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REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA

UNIVERSIDAD SIMÓN BOLÍVAR

COORDINACIÓN DE INGENIERÍA ELÉCTRICA

INGENIERÍA DE DETALLE DEL SISTEMA DE INSTRUMENTACIÓN

DE UNA MACOLLA DE POZOS PETROLÍFEROS DE SINCOR

POR:

VIOLETA MARINA RADA MEJÍAS

INFORME FINAL DE PASANTÍA

Presentado ante la Universidad Simón Bolívar

como requisito parcial para optar al título de

Ingeniero Electricista

Sartenejas, Octubre de 2005

REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA

UNIVERSIDAD SIMÓN BOLÍVAR

COORDINACIÓN DE INGENIERÍA ELÉCTRICA

INGENIERÍA DE DETALLE DEL SISTEMA DE INSTRUMENTACIÓN

DE UNA MACOLLA DE POZOS PETROLÍFEROS DE SINCOR

POR:

VIOLETA MARINA RADA MEJÍAS

CON LA ASESORÍA DE:

TUTOR ACADÉMICO: PROF. ALBERTO URDANETA

TUTOR INDUSTRIAL: ING. ISMAEL IRÚ

INFORME FINAL DE PASANTÍA

Presentado ante la Universidad Simón Bolívar

como requisito parcial para optar al título de

Ingeniero Electricista

Sartenejas, Octubre de 2005

iii

TÍTULO: INGENIERÍA DE DETALLE DEL SISTEMA DE INSTRUMENTACIÓN DE

UNA MACOLLA DE POZOS PETROLÍFEROS DE SINCOR.

POR: Violeta M. Rada Mejías

RESUMEN

Esta pasantía de grado consistió en el diseño de la Ingeniería de Detalle del Sistema de

Instrumentación requerido para realizar la automatización, control y supervisión de los

procesos que se llevan a cabo en una macolla de 16 pozos horizontales equipados con

bombas de cavidad progresiva e inyección de diluente, la cual se encontrará ubicada en San

Diego de Cabrutica, al sur del estado Anzoátegui.

La metodología llevada a cabo para obtener esta Ingeniería de Detalle, se basó en el

Manual de Procedimientos de Trabajo del Departamento de Instrumentación de JANTESA

S.A, con la cual se obtuvieron los documentos en los que se definen los lazos de control, se

especifican cada uno de los instrumentos, los detalles de la instalación, el cableado y las

canalizaciones asociados a dichos instrumentos, cumpliendo con las normas de calidad

establecidas en las Bases y Criterios de Diseño del proyecto “Facilidades Aguas Arriba” de

SINCOR.

iv

A mis padres, Marina y Alejandro.

A mi hermano Fabián.

Por ustedes que son mi equipo de lucha y de sueños.

v

AGRADECIMIENTOS

A Dios.

A mi madre, Marina Mejías, por su entrega incondicional a mi plan de vida. Han sido

su empuje, constancia y amor la causa de mis logros. Gracias por ser mi luz y vencer

las sombras.

A mi papá, Alejandro Rada, por apoyarme, incentivarme y enseñarme la importancia

de cuidar los detalles en cada pequeña obra y en cada día vivido.

A mi abuelita Josefina y a mi querido Tío Freddy, por unirse a la lucha de mis padres

para que yo llegara a la meta en esta carrera universitaria.

A mi hermano Fabián, por su apoyo y por motivarme con el sólo hecho de existir.

A Yesid Arturo, por enseñarme a batallar por mis metas y acompañarme en aquellos

momentos en los que su confianza venció a mi desaliento.

A Dany, Tita, Carol, Anlly, Gilbe y Silvana, cuyo aporte personal y amistad han

influido en lo que hoy soy.

A Maria Angélica (Marian), gran amiga e impulsora de mi pasantía en JANTESA.

A la Universidad Simón Bolívar, que fue escenario de muchas experiencias, alegrías y

lágrimas, que resultaron en crecimiento.

Al Jefe del Departamento de Instrumentación de JANTESA, Ing. José Colina, por el

cariño, la ayuda y enseñanzas brindadas durante la pasantía.

A mi tutor académico, Prof. Alberto Urdaneta, quien fue guía y supervisor de mi

aprendizaje.

A mis compañeros y amigos de JANTESA (Claudia, Felipe, Jesús, Johnny, Rosana..)

por hacer de esta pasantía una experiencia agradable, y especialmente a Abrahan

Ferrer, Marjorie Maizo, Gabriela Visconti, Anyel Ramírez y Julio Flores por su

paciencia y ayuda para el logro de mis objetivos.

vi

ÍNDICE GENERAL RESUMEN.............................................................................................................................................III DEDICATORIA ................................................................................................................................... IV AGRADECIMIENTOS ..........................................................................................................................V ÍNDICE GENERAL.............................................................................................................................. VI LISTA DE ABREVIATURAS ............................................................................................................. IX INTRODUCCIÓN .................................................................................................................................. 1 CAPÍTULO 1. IDENTIFICACIÓN DE LA EMPRESA........................................................................ 3 1.1. Antecedentes. (1) ............................................................................................................................... 3 1.2. Misión. ............................................................................................................................................. 4 1.3. Visión. .............................................................................................................................................. 4 1.4. Diseño de Ingeniería......................................................................................................................... 4 1.5. Gestión de Calidad. .......................................................................................................................... 4 1.6. Infraestructura: ................................................................................................................................. 5 CAPÍTULO 2. DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO .............................................................................. 7 2.1. El Cliente: SINCOR. ........................................................................................................................ 7 2.2. La Faja.............................................................................................................................................. 7 2.3. Narrativa Funcional del Proceso. ..................................................................................................... 8 2.4. Planteamiento del Problema........................................................................................................... 10 2.5. Justificación.................................................................................................................................... 10 2.6. Objetivo General. ........................................................................................................................... 11 2.7. Objetivos Específicos:.................................................................................................................... 11 2.8. Alcance........................................................................................................................................... 12 CAPÍTULO 3. MARCO TEÓRICO .................................................................................................... 13 3.1. Operación de la Macolla. .............................................................................................................. 13 3.2. Ingeniería de Proyectos. ................................................................................................................. 15 3.3. Instrumentación como Disciplina................................................................................................... 17 3.4. Simbología de Instrumentación..................................................................................................... 17 3.4.1. Identificación de los Instrumentos. ..................................................................................... 18 3.4.2. Identificación del Lazo....................................................................................................... 19 3.4.3. Nomenclatura de Instrumentos............................................................................................ 20 3.5. Los Instrumentos. .......................................................................................................................... 23 3.5.1. Instrumentos Medidores...................................................................................................... 23 3.5.2. Instrumentos Indicadores. ................................................................................................... 29 3.5.3. Instrumentos de Seguridad. ................................................................................................. 29 3.5.4. Instrumentos de Alarma ...................................................................................................... 29 3.5.5. Instrumentos de Control ...................................................................................................... 29 3.6. Otros instrumentos importantes asociados al Proyecto.................................................................. 31 3.6.1. Válvulas de Control............................................................................................................. 31 3.6.2. Interruptores Límites y Válvulas Solenoides. ..................................................................... 35 3.6.3. Sistema de Control y Adquisición de Datos (SCADA)....................................................... 35 3.6.4. Bomba de Cavidad Progresiva. ........................................................................................... 41 3.6.5. Medidor de Flujo Multifásico. ............................................................................................ 41 3.7. Descripción de términos comunes................................................................................................. 42 3.8. Definiciones eléctricas. ................................................................................................................. 43 3.8.1. Áreas Clasificadas ............................................................................................................... 43 3.8.2. Aparatos a prueba de explosión........................................................................................... 45

vii

3.8.3. Métodos de Cableado. ......................................................................................................... 46 CAPÍTULO 4. MARCO METODOLÓGICO ...................................................................................... 54 4.1. Códigos, Normas y Estándares...................................................................................................... 55 4.2. Levantamiento de la información................................................................................................... 56 4.3. Planos y Documentos. ................................................................................................................... 56 CAPÍTULO 5. RESULTADOS OBTENIDOS..................................................................................... 69 5.1. Conceptualización del Sistema de Control e Instrumentación. ...................................................... 69 5.2. Conexiones de Instrumentos. ......................................................................................................... 70 5.3. Sistemas de Transmisión de Señales. ............................................................................................. 71 5.4. Instrumentos para medición/control de Temperatura..................................................................... 71 5.5. Instrumentos para medición/control de Presión. ............................................................................ 72 5.6. Instrumentos para medición/control de Flujo................................................................................. 73 5.7. Válvulas de Control........................................................................................................................ 73 5.8. Actuadores y Otros Instrumentos. .................................................................................................. 73 5.9. Fuente de energía para instrumentos eléctricos.............................................................................. 74 5.10. Material de los soportes................................................................................................................ 74 5.11. Controladores Lógicos Programables. ......................................................................................... 74 5.12. Conceptualización del Sistema de Parada de Emergencia. .......................................................... 75 5.13. Diseño del Cableado de Instrumentos. ......................................................................................... 75 5.14. Sistema de Alarma. ...................................................................................................................... 78 5.15. Documentos Obtenidos. ............................................................................................................... 79 5.15.1. Diagramas de Tuberías e Instrumentación. ...................................................................... 79 5.15.2. Filosofía de Control.......................................................................................................... 80 5.15.3. Índice de Instrumentos. .................................................................................................... 82 5.15.4. Lista de Señales. ............................................................................................................... 82 5.15.5. Hojas de Datos. ................................................................................................................ 83 5.15.6. Lista de Cables. ................................................................................................................ 84 5.15.7. Diagramas de Interconexión............................................................................................. 84 5.15.8. Diagramas de Lazos. ........................................................................................................ 85 5.15.9. Detalles de Instalación. .................................................................................................... 86 5.15.10. Plano de Canalización y Ubicación de instrumentos. .................................................... 87 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES……………………………………………………….89

REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS.................................................................................................. 93 GLOSARIO DE TÉRMINOS............................................................................................................... 94 ANEXO A. DIAGRAMA DE TUBERÍA E INSTRUMENTACIÓN.................................................. 97 ANEXO B.ÍNDICE DE INSTRUMENTOS....................................................................................... 989 ANEXO C. LISTA DE SEÑALES. .................................................................................................... 101 ANEXO D. HOJA DE DATOS ........................................................................................................ 1003 ANEXO E. LISTA DE CABLES DE INSTRUMENTACIÓN........................................................ 1015 ANEXO F. DIAGRAMA DE INTERCONEXIÓN.......................................................................... 1027 ANEXO G. DIAGRAMA DE LAZOS............................................................................................. 1039 ANEXO H. DETALLE DE INSTALACIÓN..................................................................................... 104 ANEXO I. DETALLE DE INSTALACIÓN. ..................................................................................... 105 ANEXO J. PLANO DE RUTEO Y CANALIZACIÓN DE INTRUMENTOS.................................. 106

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ÍNDICE DE TABLAS Y FIGURAS

Tabla I. Letras de Identificación de Instrumentos……………………………………………….…….19

Tabla II. Designación carga/tramo de NEMA VE-1. 1998……………………………………............52

Tabla III. Área de ocupación máxima en Bandejas Tipo Escalera…………………………………....52

Figura 1.1. Estructura Organizativa de JANTESA ..................................................................................6

Figura 2.1. Mapa de Ubicación de la Faja del Orinoco ..........................................................................8

Figura 3.1. Diagrama de Operación de las Macollas…………………………………………………..14

Figura 3.2. Símbolos de Instrumentos según su función………………………………………………22

Figura 3.3. Símbolos de Instrumentos según su montaje……………………………………………..22

Figura 3.4. Símbolos de Instrumentos según su accesibilidad .............................................................22

Figura 3.5. Manómetro Tipo Bourdon ………………………………………………….……………24

Figura 3.6. Medidor de presión diferencial sellado con diafragma …………………………….…...25

Figura 3.7. Placa Orificio ………………………………………………………………….…..………26

Figura 3.8. Termómetro Bimetálico………………………………………………………….………..27

Figura 3.9. Resistencia Dependiente de Temperatura ………………………………………………27

Figura 3.10. Medidor de Flujo tipo Rotámetro ………………………………………………………28

Figura 3.11. Medidor de Flujo Ultrasónico …………………………………………………………..12

Figura 3.12. Transmisor de Presión …………………………………………………………….30

Figura 3.13. Transmisor de Temperatura ……………………………………………………………30

Figura 3.14. Válvula Tipo Globo………………………………………………………………………33

Figura 3.15. Válvula Tipo Bola ……………………………………………………………………33

Figura 3.16. Válvula de Alivio ……………………………………………………………………….34

Figura 3.17. Válvulas de Parada de Emergencia ……………………………………………………34

Figura 3.18. Interruptor Límite ………………………………………………………………………35

Figura 3.19. Válvula Solenoide ……………………………………………………………………….35

Figura 3.20. Señal de comunicación digital HART …………………………………………………..40

Figura 3.21. Caudalímetro Polifásico ……………………………………………..............................41

Figura 3.22. Características constructivas de los cables contra interferencias ………………………..47

Figura 3.23. Bandeja Portacables Tipo Escalera ……………………………………………………..50

Figura 3.24. Deflexión en bandejas portacables……………………………………………………….53

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LISTA DE ABREVIATURAS

ANSI: Instituto Nacional Americano de Normalización (American National Standards Institute).

