléctricos formado por rectificadores, conductores y ánodos cuyo arreglo y
funcionamiento permite proteger las estructuras metálicas contra la corrosión
externa, Ferrer (1986) Ingeniero Químico supervisor de la unidad de
materiales no metálicos, sección de Ingeniería de corrosión y materiales
LAGOVEN División Occidente.
Sistema de Protección Catódica: es un arreglo de equipos o
dispositivos eléctricos, para el control de corrosión, el mecanismo consiste en
polarizar catódicamente el metal a proteger mediante una corriente externa
hasta el potencial de protección, siendo el potencial de protección al
potencial del sistema, Royuela (1981). Para Alvares (1996) Protección
Catódica es un método anticorrosivo donde se conecta un metal más noble a
otro menos noble a través de un conductor eléctrico, se forma una pila
galvánica donde el segundo (ánodo)se corroe mas rápidamente mientras que
en el primero (cátodo) la corrosión disminuye notablemente.
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DEFINICION OPERACIONAL. Para Finol (2001) afirma que un Sistema de Control es un conjunto de
instrumentos capaces de emitir y leer señales, controlar parámetros y
manipular equipos con el fin de mantener el estado optimo del proceso
anteriormente preestablecido.
La Supervisión Básica es la observación continua de los parámetros
comunes, el cual permite dar a conocer el estado real en tiempo real de las
variables del proceso, Finol (2001).
Condición Operacional es el estado físico real en que se encuentran
las variables controladas del proceso Finol (2001).
Sistema de protección catódica: es un conjunto de dispositivos
eléctricos que evitan el proceso de corrosión por medio de la inyección de
corriente hacia las estructuras metálicas sumergidas en el agua Finol (2001).