API: Instituto Americano de Petróleo (American Petroleum Institute).

ASME: Sociedad Americana de Ingenieros Mecánicos (American Society of Mechanical Engineers).

ASTM: Sociedad Americana para Pruebas y Materiales (American Society for Testing and Materials).

AWG: American Wire Gauge.

BPD: Barriles por día.

CEN: Código Eléctrico Nacional.

DCS: Sistema de Control Distribuido (Distribution Control System).

DTI: Diagrama de Tubería e Instrumentación.

ESD: Sistema de Parada de Emergencia (Emergency Shutdown System)

ESDV: Válvula de Parada de Emergencia. (Emergency Shutdown Valve)

ESP: Bomba electro-sumergibles. (Electro-submergible Pump)

F&G: Sistema de Detección de Gas y Fuego (Fire & Gas Detection System).

HMI: Interfaz Hombre Máquina. (Human Machine Interfaz)

ISA: Sociedad Americana de Instrumentación (Instrument Society of America).

IEC: Comisión Internacional de Electrotécnica. (International Electrotechnical Commission)

ISO: Organización Internacional de Estandarización (International Standards Organization)

MCC: Centro de Control Maestro (Master Control Center).

MPP: Bomba Multifásica (Multiphasic Pump)

MSCR: Cuarto de Control Principal donde se encuentra el HMI. (Main Station Control Room)

NEMA : National Electrical Manufacturers Association

x

NFPA : National Fire Protection Agency

NPT: National Pipe Taper.

PCP: Bomba de Cavidad Progresiva (Progressive Cavity Pump)

PCS: Sistema de Control de Proceso (Process Control System)

PLC: Controlador Lógico Programable (Programmable Logic Controller).

PVC: Cloruro de polivinilo.

RTU: Unidad Terminal Remota (Remote Terminal Unit).

SCADA: Control y Supervisión de Adquisición de Datos (Supervisory and Control Data Acquisition).

TAG: Etiqueta de identificación de un instrumento, equipo o canalización.

1

INTRODUCCIÓN

La automatización creciente de sistemas y procesos conlleva necesariamente a la

formación de ingenieros especialistas en instrumentación, que dominen las técnicas de diseño

de los dispositivos de medición y control utilizados en la industria y sean capaces de

especificar los sistemas que se encargan de tales acciones.

Tal es el caso de la industria petrolera, donde se requiere el control y la supervisión de

las variables del proceso (presión, flujo, temperatura, nivel, etc.), lo que implica la instalación

de sistemas de automatización complejos que otorguen al operario una labor única de

supervisión, eximiéndolo de la actuación física directa en la planta.

En Venezuela, esta industria petrolera, conformada por las actividades de extracción,

producción y comercialización de hidrocarburos, juega un papel protagónico en cuanto a su

correspondiente desarrollo económico. Afortunadamente, este país dispone de vastas reservas,

lo cual garantiza el suministro confiable hasta el próximo siglo.

Teniendo en consideración los párrafos anteriores, uno de los planes a través del cual se

pretende aumentar significativamente la producción en Venezuela, es el proyecto “Facilidades

Aguas Arriba” que ha venido desarrollando SINCOR, con el fin de explotar los recursos de la

Faja Petrolífera del Orinoco, en San Diego de Cabrutica, al sur del Estado Anzoátegui.

Dicho proyecto, consiste en la creación de nuevos pozos de producción agrupados en

macollas; redes de recolección de fluidos; una Estación Principal; un sistema de bombeo,

almacenaje y distribución de diluente; y facilidades asociadas como compresión y quemado

de gas, tratamiento de afluentes, etc.

2

INTRODUCCIÓN

El objetivo principal de esta pasantía de grado, fue participar en la conversión de la

Ingeniería Básica suministrada, en la Ingeniería de Detalle del Sistema de Instrumentación y

Control de una macolla de pozos perteneciente al proyecto “Facilidades Aguas Arriba”,

desarrollando para ello una serie de actividades con el Departamento de Instrumentación de

JANTESA, empresa consultora contratada para el diseño.

Para presentar secuencialmente la evolución del trabajo, se ha estructurado este

informe en cinco (5) capítulos, descritos a continuación:

Capítulo I Identificación de la Empresa, en el que se exponen brevemente

los aspectos generales de la organización en la que se realizó la pasantía,

tales como, antecedentes, misión, visión y estructura organizativa.

Capítulo II Descripción del Proyecto, en el cual se describe al cliente, así

como la ubicación y narrativa funcional del proceso. Además, se plantea el

problema, la justificación, el alcance y los objetivos del trabajo realizado.

Capítulo III Marco Teórico, presenta las ideas o conceptos generales que

son indispensables para el análisis y comprensión del trabajo desarrollado y

sus resultados.

Capítulo IV Marco Metodológico, en el que se reseña la metodología

ejecutada a fin de dar cumplimiento a los objetivos y obtener los resultados.

Capítulo V Resultados, muestra los resultados obtenidos y las discusiones

pertinentes

Finalmente, se presentan las Conclusiones y Recomendaciones que fueron

generadas por este trabajo de grado.

3

CAPÍTULO 1 IDENTIFICACIÓN DE LA EMPRESA

1.1. Antecedentes. (1)

JANTESA es una firma venezolana creada en 1973, y actualmente tiene una estructura

corporativa que comprende líneas de negocios complementarias relacionadas con la

promoción, inversión, ingeniería, procura, gerencia de construcción, construcción, pruebas,

arranque y operación y mantenimiento de instalaciones industriales.

Las actividades iniciales de la empresa se centraron en proyectos de producción de

crudos, expandiéndose luego a proyectos de procesamiento de gas, refinación, petroquímica,

minería y metales, textil, maderera, generación eléctrica, telecomunicaciones e

infraestructura.

La magnitud y complejidad de los proyectos que ha desarrollado la ha llevado a

relacionarse con un importante número de empresas de ingeniería, procura y construcción,

fabricantes y generadoras de tecnología, con las que ha concretado acuerdos bajo las

modalidades de asociaciones, sociedades y/o alianzas estratégicas para acometer eficazmente

los proyectos que asume.

El principal cliente de JANTESA ha sido PDVSA y sus empresas filiales, sin embargo

en los últimos diez años, ha tenido como clientes a diversas empresas extranjeras que incluyen

a: British Petroleum (BP), SHELL Venezuela, MOBIL, CHEVRON, PETROBRAS, Stone

Container, Terranova y las asociaciones estratégicas como SINCOR (PDVSA, TOTAL y

STATOIL), Petrolera AMERIVEN (PDVSA, PHILLIPS y TEXACO) y Cerro Negro

(PDVSA, MOBIL y VEBA OIL).

4

CAPÍTULO 1. DESCRIPCIÓN DE LA EMPRESA

1.2. Misión.

“Prestar servicios técnicos especializados de muy alto nivel, a organizaciones complejas,

incluyendo la concepción, ejecución y evaluación de proyectos interdisciplinarios de

ingeniería, orientado al desarrollo industrial y económico, dentro y fuera del país.”

1.3. Visión.

“Empresa líder y pionera que responda a los retos de productividad y calidad requeridos

para posicionar a la organización en los más altos niveles competitivos dentro del sector, en

nuestro país y a nivel internacional.”

1.4. Diseño de Ingeniería.

JANTESA desarrolla las diferentes fases de diseño de un proyecto incluyendo

visualización, ingeniería conceptual, básica, de detalles y de campo, ya que cuenta con las

diferentes disciplinas, conformadas por personal altamente calificado y soportado con los

recursos tecnológicos más avanzados disponibles en el mercado para la ejecución de los

diseños de ingeniería.

1.5. Gestión de Calidad.

La empresa dispone de una plataforma de consulta de información en línea que permite

el acceso a procedimientos del Sistema de Calidad, normas nacionales, normas

internacionales suscritas y gacetas oficiales.

“La Gerencia de Gestión de Calidad de JANTESA dispone de un personal altamente

calificado que revisa y evalúa constantemente el Sistema de Calidad de la empresa y de cada

uno de los proyectos que se ejecutan, a través de vigilancia y auditorias internas, que son

5


reforzadas con las auditorias que realizan los clientes y entes externos como

FONDONORMA e INTEVEP.

En 1996, cumpliendo con todos los requerimientos internacionales de la Norma

COVENIN ISO 9001, JANTESA recibió la certificación ISO en la línea de producción IPC

(Ingeniería, Procura, y Gerencia de Construcción) y en el año 2002 recibió la recertificación

bajo el nuevo enfoque de procesos Cliente/Proveedor (ISO 9000:2000).”

1.6. Infraestructura:

En cuanto al área física, la empresa dispone de amplias oficinas para cubrir los

requerimientos tanto de la empresa como para la ejecución de sus proyectos, contando con

oficinas en Venezuela (Caracas, Puerto La Cruz, Maracaibo, Anaco y Maturín), México y

Miami.

6


Figura 1.1. Estructura Organizativa de JANTESA

DIRECTOR EJECUTIVO

JUNTA DIRECTIVA

ASESORES PERMANENTES

AUDITORIA INTERNA

PRESIDENCIA

VICEPRESIDENCIAEJECUTIVAS

COMITÉ EJECUTIVO

OPERACIÓN PETROLERA

RECURSOS HUMANOS

LEGAL CALIDAD (QA)

SHA ADMINISTRACIÓN Y

FINANZAS

TECNOLOGÍA DE LA INFORMACIÓN

PROYECTOS OPERACIONES

INGENIERÍA

PROCURA

GCIA. CONST. / OBRAS

OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO

GERENCIA DE ADMINISTRACIÓN

VENTAS O & M

VENTAS IPC + GDO

OPERACIONES

OFERTAS

PRESUPUESTO Y ESTIMACIONES

CENTRO DE EJECUCIÓN

OFICINA PRINCIPAL

PROYECTO ESPECIAL

CENTRO DE EJECUCIÓN

ORIENTE

CENTRO DE EJECUCIÓN OCCIDENTE

PROYECTOS MENORES

PROYECTOS IPC ”1”

PROYECTOS IPC ”N”

7

CAPÍTULO 2 DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO

2.1. El Cliente: SINCOR.

Con la finalidad de hacer realidad el desarrollo de la Faja del Orinoco (la mayor

acumulación de crudo extrapesado del mundo) nace Sincor, Sin-Crudos de Oriente, una

asociación estratégica entre las empresas Total de Francia, PDVSA de Venezuela y Statoil de

Noruega con vigencia de 35 años a partir del comienzo de la producción en el 2001. (Extraído

en línea de www.sincor.com)

Su trabajo consiste en mejorar el crudo extrapesado proveniente de la Faja y

transformarlo en un crudo liviano dulce de 32° API.

La actividad de producción se desarrolla al sur del estado Anzoátegui, en San Diego de

Cabrutica, en donde están ubicados el Campo y la Estación Principal; en Pariaguán se

encuentran sus oficinas administrativas y en Jose se encuentra el complejo Mejorador.

2.2. La Faja.

La actual actividad de producción de SINCOR y las nuevas facilidades a ser

desarrolladas en el proyecto “Facilidades Aguas Arriba” tienen lugar en la Faja Petrolífera

del Orinoco.

La Faja Petrolífera del Orinoco se comenzó a explorar desde 1920 de manera

esporádica, y al no encontrarse manifestaciones superficiales de hidrocarburos, la explotación

del petróleo extrapesado y Bitumen no era rentable debido a una viscosidad extremadamente

alta. (Extraído en línea de: pdf.rincondelvago.com/orimulsion.html)

8

CAPÍTULO 2. DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO

Dicha faja ocupa la franja meridional de la Cuenca Oriental de Venezuela, al sur de los

Estados Guárico, Anzoátegui, Monagas y Delta Amacuro, paralela al curso del río Orinoco.

Abarca una extensión de 600 Km. de este a oeste y 70 Km. en dirección Norte Sur, en total un

área aproximada de 54.000 Km2.

Fue dividida en cuatro zonas de exploración y perforación como son Machete, Zuata,

Hamaca y Cerro Negro. Las vastas reservas de Bitumen natural alcanzan aproximadamente

267 billones de barriles, lo cual garantiza el suministro confiable hasta el siglo XXII.

Figura 2.1. Mapa de Ubicación de la Faja del Orinoco

2.3. Narrativa Funcional del Proceso.

Actualmente, Sincor lleva a cabo la perforación en el campo mediante un sistema de

macollas que pueden agrupar 6, 12 ó 18 pozos horizontales, equipados para la extracción con

bombas de cavidad progresiva e inyección de diluente para reducir la viscosidad del crudo y

facilitar su transporte. (Ver www.sincor.com/produccion)

9


En la Estación Principal se encuentran el patio de tanques y su respectivo sistema de

bombeo; la planta de tratamiento de afluentes, las fuentes de suministro y disposición de agua

y gas, el sistema de generación y distribución de potencia, el sistema de alivio de presión y el

de recuperación de vapores. En esta estación, se recolecta el crudo de todas las macollas, el

gas asociado es separado, y el crudo es diluido, calentado y deshidratado para garantizar la

calidad requerida para su transporte a través de un oleoducto de 220 kilómetros hasta las

instalaciones del complejo Mejorador Jose.

El complejo Mejorador en Jose, está construido en un área de más de 200 hectáreas

donde se convierte el crudo extrapesado de 8,5º API en un crudo sintético dulce de 32º API,

conocido como "Zuata Sweet".

En resumen, los elementos principales de la Sección Aguas arriba son:

• Pozos de petróleo, agrupados en macollas, para producir el crudo pesado y gas

asociado.

• El Sistema de Diluente, para diluir el crudo pesado en el cabezal del pozo y mejorar su

capacidad de ser bombeado.

• Red de Recolección para recolectar y enviar el crudo pesado diluido para

acondicionamiento inicial.

• Red de Recolección de Gas, para recolectar y enviar el gas de las macollas a la

Estación Principal.

• Estación Principal, para realizar el acondicionamiento inicial.

• Tubería de exportación, para enviar el crudo pesado acondicionado hacia la Estación

de Bombeo intermedia.

10


2.4. Planteamiento del Problema.

Según documentos de la Ingeniería Básica del “Upstream Surface Facilities Project.

Main Station and Clusters”, el objetivo principal del Proyecto “Facilidades Aguas Arriba” de

Sincor es producir 210.000 BPD de petróleo pesado (Bitumen Zuata de 8,5 ° API) diluido a

17 ° API. Para ello, se requirió el diseño de nuevas macollas, redes de recolección de fluidos,

recolectores de gas, una Estación Principal, un sistema de bombeo y almacenaje de diluente

(dentro de la Estación Principal), una red de distribución de diluente, una tubería de petróleo

exportado diluido en seco, una tubería entrante de diluente importado, un gasoducto de

combustible importado, y facilidades asociadas como compresión de gas, purificación de

agua, quemado de gas, etc.

JANTESA ha sido contratada por SINCOR para diseñar parte de la Ingeniería de Detalle

del Proyecto “Facilidades Aguas Arriba” a partir de la revisión y actualización de la

Ingeniería Básica suministrada. Dentro de esta Ingeniería de Detalle, el área a desarrollar para

esta pasantía fue el sistema de instrumentación y control de la macolla LE constituida por 16

pozos productores.

2.5. Justificación.

El Proyecto “Facilidades Aguas Arriba” de SINCOR, corresponde a uno de los planes

de desarrollo de la Faja Petrolífera del Orinoco a través del cual se pretende aumentar

significativamente su producción.

Con la finalidad de obtener resultados óptimos en un tiempo limitado, se hizo necesaria

la contratación de JANTESA, empresa consultora de alto prestigio en la línea de IPC

(Ingeniería, Procura y Construcción) que integra en su desempeño a un equipo

11


multidisciplinario en las áreas de Instrumentación, Procesos, Mecánica, Civil, Electricidad,

Ambiental y Control de Calidad.

Con la ejecución de esta pasantía se pudieron aplicar los conocimientos adquiridos en

las aulas de clases y, al mismo tiempo, desarrollar y afianzar destrezas en lo que concierne a

la automatización de procesos, rama que juega un papel fundamental en la industria actual y

es de amplio alcance en todas las ingenierías.

2.6. Objetivo General.

Asistir al Departamento de Instrumentación de JANTESA en el diseño de la Ingeniería

de Detalle de la nueva Macolla LE de pozos de producción de petróleo y gas comprendida en

el Proyecto “Facilidades Aguas Arriba” de SINCOR.

2.7. Objetivos Específicos:

• Comprender la Ingeniería Básica suministrada, las bases y criterios de diseño y el

alcance del Departamento de Instrumentación en el proyecto.

• Dar soporte a la configuración de los sistemas de control y seguridad, mediante la

revisión y actualización de la Filosofía de Control.

• Revisar y actualizar los planos de Canalización y Ubicación de Instrumentos.

• Diseñar y recopilar toda la información asociada a cada instrumento del proyecto.

• Revisar y actualizar los Diagramas de Lazo para indicar todos los componentes de

cada lazo de control y su interconexión.

• Especificar los requerimientos de los cables de instrumentación del proyecto.

• Elaborar los detalles de instalación para los instrumentos y el cableado de la

instrumentación.

12


2.8. Alcance.

Asistir al Departamento de Instrumentación de JANTESA en la elaboración y/o

actualización de los siguientes documentos correspondientes a la Ingeniería de Detalle de la

macolla LE para el proyecto Facilidades Aguas Arriba de SINCOR:

1. Diagramas de Tuberías e Instrumentación.

2. Índice de Instrumentos.

3. Filosofía de Control.

4. Lista de Señales.

5. Hojas de Datos.

6. Lista de Cables.

7. Diagramas de Interconexión.

8. Diagramas de Lazos.

9. Detalles de Instalación.

10. Planos de Canalización y Ubicación de instrumentos.

13

CAPÍTULO 3 MARCO TEÓRICO

3.1. Operación de la Macolla.

La información que se presenta a continuación, referente a la operación de las macollas,

fue extraída del documento de la Ingeniería Básica “Upstream Surface Facilities Project.

Main Station and Clusters. Design Basis Specification”.

Las macollas están localizadas en un radio de aproximadamente 10 kilómetros desde la

Estación Principal, cada una con varios números de pozos de producción, mientras que la

macolla LE estará conformada por 16 pozos.

En el cabezal de cada pozo, el crudo pesado es extraído por una Bomba de Cavidad

Progresiva (PCP), luego es diluido con la nafta o el crudo Mesa para reducir su viscosidad y

bombeado por una bomba multifásica (MPP) para llegar a los Colectores de la Estación

Principal (Ver Figura 3.1), excepto la macolla LE que funcionará inicialmente sin MPP

debido a su corta distancia a la Estación Principal.

Además, cada macolla tiene un arreglo de distribución de diluente, un arreglo de

recolección de fluidos de los pozos de producción, un caudalímetro polifásico (MPFM) y un

paquete inhibidor de corrosión requerido para controlar la corrosión en la tubería de

producción.

El diluente es entregado al límite de batería de la Estación Principal donde su presión es

ajustada utilizando una válvula de control. La cantidad de diluente que es inyectado en cada

pozo o en la línea de flujo a la descarga de la PCP, es medida por un rotámetro y controlada

por una válvula de flujo.

14

CAPÍTULO 3. MARCO TEÓRICO

Figura 3.1. Diagrama de Operación de las Macollas

El gas de cada macolla es recogido y transportado por la Red de Recolección de Gas a

la Estación Principal con el fin de reducir el volumen de gas a ser manejado por la Red de

Recolección de Crudo Diluido y de mantener las capacidades de las Bombas Multifásicas.

Los fluidos que vienen por la red, entran en la Estación Principal y se dividen en dos

trenes idénticos, donde la mayor parte del gas asociado es separado y enviado al sistema de

gas.

En la filosofía de seguridad ninguna de las macollas es esencial, lo que significa que la

pérdida de cualquier macolla es un acontecimiento tolerable. El plan a largo plazo es tener un

exceso del 20 % de la capacidad de producción de la macolla. Así, si una sola macolla

estuviese fuera de servicio por largo tiempo, esto no debería afectar la producción.

15


El aire que requieren los instrumentos en la macolla, la Bomba Polifásica y los

detectores de fuego, es suministrado por el Paquete de Aire de Instrumentos.

3.2. Ingeniería de Proyectos.

La Ingeniería de Proyectos es una actividad inminentemente ingenieril en la que se

aglutinan un conjunto de conocimientos técnicos encaminados a conseguir fines concretos. La

coordinación de los conocimientos necesarios, el diseño de lo deseado y la planificación de

cómo obtenerlo constituyen posiblemente su esencia.

Para optimizar la elaboración de la ingeniería de un proyecto, se deben seguir ciertas

etapas y a su vez, se deben integrar todas las disciplinas involucradas, como lo son Procesos,

Instrumentación y Telecomunicaciones, Tuberías, Mecánica, Civil, Electricidad, Ambiental,

Planificación y Control de Calidad.

Según JANTESA S.A. (2002). Manual de Instrumentación, las etapas de un proyecto de

Ingeniería son los siguientes:

Ingeniería Conceptual

Ingeniería Básica

Ingeniería de Detalle

Procura y Construcción

En la fase de la Ingeniería Conceptual, se realiza el análisis del problema por el cual se

está desarrollando el proyecto y se describe la selección y la secuencia de actividades que

intervienen en el diseño del mismo. También se revisan los diferentes métodos y opciones,

tomando parámetros de operación, con el fin de obtener el diseño más adecuado del proceso y

a la vez el más económico. Estas opciones incluyen tecnologías abiertas o patentadas, las

16


bases de proceso que se han de seguir para el diseño de la unidad en estudio; y con el cliente

se define, la forma de obtener sus datos y las filosofías de operación.

La segunda fase es la Ingeniería Básica, en la cual se hace el estudio del problema de

una manera general, se concretan las actividades, documentos o productos a realizarse en el

proyecto y la metodología de ejecución bajo la cual se llevará a cabo; así como también la

revisión de los documentos realizados en la fase anterior.

De igual forma se efectúa el levantamiento de información en campo cuando el proyecto

involucre ampliación, remodelación, o adaptación de instalaciones existentes, se desarrolla la

primera documentación como especificaciones y planos en forma general, y se realizan los

diagramas de tubería e instrumentación que representan esquemáticamente el proceso, lo cual

permitirá la elaboración del estimado de costo del proyecto.

En la Ingeniería de Detalle se realiza el estudio del proyecto con carácter específico

apoyándose con los documentos generados en la fase anterior, además corrige los posibles

errores que no se hayan detectado en las etapas preliminares y se puntualizan y especifican en

sus respectivos documentos, todas las condiciones del proceso a utilizar, así como las

conexiones, tuberías, equipos e instrumentos, etc.

Por último se realiza la fase de procura y construcción la cual representa la culminación

del desarrollo de la Ingeniería de Proyecto, y su función es realizar todos los trámites

necesarios para la compra de equipos e instrumentos, contratos y subcontratos para la

construcción, y desarrolla el seguimiento e inspección de los trabajos realizados. De igual

manera supervisa y coordina las instalaciones durante el periodo de construcción.

17


3.3. Instrumentación como Disciplina.

Instrumentación es la disciplina que abarca el análisis y aplicación de los instrumentos

necesarios para la operación óptima de un equipo, planta o instalación.

Las actividades que desarrolla el Departamento de Instrumentación en JANTESA

incluyen la supervisión, control, seguridad, protección perimetral, sistemas de fuego & gas y

apoyo a instalaciones de telecomunicaciones en el desarrollo de cualquier fase de una

Ingeniería de Proyecto. En líneas generales, estas actividades involucran la selección,

especificación, requisición, instalación, alimentación e interconexión de los instrumentos.

Para desarrollar la Ingeniería de Detalle de un proyecto, el departamento de

instrumentación de la empresa, debe elaborar o dar respaldo a una serie de documentos

secuenciales que son emitidos de acuerdo a la fase en que se encuentre dicho proyecto.

3.4. Simbología de Instrumentación.

En instrumentación y control, se emplea un sistema especial de símbolos con el objeto

de transmitir de una forma más fácil y específica la información. Esto es indispensable en el

diseño, selección, operación y mantenimiento de los sistemas de control.

Un sistema de símbolos ha sido estandarizado por la ISA (Sociedad de Instrumentistas

de América). La siguiente información es de la norma ANSI/ISA-S5.1-1984(R 1992) que ha

sido aplicada para la simbología del proyecto “Facilidades Aguas Arriba” de Sincor.

18


3.4.1. Identificación de los Instrumentos.

Cada instrumento o función está designado por un código alfanumérico (tag). La parte

del tag que identifica al lazo, generalmente es común a todos los instrumentos o funciones del

lazo y un sufijo o prefijo puede ser agregado para completar la identificación.

Cada instrumento puede ser representado en diagramas por un símbolo. El símbolo

puede ser acompañado por el número de etiqueta.

En cuanto a la identificación funcional de un instrumento, se tiene que su equivalente

funcional consiste de letras, las cuales se muestran en la Tabla I, e incluyen una primera letra

(designación de la medida o variable inicial) y una o más letras sucesivas (identificación de

funciones).

La identificación funcional de un instrumento está hecha de acuerdo a su función y no a

su construcción. En un lazo de instrumentos, la primera letra de una identificación funcional

es seleccionada de acuerdo a la variable inicial medida y no de acuerdo a la variable

manipulada. La sucesión de letras en la identificación funcional designa una o más funciones

pasivas y/o salidas de función. Una modificación de las letras puede ser usada, si se requiere,

en adición a una o más letras sucesivas.

El número para las letras funcionales agrupadas en un instrumento pueden mantenerse

con un mínimo de acuerdo al ajuste del usuario. El número total de letras contenidas en un

grupo no pueden exceder de cuatro.

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Variable Medida Letra de

Modificación Función Pasiva Función de Salida Letra de Modificación

A Análisis Alarma

B Llama (quemador) Libre Libre Libre

C Conductividad Control

D Densidad o Peso especifico Diferencial

E Tensión (Fem.) Elemento Primario

F Caudal Relación

G Calibre Vidrio

H Manual Alto

I Corriente Eléctrica Indicación o indicador

J Potencia Exploración

K Tiempo Estación de Control

L Nivel Luz Piloto Bajo

M Humedad Medio o intermedio

N Libre Libre Libre Libre

O Libre Orificio

P Presión o vacío Punto de prueba

R Radiactividad Registro

S Velocidad o frecuencia Seguridad Interruptor

T Temperatura Transmisión o transmisor

U Multivariable Multifunción Multifunción Multifunción

V Vibración Válvula

W Peso o Fuerza Pozo

X Sin clasificar Sin clasificar Sin clasificar Sin clasificar

Y Libre Relé o compensador Sin clasificar

Z Posición Elemento final de control

Tabla I. Letras de Identificación de Instrumentos

3.4.2. Identificación del Lazo.

La identificación del lazo consiste en la primera letra y un número. Cada instrumento en

un lazo tiene asignado a él el mismo número de lazo y, en caso de una numeración paralela, la

misma primera letra. Cada lazo de instrumentos tiene un único número de identificación de

lazo. Un instrumento común a dos o más lazos podría cargar la identificación del lazo al cual

se le considere predominante.

20


La numeración de los lazos puede ser paralela o serial. La numeración paralela involucra

el inicio de una secuencia numérica para cada primera letra nueva, mientras que la

numeración serial involucra el uso de secuencias simples de números para proyectar amplias

secciones.

Si un lazo dado tiene más de un instrumento con el mismo identificador funcional, un

sufijo puede ser añadido al número del lazo.

Los accesorios de instrumentación tales como medidores de presión, equipo de aire, etc.,

que no están explícitamente mostrados en un diagrama, pero que necesitan una designación

para otros propósitos pueden ser etiquetados individualmente de acuerdo a sus funciones y

podría usarse la misma identificación del lazo. La aplicación de una designación no implica

que el accesorio deba ser mostrado en el diagrama.

3.4.3. Nomenclatura de Instrumentos.

Los siguientes aspectos aplican en la nomenclatura utilizada para la identificación de

instrumentos:

Una burbuja puede ser utilizada para etiquetar símbolos distintivos, tales como

aquellos para válvulas de control. En estos casos la línea que está conectando a la burbuja con

el símbolo del instrumento está dibujada muy cerca de él, pero no llega a tocarlo. En otras

situaciones la burbuja sirve para representar las propiedades del instrumento.

Un símbolo distintivo es aquel cuya relación con el lazo es simplemente hacer ver que

no necesita ser etiquetado individualmente. Por ejemplo una placa con orificio o una válvula

de control que es parte de un sistema más largo no necesita ser mostrado con un número de

etiqueta en un diagrama. Igualmente, donde hay un elemento primario conectado a otro

21


instrumento en un diagrama, se hace uso de un símbolo para representar que el elemento

primario en un diagrama puede ser opcional.

Los tamaños de las etiquetas de las burbujas y de los símbolos pueden variar

dependiendo del número de caracteres seleccionados apropiadamente al estar acompañados de

otros símbolos de otros equipos en un diagrama.

El grado de detalle a ser aplicado a cada documento o sección del mismo queda

enteramente a juicio del usuario.

Las líneas de señales pueden ser dibujadas en un diagrama enteramente o dejando la

parte apropiada de un símbolo en cualquier ángulo.

Los números de las etiquetas podrían ser siempre mostrados con una orientación

horizontal.

Flechas direccionales podrían ser agregadas a las líneas de las señales cuando se

necesite aclarar la dirección del flujo.

En general, una línea de una señal representará la interconexión entre dos

instrumentos, aunque podrían estar conectados físicamente por más de una línea.

La secuencia de cada uno de los instrumentos que estén conectados en un diagrama

puede reflejar el funcionamiento lógico o información acerca del flujo, aunque algunos de

estos arreglos no necesariamente corresponderán a la secuencia de la señal de conexión.

Un globo o círculo simboliza a un instrumento aislado o instrumento discreto, para el

caso donde el círculo está dentro de un cuadrado, simboliza un instrumento que comparte un

display o un control. Los hexágonos se usan para designar funciones de computadora,

22


mientras que los controles lógicos programables PLC's se simbolizan con un rombo dentro de

un cuadrado.

Instrumento Discreto

Control Compartido

Función de computadora

Control Lógico Programable

Figura 3.2. Símbolos de Instrumentos según su función

Los símbolos también indican la posición en que están montados los instrumentos.

Los símbolos con o sin líneas nos indican esta información.

Montado en Tablero

Normalmente accesible al operador

Montado en Campo

Ubicación Auxiliar. Normalmente accesible al

operador.

Instrumento Discreto o Aislado

Display compartido, Control compartido.

Función de Computadora


Figura 3.3. Símbolos de Instrumentos según su montaje

Las líneas punteadas indican que el instrumento está montado en la parte posterior del

panel el cual no es accesible al operador.

Instrumento Discreto

Función de Computadora


Figura 3.4. Símbolos de Instrumentos según su accesibilidad.

23


3.5. Los Instrumentos.

Los instrumentos son los equipos fundamentales para la construcción de un sistema de

automatización y se pueden clasificar en función del trabajo que realizan en cinco categorías

(Maizo, 2005):

Instrumentos Medidores

Instrumentos Indicadores

Instrumentos de Seguridad

Instrumentos de Alarma

Instrumentos de Control

3.5.1. Instrumentos Medidores

Son los elementos primarios de control o instrumentos que están en contacto directo con

el elemento a ser medido, que utilizan o absorben energía del medio para dar respuesta en

forma de indicación local, o por medio de la transmisión de una señal, realizar el control

adecuado de un proceso.

Medidores de Presión.

Son instrumentos fabricados con diferentes topologías y tamaños, regidos por diferentes

principios funcionales y cumplen la tarea de medir la presión de un sistema. Según el

principio de su funcionamiento, se dividen en cuatro categorías: mecánicos, neumáticos,

electromecánicos y electrónicos.

Los mecánicos son utilizados comúnmente en la industria y se constituyen de un

elemento primario que puede medir la presión directamente, comparándola con la presión

ejercida por un líquido de densidad y altura conocida o un elemento primario elástico como

24


un tubo de Bourdon, un elemento en espiral, un elemento helicoidal, un diafragma o un fuelle,

que se deforman como consecuencia de la acción de la presión del fluido que contienen.

Los medidores electromecánicos sencillos son elementos mecánicos elásticos

convencionales, que actúan sobre un transductor eléctrico que genera la señal asociada.

Los instrumentos electrónicos para la medición de presión son utilizados

fundamentalmente para condiciones de vacío.

En el proyecto se utilizarán como medidores de presión los manómetros mecánicos tipo

tubo de Bourdon, manómetros con diafragma y placas orificio.

El tubo de Bourdon es un tubo de sección elíptica que forma un anillo casi completo,

cerrado por un extremo. Al aumentar la presión en el interior del tubo, éste tiende a

enderezarse y el movimiento es transmitido a la aguja indicadora, por un piñón. Estos tipos

de medidores abarcan un alto porcentaje de las aplicaciones y la mayoría de los indicadores de

presión local y receptores, utilizan el tipo en forma de “C”, el cual puede ser usado en rangos

desde 15 a 100000 psig, con una exactitud entre ± 0.1 y ±5%. (Creus, 1978).

Figura 3.5. Manómetro Tipo Bourdon

25


Los manómetros con sellos de diafragma son usados para prevenir que el fluido del

proceso entre directamente en el sensor del transmisor de presión diferencial. Éstos son

conectados al transmisor a través de tubos capilares llenos de un fluido determinado.

Figura 3.6. Medidor de presión diferencial sellado con diafragma

La Placa Orificio es un elemento de presión diferencial que consiste en una placa

perforada instalada en la tubería. Dos tomas conectadas en la parte anterior y posterior de la

placa, captan esta presión diferencial la cual es proporcional al cuadrado del caudal.

El orificio de la placa puede ser concéntrico, excéntrico o segmental, con un pequeño

orificio de purga para los pequeños arrastres sólidos o gaseosos que pueda llevar el fluido. Por

lo general estos instrumentos se utilizan con líquidos limpios y gases ya que los fluidos sucios

producen erosión en el filo de la placa. La relación entre el diámetro del orificio y el diámetro

de la tubería se define como coeficiente beta (ß), cuyo valor debe estar entre 0.25 y 0.7.

La placa excéntrica, en la parte alta de la tubería se usa para permitir el paso de gases al

medir líquidos; y en la parte baja al igual que la placa segmentada se usan para dejar pasar

sólidos suspendidos al medir un líquido.

26


Figura 3.7. Placa Orificio

Medidores de Temperatura.

Los instrumentos que miden la temperatura están entre los más usados en los procesos

industriales. Sus tecnologías se han diversificado y especializado en los últimos años,

existiendo medidores de temperaturas para una gran gama de aplicaciones.

Los medidores de temperatura utilizados en el proyecto son el medidor tipo Bimetálico

y el RTD (Temperature Dependent Resistence).

Los medidores bimetálicos constan de dos láminas unidas firmemente en los extremos,

que se deforman por el efecto de la temperatura produciendo un desplazamiento mecánico

cuya fuerza se emplea para mover una aguja o activar un mecanismo de control. Las láminas

bimetálicas pueden ser rectas o curvas, formando espirales o hélices.

Los RTD’s están reservados para aplicaciones donde se requiere una gran precisión y

exactitud. Los materiales más usados son platino, níquel, cobre y níquel-hierro, siendo el

platino el de uso más común ya que es el más adecuado desde el punto de vista de precisión y

de estabilidad, pero presenta el inconveniente de su costo.

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El níquel es más barato que el platino y posee una resistencia más elevada con una

mayor variación por grado, sin embargo tiene como desventaja la falta de linealidad en su

relación resistencia – temperatura y las variaciones que presenta su coeficiente según los lotes

fabricados. El cobre tiene una variación de resistencia uniforme, es estable y barato, pero tiene

muy baja resistividad (menor sensibilidad). (JANTESA, Manual de Instrumentación)

La variación de resistencia de las sondas es medida con un puente de Wheatstone

dispuesto en montajes denominados de dos, tres o cuatro hilos.

Ventajas:

Alta exactitud.

Permanece estable y exacta por muchos años.

Velocidad de respuesta alta.

Desventajas:

Son relativamente costosas, sobre todo si se les compara con las termocuplas.

El tamaño del bulbo es mayor que el de la termocupla.

Abusos mecánicos o de vibración pueden convertirse en un problema.

Figura 3.8. Termómetro Bimetálico Figura 3.9. Resistencia Dependiente de Temperatura

28


Medidor de Flujo

En este proyecto se utilizaron el medidor de flujo ultrasónico y el tipo rotámetro.

Los medidores de flujo ultrasónicos miden el caudal por diferencia de velocidades de

una onda sonora al propagarse en el sentido del fluido y en el sentido contrario, por lo que se

puede decir que el tiempo de propagación de la onda es proporcional al caudal. Los sensores

están situados en la tubería de la que se conoce el área y el perfil de velocidades.

En otras tecnologías se basan en la medición de la diferencia de fases o la diferencia de

frecuencias entre las ondas de sonido que recorren el fluido en ambos sentidos.

Los medidores de flujo tipo Rotámetro son medidores de caudal de área variable en los

cuales un flotador cambia su posición dentro de un tubo, dependiendo del flujo del fluido.

La desventaja de este dispositivo es que debe trabajar sólo con gases o fluidos limpios,

es un método de medición intrusivo y produce perdidas de presión en la línea de producción.

Figura 3.10. Medidor de Flujo tipo Rotámetro Figura 3.11. Medidor de Flujo Ultrasónico

29


3.5.2. Instrumentos Indicadores.

Son básicamente los manómetros, termómetros, indicadores de nivel, indicadores de

flujo, etc., y cumplen con la labor de dar al operador o supervisor, indicación del valor de

una variable en una cierta etapa del proceso.

3.5.3. Instrumentos de Seguridad.

Son equipos o dispositivos (válvulas de seguridad, conmutadores térmicos, etc.) que

actúan automáticamente ante situaciones de peligro o emergencia, con el fin de proteger a

los operadores y equipos de la planta.

3.5.4. Instrumentos de Alarma

Son instrumentos que advierten un cambio no deseado en el proceso, como por ejemplo,

la llegada de una variable a su condición límite permisible, eventos que impliquen un riesgo

para la calidad del proceso, planta física y equipos, o para el personal. Dichos instrumentos

dan anuncio visual o auditivo (incluso combinación de ambos) al operador, mediante tableros

indicadores.

3.5.5. Instrumentos de Control

Son instrumentos que forman parte del sistema de automatización, ya sea en la

transmisión de señal, lógica y/o acciones de control, elementos que generen acción física, etc.

Los transmisores son intermediarios entre el elemento primario y el elemento final de

control y son instrumentos que captan de los sensores o medidores, la variable de proceso y la

transmiten a distancia a un instrumento receptor indicador, registrador, controlador o una

combinación de estos.

30


Existen varios tipos de señales: neumáticas, eléctricas, hidráulicas y telemétricas. Las

señales analógicas y digitales se emplearán para las transmisiones desde los equipos en campo

hasta el cuarto de control y viceversa, mientras que las señales neumáticas por medio del

paquete de compresión de aire sólo se usan para accionar las válvulas de control.

Figura 3.12. Transmisor de Presión Figura 3.13. Transmisor de Temperatura

Se consideran elementos controladores los instrumentos que reciben las señales

provenientes de los elementos primarios o secundarios, y las comparan con una señal de

referencia (set point), que no es más que el valor o la magnitud que la variable debería tener

para que el proceso esté en la condición deseada. De la comparación del valor medido y el

valor deseado resulta el error, que el controlador utilizará como insumo para generar la señal

de control.

Los elementos finales de control son los instrumentos que reciben la señal de control y

ejercen la acción sobre el proceso con la intención de que alcance la condición deseada.

31


3.6. Otros instrumentos importantes asociados al Proyecto “Facilidades Aguas Arriba.

Macolla LE”

A continuación se reseñan las características fundamentales de otros instrumentos que

forman parte del proyecto de la pasantía.

3.6.1. Válvulas de Control

Una válvula se puede definir como un aparato mecánico con el cual se puede iniciar,

detener o regular la circulación de líquidos o gases mediante una pieza móvil que abre, cierra

u obstruye en forma parcial uno o más orificios o conductos.

La válvula automática de control generalmente constituye el último elemento en un

lazo de control instalado en la línea de proceso y se comporta como un orificio cuya sección

de paso varia continuamente con la finalidad de controlar un caudal en una forma

determinada.

Las válvulas de control constan básicamente de dos partes que son: la parte motriz o

actuador y el cuerpo.

El actuador, también llamado accionador o motor, puede ser neumático, eléctrico o

hidráulico, pero los más utilizados son los dos primeros, por ser las más sencillas y de rápida

actuaciones.

Los actuadores neumáticos constan básicamente de un diafragma, un vástago y un

resorte. Lo que se busca en un actuador de tipo neumático es que cada valor de la presión

recibida por la válvula corresponda una posición determinada del vástago.

32


Los actuadores eléctricos son usados principalmente en áreas remotas donde no se

dispone de suministro de aire. Su velocidad de operación es lenta, y resultan un tanto

problemático en áreas peligrosas, ya que deben cumplir con la clasificación de área

correspondiente, pero tiene amplia aceptación en servicios de estrangulamiento y on-off.

Por su parte, el cuerpo de la válvula está provisto de un obturador o tapón, los asientos

del mismo y una serie de accesorios. La unión entre la válvula y la tubería puede hacerse por

medio de bridas soldadas o roscadas directamente a la misma. El tapón es el encargado de

controlar la cantidad de fluido que pasa a través de la válvula y puede actuar en la dirección

de su propio eje mediante un movimiento angular. Está unido por medio de un vástago al

actuador.

Las válvulas pueden ser de varios tipos según sea el diseño y el movimiento del

obturador. Ya que en el proyecto se utilizaron para el control, sólo válvulas de tipo globo y

bola, se hará una breve descripción de ellas.

Válvula de Globo.

Las válvulas de globo se dividen en simple asiento, doble asiento y de obturador

equilibrado. Las válvulas de simple asiento tienen un actuador de mayor tamaño para que el

obturador cierre en contra de la presión diferencial del proceso. Por lo tanto se emplean

cuando la presión de fluido es baja y se precisa que las fugas en posición de cierre sean

mínimas. Para las válvulas de doble asiento y de obturador equilibrado la fuerza de equilibrio

desarrollada por la presión diferencial a través del obturador es menor, es por esto que son de

gran tamaño y pueden trabajar con presiones altas.

33


Figura 3.14. Válvula Tipo Globo

Válvulas de Bola.

Estas válvulas tienen una cavidad interna esférica que alberga un obturador en forma de

esfera o de bola que fija la curvatura característica de la válvula y gira transversalmente

accionada por un servomotor exterior.

Figura 3.15. Válvula Tipo Bola

Válvulas de Seguridad y Alivio.

El término válvula de alivio de presión o válvula de escape se utiliza para denominar

indistintamente y en forma general a una válvula de seguridad, válvula de alivio, válvula de

seguridad-alivio o a una válvula operada por piloto

Una válvula de seguridad es una válvula de relevo de presión que es accionada por la

presión estática que entra en la válvula, y cuyo accionamiento se caracteriza por una rápida

apertura audible o disparo súbito. Sus principales aplicaciones son en el manejo de vapor de

34


agua o aire y están diseñadas para abrir y aliviar un aumento de la presión interna del fluido,

por exposición a condiciones anormales de operación o a emergencias.

Figura 3.16. Válvula de Alivio

Válvulas de Parada de Emergencia.

Las válvulas de parada de emergencia o de shutdown son elementos finales de control,

pero su función es hacer el bloqueo instantáneo del paso de un fluido que puede causar un

riesgo en las operaciones normales de un equipo o planta en general.

Ellas se utilizan para aislar áreas que estén en posible peligro, como por ejemplo,

incendios, escapes de gas, fallas en el comportamiento normal de un equipo, etc., que puedan

causar algún daño a los operadores, al medio ambiente y a la planta en sí.

Figura 3.17. Válvulas de Parada de Emergencia

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3.6.2. Interruptores Límites y Válvulas Solenoides.

Las válvulas solenoides son aquellas que actúan en función de la corriente que fluye a

través de una bobina electromagnética. Generalmente su función es regular el suministro de

aire a las válvulas de control.

Los interruptores límites (limit switches) son montados generalmente en el actuador de

la válvula para operar luces que indican su posición (totalmente abierta o totalmente cerrada),

operar relés que poseen otra acción, etc., cuando una condición determinada ha sido

alcanzada. Éstos también pueden ser suministrados para operar remotamente la válvula,

especialmente en servicios on-off.

Figura 3.18. Interruptor Límite Figura 3.19. Válvula Solenoide

3.6.3. Sistema de Control y Adquisición de Datos (SCADA)

SCADA es un acrónimo de Supervisory Control And Data Acquisition (Sistema de

Supervisión del Control y Adquisición de Datos). Los sistemas SCADA utilizan la

computadora y tecnologías de comunicación para automatizar el monitoreo y control de

procesos industriales.

El flujo de la información en los sistemas SCADA es como se describe a continuación:

36


El fenómeno físico lo constituye la variable que se desee medir. Dependiendo del

proceso, la naturaleza del fenómeno es muy diversa: presión, temperatura, flujo, potencia,

intensidad de corriente, voltaje, densidad, etc. Este fenómeno debe traducirse a una variable

que sea inteligible para el sistema SCADA, es decir, en una variable eléctrica. Para ello, se

utilizan los sensores o transductores.

Los sensores o transductores convierten las variaciones del fenómeno físico en

variaciones proporcionales de una variable eléctrica. Las variables eléctricas más utilizadas

son: voltaje, corriente, carga, resistencia o capacitancia. Sin embargo, esta variedad de tipos

de señales eléctricas debe ser procesada para ser entendida por el computador digital. Para

ello se utilizan acondicionadores de señal, cuya función es la de referenciar estos cambios

eléctricos a una misma escala de corriente o voltaje. Además, provee aislamiento eléctrico y

filtraje de la señal con el objeto de proteger el sistema de transientes y ruidos originados en el

campo. Una vez acondicionada la señal, la misma se convierte en un valor digital equivalente

en el bloque de conversión de datos.

Generalmente, la función conversión de datos es llevada a cabo por un circuito de

conversión analógico/digital. El computador almacena esta información, la cual es utilizada

para su análisis y para la toma de decisiones. Simultáneamente, se muestra la información al

usuario del sistema, en tiempo real.

Basado en la información, el operador puede tomar la decisión de realizar una acción de

control sobre el proceso. El operador comanda al computador a realizarla, y de nuevo debe

convertirse la información digital a una señal eléctrica. Esta señal eléctrica es procesada por

una salida de control, el cual funciona como un acondicionador de señal, la cual la escala para

manejar un dispositivo dado: bobina de un relé, set point de un controlador, etc.

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Dentro de las funciones básicas realizadas por el sistema SCADA están las siguientes:

Recabar, almacenar y mostrar información, en forma continua y confiable,

correspondiente a la señalización de campo: estados de dispositivos, mediciones,

alarmas, etc.

Ejecutar acciones de control, ya sea de forma automática o bien iniciadas

por el operador, tales como: abrir o cerrar válvulas, arrancar o parar bombas, etc.

Alertar al operador de cambios detectados en la planta, tanto aquellos que no

se consideren normales (alarmas) como cambios que se produzcan en la operación

diaria de la planta (eventos). Estos cambios son almacenados en el sistema para su

posterior análisis.

Aplicaciones en general, basadas en la información obtenida por el sistema,

tales como: reportes, gráficos de tendencia, historia de variables, cálculos,

predicciones, detección de fugas, etc.

Un sistema SCADA se podría definir de forma general como un sistema que consiste en

una computadora principal o master (generalmente llamada Estación Principal o Master

Terminal Unit, MTU), una o más unidades de control obteniendo datos de campo

(generalmente llamadas estaciones remotas o Remote Terminal Units, RTU's), y una

colección de software usado para monitorear y controlar remotamente dispositivos de campo.

La captación de datos es lograda en primer lugar por los RTU's que exploran las

entradas de información de campo conectadas con ellos (también se pueden usar PLC's -

Programmable Logic Controllers). La MTU entonces explorará los RTU's ó PLC’s

procesando los datos para detectar condiciones de alarma, y si alguna estuviera presente, sería

catalogada y visualizada en listas especiales de alarmas.

38


Los datos pueden ser de tres tipos principales:

Datos analógicos (por ejemplo números reales) que quizás sean presentados en

gráficos.

Datos digitales (on/off) que pueden tener alarmas asociadas a un estado o al otro.

Datos de pulsos (por ejemplo conteo de revoluciones de un medidor) que serán

normalmente contabilizados o acumulados.

La interfaz primaria al operador es una pantalla (display) que muestra una

representación de la planta o del equipamiento en forma gráfica.

En resumen, la característica distintiva de los sistemas SCADA es su capacidad de

comunicación. Comparado a los DCS (Distributed Control System) considerados a menudo

dentro de una planta o de una fábrica, un sistema SCADA cubre generalmente áreas

geográficas más grandes, y utiliza muchos y diversos medios de comunicaciones, por lo que

un aspecto importante de esta tecnología es la capacidad de garantizar confiablemente la

salida de datos al usar todos estos medios.

MTU - Master Terminal Unit.

La parte más visible de un sistema SCADA es la estación central o MTU. Éste es el

"centro neurálgico" del sistema, y es el componente del cual el personal de operaciones se

valdrá para visualizar la mayor parte del status de proceso de la planta. Una MTU a veces se

llama HMI -Human Machine Interface, interfaz hombre – máquina.

Las funciones principales de una MTU de SCADA son:

Adquisición de datos: Recolección de datos de los RTU's o PLC’s.

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Salvar los datos en una base de datos, y ponerlos a disposición de los

operadores en forma de gráficos.

Procesamiento de Alarmas: Analizar los datos recogidos de los RTU's

/PLC’s para ver si han ocurrido condiciones anormales, y alertar a personal de

operaciones sobre las mismas.

Control a Lazo Cerrado, e iniciados por operador.

Visualizaciones

Producción de Reportes

Interfaces con otros sistemas

Control de acceso a los distintos componentes del sistema.

Monitoreo de la red de comunicaciones.

Administración de la Base de datos:

Aplicaciones especiales: Casi todos los sistemas SCADA tendrán cierto

software de aplicación especial, asociado generalmente al monitoreo y al control de la

planta.

Protocolo de Comunicación.

El protocolo de comunicación utilizado en proyecto es HART, Highway Addressable

Remote Transducer (Transductor Remoto de Vía Direccionable). Este protocolo hace uso del

estándar de modulación Frequency Shift Keying (FSK), codificación por conmutación de

frecuencia, de Bell 202 para superponer señales digitales de comunicación con la señal de 4-

20mA por debajo del pico, como se muestra en la Figura 3.20. Esto establece una

comunicación en campo de doble vía, que es habilitable para información adicional de la

variable de proceso y establece la comunicación desde o hasta un instrumento en campo.

40


El protocolo HART se comunica a 1200 bps sin interrumpir la señal de 4-20mA y

permite obtener dos ó más actualizaciones por segundo desde un dispositivo de campo.

Además, HART es un protocolo maestro/esclavo, que significa que un dispositivo de

campo (esclavo) sólo establece comunicación con el maestro.

Figura 3.20. Señal de comunicación digital HART superpuesta sobre una señal analógica de 4-20mA

Es posible obtener ahorros considerables en la instalación debido a la capacidad

multipunto del protocolo HART, la cual permite que múltiples instrumentos de campo sean

conectados al mismo par de cables. En aplicaciones de multipunto, la comunicación con

dispositivos de campo está restringida a señales digitales. Desde el punto de vista de la

instalación, las señales HART son transmitidas a través del mismo cable usando típicamente

instrumentos analógicos de 4-20 mA. (Referencia en línea en www.hartcomm.org)

Controladores Lógicos Programables (PLC`s)

Debido a la gran aceptación que ha tenido el PLC, se ha dado una definición formal por

la NEMA (Nacional Electrical Manufacturers Association), descrito como “un aparato

electrónico operado digitalmente que usa una memoria programable para el almacenamiento

interno de instrucciones, las cuales implementan funciones específicas tales como lógicas,

secuenciales, de temporización, conteo y aritméticas, para controlar a través de módulos de

entrada /salida digitales y analógicas, varios tipos de máquinas o procesos.”

41


3.6.4. Bomba de Cavidad Progresiva.

Es un tipo de bomba que mueve el fluido mediante una cavidad que progresa a lo largo

del cuerpo de la bomba.

El rotor de la bomba es una hélice de acero que ha sido cubierta con una superficie lisa

y dura, normalmente de cromo. El rotor cabe dentro de un cuerpo de bomba o estator que

normalmente es un tubo de acero rayado con caucho.

La rotación del rotor dentro del estator hace que la cavidad progrese a lo largo de la

bomba así que induce el flujo del fluido.

Este equipo es el responsable de bombear los fluidos (gas y crudo) del pozo hacia el

exterior.

3.6.5. Medidor de Flujo Multifásico.

El medidor polifásico cuantifica el volumen de crudo, agua y gas que es extraído de los

pozos de producción. Utilizando técnicas basadas en microondas y rayos gamma, es capaz de

medir por separado la composición multifásica del producto. Básicamente está compuesto de

un medidor de composición y otro de velocidad, dando así mediciones continuas de cuanto

crudo, agua y gas pasa por la tubería. (León, 2002)

Figura 3.21. Caudalímetro Polifásico

42


3.7. Descripción de términos comunes.

A continuación se presenta una breve descripción de los términos que son comunes a

casi todos los documentos.

1. Tag number. Sigla de identificación del instrumento, y debe coincidir con la utilizada en

el resto de los planos y documentos de los proyectos donde se haga referencia a dicho

instrumento.

2. Service. Aplicación dentro del proceso. Debe coincidir con el índice de instrumento, y

no debe confundirse con el de servicio aplicado al elemento sensor, el cual será explicado

mas adelante.

3. Line Nº. Se refiere al número de línea o del recipiente en el cual se encuentra instalado el

instrumento; esta información se encuentra en los DTI, o en el listado de líneas o equipos,

generados por el departamento de mecánica.

4. Power Supply. Se debe especificar el tipo de alimentación (24 Vdc, 120 Vac, etc.), y la

frecuencia (60Hz).

5. Ajustable Range. Indica el rango en el cual se puede ajustar el instrumento.

6. Notes. Espacio destinado a cualquier aclaratoria o dato adicional requerido para una

mejor especificación del instrumento.

7. Enclosure Class/Class. Especifica el tipo de encapsulamiento requerido por el

instrumento de acuerdo a la clasificación eléctrica del área donde será instalado, tales como:

propósitos generales, a prueba de agua, etc., estos datos deben estar en línea con lo

establecido en los planos de clasificación eléctrica realizados por el departamento de

electricidad.

8. MFR/ Model. Indica cual es el modelo recomendado o a utilizar.

43


3.8. Definiciones eléctricas.

3.8.1. Áreas Clasificadas

Un área clasificada es aquella en la cual una atmósfera explosiva de gas está presente, o

podría estar presente, en cantidades tales que se requieren precauciones especiales para la

construcción, la instalación y el uso de un aparato eléctrico (IEC 60079-10).

Esta clasificación limita el diseño de la instrumentación y su cableado, ya que debe ser

tomada en cuenta para garantizar la seguridad de la planta, y está definida en la Sección 505

del Código Eléctrico Nacional como sigue:

Lugares Clase I (Class I locations).

Los lugares Clase I son aquellos en los cuales están o pueden estar presentes en el aire,

gases o vapores inflamables en cantidades suficientes para producir mezclas explosivas o

inflamables.

Clase I, División I. Es un lugar en donde pueden existir concentraciones de gases o

vapores inflamables bajo condiciones normales de operación, debido a reparaciones,

operaciones de mantenimiento o fugas, o en donde se llevan a cabo procesos de tal naturaleza

que roturas o mal funcionamiento de los equipos podría liberar concentraciones inflamables de

gases o vapores, y a la vez causar simultáneamente una avería en un equipo eléctrico de tal

modo que se convierta en una fuente de incendio.

Clase I, División 2. Es un lugar donde se maneja, procesa o se usan líquidos volátiles

inflamables o gases inflamables, pero confinados dentro de recipientes cerrados o sistemas

cerrados de donde ellos pudieran escapar solamente en el caso de rotura accidental o avería.

También se considera de esta clasificación si el lugar se encuentra adyacente a un lugar Clase

44


I, División 1 y pudieran llegar ocasionalmente concentraciones inflamables de gases o

vapores, a menos que ello sea impedido por un sistema adecuado de ventilación de presión

positiva de una fuente de aire limpio y se hayan previstos resguardos eficaces contra las fallas

del sistema de ventilación.

Lugares Clase II (Class II Locations)

Los lugares Clase II son aquellos que son clasificados debido a la presencia de polvo

combustible.

Clase II, División 1. Es un lugar en el cual bajo condiciones normales de operación hay

polvo combustible en el aire en cantidades suficientes para producir mezclas explosivas o

inflamables; en el cual una falla mecánica o funcionamiento anormal de una maquinaria o

equipo pueda producir mezclas explosivas o inflamables y pueden también proporcionar una

fuente de encendido en caso de una falla simultánea del equipo eléctrico, o del funcionamiento

de los dispositivos de protección o de otra causa; o en donde polvos combustibles de

naturaleza eléctrica conductiva puedan estar presentes en cantidades peligrosas.

Clase II, División 2. Es un lugar en el cual no existe normalmente en el aire polvo

combustibles en cantidades suficiente para producir mezclas explosivas o inflamables, y las

acumulaciones de polvos normalmente son insuficientes para interferir con el normal

funcionamiento del equipo eléctrico y de otros aparatos, pero donde por causa de un

infrecuente mal funcionamiento del equipo de manejo o procesamiento, pueda existir polvo

combustible en suspensión en el aire y donde acumulaciones de polvos combustibles sobre o

dentro del equipo eléctrico o en su vecindad pueda interferir con la disipación segura del calor

de los mismos o puedan ser incendiados debido a un funcionamiento anormal o falla del

equipo eléctrico.

45


Lugares Clase III (Class III Locations)

Los lugares Clase III son aquellos que son clasificados debido a la presencia de fibras o

partículas volátiles de fácil inflamación, pero en donde no es probable que dichas fibras o

partículas volátiles estén en suspensión en el aire en suficiente cantidad para producir mezclas

inflamables.

Clase III, División 1. Es un lugar en el cual se manejan, procesan o usan fibras

fácilmente inflamables o materiales que producen partículas volátiles combustibles

Clase III, División 2. Es un lugar donde se almacena o manejan fibras fácilmente

inflamables a excepción del proceso de la manufactura.

Sistemas Intrínsecamente Seguros.

Un equipo o cableado intrínsecamente seguro es aquel que no es capaz de desprender

suficiente energía eléctrica o térmica bajo condiciones normales o anormales para causar el

encendido de una específica mezcla atmosférica combustible en su más fácil concentración de

encendido. Condiciones anormales son definidas como daños accidentales a cualquier

cableado en el campo, falla de componentes eléctricos, sobretensiones, ajustes y operaciones

de mantenimiento y condiciones similares.

3.8.2. Aparatos a prueba de explosión.

Son equipos encerrados en una carcaza capaz de resistir una explosión de un gas o vapor

especificado, que pueda ocurrir en su interior e impedir la ignición por causa de chispas,

fogonazos o explosiones, y que operan a una temperatura exterior tal que la atmósfera

inflamable que los rodea no se encienda por su causa.

46


3.8.3. Métodos de Cableado.

El completo entendimiento de las definiciones que se dan a continuación fue de suma

importancia para el desarrollo del cableado del proyecto.

Seguridad en la Fijación.

Las canalizaciones pueden ser usadas como medio de soporte para otras canalizaciones,

cables o equipos no eléctricos cuando están identificadas para ese uso. Por el contrario,

métodos de cableado con cables no deben ser usados como medio de soporte en ningún caso.

Protección contra Interferencias (EMI):

La protección contra EMI se realiza mediante blindajes (superficie metálica que separa

dos regiones) o pantallas metálicas. El objetivo de los blindajes o pantallas es no dejar salir el

flujo electromagnético o no dejarlo entrar. Estos blindajes pueden ser: cajas, gabinetes,

láminas, pinturas conductoras y pantallas de cables.

Para evitar campos eléctricos capacitivos se usa la jaula de Faraday o blindajes de

materiales conductivos como el cobre y el aluminio.

Para evitar campos magnéticos inductivos se usan blindajes de materiales con alta

permeabilidad y el trenzado de cables para bajas frecuencias. En el caso de existir campos

electromagnéticos se usa la combinación de materiales con alta conductividad y alta

permeabilidad como, acero galvanizado y cobre.

En todos los casos, las pantallas o blindajes deben estar debidamente conectados a tierra

para que las corrientes inducidas sean drenadas.

47


Cable Multiconductor blindado Cable Multiconductor con armadura y chaqueta.

Cable Coaxial blindado.

Figura 3.22. Características constructivas de los cables contra interferencias

Continuidad Mecánica.

Las canalizaciones metálicas y no metálicas, armaduras o cubiertas de cables, deben ser

continuos entre gabinetes, cajas, accesorios u otros envolventes o cajas de salidas.

Sellado de Canalizaciones.

Los cables o canalizaciones dentro de los cuales la humedad o algún fluido pudieran

hacer contacto con partes activas bajo tensión deben ser sellados o taponados en uno o varios

extremos. La presencia de gases o vapores peligrosos puede también hacer necesario que se

sellen o taponen las canalizaciones subterráneas que entren en edificaciones.

Así mismo, todas las canalizaciones que penetren dentro de la sala de control de una

unidad de procesos deben sellarse. Las canalizaciones que provengan del suelo deben sellarse

con un sello a prueba de explosión colocado en el punto de entrada a la sala de control. Las

canalizaciones cuya entrada sea a la vista deben sellarse con un sello a prueba de explosión

externo a la edificación, cercano al punto de entrada.

48


Número y calibre de los conductores en las canalizaciones.

En general, el número y el calibre de los conductores en la canalización no debe ser

mayor de lo que permite la disipación del calor y la instalación y remoción de los conductores

fácilmente sin producir daños a los mismos.

El calibre del conductor seleccionado para cada circuito eléctrico depende de la

corriente, caída de tensión, calentamiento de circuitos agrupados, capacidad de corto circuito

y temperatura ambiente.

Conociendo la corriente (mínimo ciento veinticinco por ciento de la corriente nominal),

se selecciona el calibre del conductor según las Tablas de la Sección 310 del Código Eléctrico

Nacional. El Código suministra seguridad pero no garantiza eficiencia o buena práctica, por

ello, la especificación PDVSA 90619_1_082 recomienda comenzar la selección con el calibre

del Código, luego verificar la caída de tensión y el efecto del calentamiento.

Generalmente en tramos cortos, por ejemplo 75 m. o menos, el calibre del Código será

suficiente. Pero en tramos mayores a 75 m., puede ser necesario un tamaño mayor para

mantener la caída de tensión dentro de los límites permisibles (inferior al cinco por ciento

entre la fuente de potencia y el punto de utilización). En este caso se debe utilizar un factor de

potencia asumido para la carga.

El cálculo de la caída de tensión en el caso monofásico puede realizarse a partir de la

siguiente ecuación:

kVsenXRLIV

⋅⋅+⋅⋅⋅

⋅=∆10

)cos(2% θθ

donde,

49


I es la corriente por el cable en Amperes.

L es la longitud en metros del cable desde la fuente de potencia hasta el punto de

carga

R y X, son la resistencia y reactancia del cable respectivamente, en Ohmios/metro.

kV, es el voltaje de la carga en kilovoltios

Para cables de señalización no es necesario realizar el cálculo del efecto de

calentamiento. Sólo para cables de alimentación dispuestos en bancadas debe tomarse en

cuenta esta consideración. En tramos de ductos cargados, referirse a la Guía de Ingeniería

PDVSA 90619.1.084.

Instalaciones Subterráneas

Las instalaciones subterráneas pueden ser realizadas a través de bancos de tubos

(bancadas) o directamente enterradas (trincheras) y deben cumplir con los requisitos de

profundidad descritos en el CEN.

El Código Eléctrico Nacional recomienda utilizar ductos o tubos plásticos para

proyectos que requieran una gran cantidad de tuberías enterradas. En general, se seleccionan

dos diámetros de tubos de plástico, 2” y 4”.

Cable Armado.

Un cable tipo AC (Armored Cable) es un conjunto de conductores aislados

encerrados en una estructura metálica flexible que tiene una cinta de conexión interna de

cobre o aluminio en contacto directo con la armadura a lo largo de toda su longitud.

50


Sistema de Bandejas Portacables (Cable Tray System).

Es una unidad o conjunto de unidades o secciones, incluyendo sus accesorios asociados

que forman un sistema estructural rígido utilizado para fijar firmemente o soportar cables y

canalizaciones.

Existen cinco tipos de bandejas portacables, a saber: tipo Escalera, tipo Fondo sólido,

tipo Fondo ventilado, tipo Reja y tipo Canal o Canaleta.

La bandeja portacables tipo escalera, escogida como canalización aérea en este

proyecto, es una estructura de metal prefabricada que consiste en dos rieles laterales

longitudinales conectados por miembros transversos individuales. Este tipo de bandeja

permite la mayor ventilación de los cables en comparación a otras canalizaciones

posibilitando una disipación efectiva de calor y evitando que los cables excedan el máximo de

temperatura de operación. Adicionalmente es la más comercial y económica.

La bandeja portacables tipo canal, es una estructura metálica prefabricada de una sola

pieza que consiste en un canal con fondo ventilado o sólido, no excediendo de seis (6)

pulgadas de ancho.

Figura 3.23. Bandeja Portacables tipo Escalera.

51


Los materiales y acabado más convenientes en un sistema e bandejas portacables para

una determinada aplicación dependerá de su costo, del potencial requerido contra la corrosión,

y de las consideraciones eléctricas.

Las bandejas de aluminio pueden desempeñarse indefinidamente con una pequeña o

ninguna degradación en el tiempo, haciéndola ideal en ciertos ambientes corrosivos. También

ofrece la ventaja de tener un peso muy liviano (aproximadamente el 50% de una bandeja de

acero) y reducen las pérdidas eléctricas a un mínimo debido a que son no magnéticas.

Los beneficios principales de las bandejas portacables de acero, son su alta rigidez y

bajo costo. Las desventajas incluyen peso alto, baja conductividad eléctrica y resistencia a ala

corrosión relativamente pobre si no es recubierta de alguna protección. El recubrimiento

ampliamente usado para bandejas y sus accesorios es el galvanizado. Es rentable y protege

contra una amplia variedad de químicos medio ambientales. Su resistencia a la corrosión está

relacionada directamente con el espesor de la capa de recubrimiento y la aspereza del

ambiente.

Las bandejas que soporten conductores eléctricos, deben ser puestas a tierra como se

indica en la sección 250 del CEN.

En cuanto a la capacidad de carga de trabajo de la bandeja, esto es, su capacidad para

soportar el peso estático de los cables, es equivalente a la capacidad de carga de destrucción,

determinada por métodos experimentales de acuerdo con la norma NEMA VE-1, dividido por

un factor de seguridad de 1.5.

Estas normas, combinan nueve (9) clases de cargas, estableciéndose tres categorías de

carga de trabajo y tres categorías de espaciado entre soportes, como se muestra en la Tabla II.

52


Tabla II. Designación carga/tramo de NEMA VE-1. 1998

Por otra parte, basado en el Código Eléctrico Nacional, Sección 392, edición COVENIN

200 del año 2005, la bandeja portacables de tamaño adecuada para una determinada

aplicación depende del voltaje del sistema y del tipo de fondo de la bandeja seleccionada.

En este sentido, cuando una bandeja portacables tipo escalera contiene cables de calibre

menor a 4/0, la suma de las secciones transversales de todos ellos no debe superar la

superficie máxima permisible, indicada en la Tabla III.

Ancho Interior de la Bandeja (mm)

Área de ocupación máxima permisible (mm2)

150,00 4,50225,00 6,80300,00 9,00450,00 13,50600,00 18,00750,00 22,50900,00 27,00

Tabla III. Área de ocupación máxima permisible de cables multiconductores en Bandejas Tipo Escalera

Además, cuando una bandeja portacables tipo escalera, con una profundidad interior útil

de 150 mm o menos, contiene sólo cables multiconductores de señalización o control, la suma

de las secciones transversales en todos los cables en cualquier tramo de la bandeja, no debe

superar el 50% de la sección transversal interna de dicha bandeja.

53


El espacio de reserva en las bandejas debe permitir el aumento de quince a veinte por

ciento de cable para expansiones futuras.

Los sistemas de bandejas requieren realizar cambios de dirección tanto en sentido

vertical, como en el horizontal. Para realizar estos cambios se requieren diferentes curvas,

cuyos radios de curvatura deben estar basados en los radios de curvatura que pueden tener los

cables (esta información es suministrada por el fabricante del cable).

En cuanto a la deflexión vertical de una bandeja portacables, ésta está sujeta al tipo de

material del cual está fabricada, de las características dimensionales, de la distancia entre

soportes y de la ubicación de las uniones.

Bajo las limitaciones de deflexión, las aplicaciones normales no deben ser incluidas en

el criterio de diseño para bandejas portacables. Sin embargo si existen condiciones anormales,

el fabricante debe consultarse.

Figura 3.24. Deflexión en bandejas portacables

Con respecto a la selección del cable a utilizar, éste debe ser un cable tipo TC, que

es un conjunto ensamblado en fábrica, de dos o más conductores aislados, con o sin

conductores de puesta a tierra cubiertos o desnudos, bajo una misma chaqueta no metálica

para su instalación en bandejas. Su uso, instalación y especificaciones de construcción deben

corresponder a la sección 336 del CEN.

54

CAPÍTULO 4 MARCO METODOLÓGICO

4.0. Introducción.

Es grande la cantidad de documentos que desarrolló el Departamento de

Instrumentación de JANTESA para la macolla LE de SINCOR a fin de cumplir con los

objetivos planteados de la ingeniería de detalle, requiriendo para ello un equipo importante de

profesionales y técnicos.

Esta pasantía de grado consistió en participar (asistiendo a los ingenieros del proyecto),

en el diseño detallado del sistema de instrumentación de la macolla, de manera que se pueda

comprar y/o construir los elementos constitutivos y puedan ser instalados en forma lógica

cumpliendo con los requerimientos técnicos de la instalación. Para ello se realizaron planos,

planillas, especificaciones técnicas, en forma tal que permitan realizar a un tercero (el

contratista) todos los trabajos detallados.

La ingeniería de detalle se ajustó en un todo a valores y especificaciones técnicas de la

ingeniería básica (admitida correcta), que debió ser sometida a una cuidadosa revisión por

parte de los ingenieros de diseño de las disciplinas Instrumentación, Procesos, Tuberías,

Equipos, Civil, Electricidad, Planificación y Control de Calidad. De dicha revisión, se

detectaron algunas fallas y se hicieron las observaciones respectivas, proponiendo las mejoras

correspondientes (esto debido a que la relación entre los que ejecutaron la ingeniería básica y

JANTESA no se mantuvo directamente, sino se hizo a través de SINCOR).

El diseño de la ingeniería de detalle se llevó a cabo conforme a normas y criterios de

seguridad aceptados por las partes, todo esto fue discutido convenientemente al inicio del

trabajo.

55

CAPÍTULO 4. MARCO METODOLÓGICO

Además, para facilitar el trabajo de ingeniería de detalle, y por tanto realizarla en el

tiempo determinado, se hizo un gran uso de documentación preelaborada, esquemas típicos

adaptables a cualquier obra, de manera que una vez definida la ingeniería básica se extrajeron

los documentos adecuados del archivo y se realizó sólo documentación complementaria.

4.1. Códigos, Normas y Estándares.

Las especificaciones técnicas deben precisar con claridad cómo se realizarán

técnicamente las tareas a cargo del contratista o cómo se debe ejecutar la procura y provisión

de determinado instrumento o equipo. Por ello, todo el diseño se basó en normas, de tal

manera que la sola mención de las mismas definiera correctamente la calidad deseada del

producto.

Las normas tomadas en consideración para el diseño de las especificaciones técnicas

realizadas fueron principalmente las listadas a continuación:

1. Especificaciones PDVSA: Petróleos de Venezuela, S.A.

2. NEMA : National Electrical Manufacturers Association

3. ISA : Instrument Society Of America

4. API: American Petroleum Institute. API RP-550, RP551

5. NFPA : National Fire Protection Agency

6. ISO : International Standards Organization

7. ANSI : American National Standards Institute

8. IEC 331 Fire Resistant Characteristics of Electric Cables

9. IEEE: Institute of Electrical & Electronic Engineers

10. Código Eléctrico Nacional, Fondonorma 200, Last edition

56


Cuando los códigos, estándares o especificaciones, antes indicadas, se encontraron en

conflicto al ser puestos en práctica sobre una aplicación en particular, fueron sometidas a

SINCOR para su revisión, definición y/o aprobación.

4.2. Levantamiento de la información:

El primer paso para el cumplimento de los objetivos de la pasantía fue la búsqueda de la

información que facilitaría la obtención de los mejores resultados. Esta información se

obtuvo de la Ingeniería Básica del proyecto, fase en la que se concretaron los requerimientos

preliminares del cliente, las actividades, metodología de ejecución y demás documentos que

contenían las especificaciones, características y funciones del sistema de control propuesto

para el manejo de la nueva macolla de pozos “LE” y facilidades asociadas, incluyendo toda la

instrumentación necesaria para su correcta ejecución.

Paralelamente, se investigó la terminología y bases teóricas necesarias para el mejor

entendimiento de la información obtenida. Además, es oportuno mencionar la asistencia a

diversas charlas y cursos de adiestramiento dictados en la empresa, tales como: “Cables

Conductores de Frecuencia Variable”, “Aplicación y Selección de Medidores de Nivel y

Flujo”, “Cálculo y Selección de Válvulas de Control”, "Fiscalización de Hidrocarburos

Líquidos y Gaseosos en Línea de acuerdo a la normativa del MEP", “Selección de Actuadores

Neumáticos”, “Instrumentos de un Sistema de Detección de Llama y Gas”, entre otros.

4.3. Planos y Documentos.

Los planos y diagramas son el producto final de la Ingeniería de Detalle, por ello

debieron ser claros y autosuficientes para no dejar margen de creación a la obra.

57


Ejecutado un plano, el mismo se emitió a SINCOR "Para Aprobación", luego superada

esta etapa con o sin observaciones, y completadas las revisiones correspondientes, se emitió

"Para Construcción".

Cada plano fue sometido a varias revisiones antes de su aprobación, esto obligó a definir

en forma clara y adecuada las diferentes revisiones a través de una numeración secuencial (A,

B,.., 0, 1…), destacándose con nubes las diferencias respecto a la revisión anterior.

Las revisiones contenían dentro de una nube las modificaciones, y dentro de un

triángulo se indicó la codificación de la revisión, en cada revisión se borraron las nubes de las

revisiones anteriores.

Durante la elaboración de un plano, se utilizó un código de colores para indicar las

modificaciones que fueron consideradas necesarias sobre el documento existente. Según este

código de colores para modificar un símbolo o frase, se tiene que:

1. Para eliminar se resalta la frase o símbolo en color verde.

2. Para agregarla se indica en color rojo.

3. Para hacer comentarios que no se desean plasmar en el documento, se indican

en color azul.

4. Para indicar que un elemento ha sido revisado luego de una petición, se resalta

en color amarillo.

En lo que corresponde a otros documentos para especificaciones técnicas, valieron las

mismas consideraciones que antes se detallaron para los planos en cuanto a revisiones y

referencias.

58


Todos los documentos fueron emitidos en inglés y debieron tener un desarrollo claro de

sus puntos, por ejemplo: objeto, alcance, características generales, características particulares,

etc.

Dado el procedimiento anterior, se llevaron a cabo las actividades necesarias para

obtener como parte de la Ingeniería de Detalle del sistema de instrumentación del proyecto,

los planos y documentos que se describen a continuación, siendo importante destacar que la

metodología implementada para obtener dichos documentos se basó en los Manuales de

Procedimiento de Trabajo de los Departamentos Proceso e Instrumentación, que a su vez

fueron diseñados y supervisados por el Departamento de Control de Calidad de JANTESA

S.A.

4.3.1. Soporte a la elaboración de Diagramas de Tubería e Instrumentación:

Los diagramas de tuberías e instrumentación (DTI’s ó P&ID's) son una buena fuente de

información sobre todas las variables del proceso en el sistema, así como de cada uno de los

instrumentos en los lazos, ya que muestran la interconexión entre el equipo de proceso y la

instrumentación necesaria para controlar dicho proceso.

En la industria, un set estándar de símbolos es usado para esquematizar los procesos, y

la simbología utilizada está generalmente basada en la Norma de la Sociedad de Instrumentos

de América (ISA Standard S5).

Los Diagramas de Tubería e Instrumentación (DTI’s) fueron elaborados por el Grupo de

Procesos, mientras que los Ingenieros de diseño de Mecánica, Electricidad, Civil e

Instrumentación dieron soporte a esta elaboración.

59


Específicamente, en esta pasantía se revisaron y actualizaron los planos de simbología

de Instrumentación del proyecto y se incorporaron en los DTI’s de la Ingeniería Básica, los

instrumentos de campo, los principales lazos de control y los diagramas auxiliares requeridos.

Para ello, se hizo una revisión de la Norma ISA-S5.1 “Instrumentation Symbols and

Identification” y, paralelamente se recopiló la información dada a continuación con la

finalidad de cumplir con las especificaciones correspondientes:

1. Bases y Criterios de Diseño, estándares y procedimientos del cliente.

2. Diagramas de flujo de proceso.

3. Descripción del proceso.

4. Informe de levantamiento de información existente en campo.

5. Criterios de Diseño de instrumentación.

6. Bases de diseño de sistemas de control y seguridad

4.3.2. Revisión y Actualización de la Filosofía y Arquitectura de Control y

Seguridad:

Estos documentos complementan a los DTI’s en la descripción funcional y operacional

de los sistemas de control y seguridad de procesos, equipos e instalaciones críticas.

Para la emisión de estos documentos se efectuó la revisión de los preliminares de la

Ingeniería Básica y se estudiaron las posibles modificaciones, tomando en cuenta las

necesidades y exigencias del cliente a través de la recopilación de la siguiente información:

1. Bases y criterios de diseño, especificaciones, estándares y procedimientos del

cliente.

2. Diagramas de flujo de proceso.

60


3. Descripción del proceso y narrativas de seguridad de la disciplina de procesos.

4. Diagramas de tubería e instrumentación.

5. Informe de levantamiento de información existente en campo.

4.3.3. Elaboración del Índice de Instrumentos:

Este documento se emplea para la tabulación de toda la información de diseño asociada

a cada instrumento de la instalación.

Para su elaboración, fue necesaria la revisión de los documentos de la Ingeniería

Básica y su actualización para la Ingeniería de Detalle y la recopilación de los DTI´S y otras

especificaciones relacionadas al diseño de la macolla LE.

A partir de la revisión antes descrita, se incorporó de manera consecuente en este

documento, la siguiente información correspondiente a cada instrumento de la macolla:

1. Número de identificación (Tag).

2. Lazo del instrumento.

3. Tipo de instrumento.

4. Servicio.

5. Número de DTI donde se encuentra el instrumento

6. Ubicación del instrumento (Campo, Panel Local, Sala de Control, Centro de

Control de Motores, etc.)

7. Número de línea o equipo en que se encuentra el instrumento.

8. Número de Hoja de Datos del Instrumento.

9. Diagramas de Interconexión.

10. Diagramas de Lazo.

61


4.3.4. Elaboración de la Lista de Señales:

Esta lista se emplea para la tabulación de la información de diseño relacionada con las

señales de cada instrumento de los sistemas de control y seguridad. Además, permite

contabilizar las señales de entrada y salida de cada sistema de la instalación.

La información de este documento se obtuvo de la revisión de los Diagramas de Tubería

e Instrumentación y del Índice de Instrumentos.

En esta lista, se presentó la siguiente información:

1. Tipo de Sistema (DCS, PLC, RTU, etc.)

2. Tipo de señal (entrada/salida, analógica/digital, discreta, serial)

3. Identificación del Instrumento asociado (tag, servicio, línea o equipo, etc.)

4. Localización e Identificación del Marshalling Panel en el que se encuentra

4.3.5. Actualización y Revisión de las Hojas de Datos:

La hoja de datos es el documento que compila las características de un instrumento o

equipo en un nivel de detalle suficiente para que un ingeniero experto pueda integrar el

elemento a un diseño determinado. Cada una de estas es distinta dependiendo de la variable

de proceso a trabajar y del tipo de instrumento a utilizar.

En todas las Hojas de Datos se incorporaron, como mínimo los siguientes campos:

1. Información general del instrumento.

2. Sistema de control.

3. Niveles de transmisión.

4. Tipo de Señal.

62


5. Opciones del instrumento.

6. Modelo.

7. Fabricante

8. Material

9. Modo de operación,

10. Tipo de conexión (Proceso y Eléctricas)

Para ello, antes de comenzar la revisión del documento fue necesario recopilar las Bases

y Criterios de Diseño, los Diagramas de Flujo de Proceso, los Diagramas de Tubería e

Instrumentación, la Lista de Señales y el Índice de Instrumentos, de tal manera que se pudiera

identificar y ubicar la información requerida de acuerdo al tipo de instrumento

(Transmisor/Indicador de Temperatura, de Presión, de Flujo, Válvulas, Analizadores, etc.)

Para la especificación de tales instrumentos, fue necesario hacer una revisión detallada

de los catálogos de los suplidores aprobados, así como mantener una comunicación continua

con sus representantes calificados a fin de conocer las características de los instrumentos

existentes en el mercado.

4.3.6. Actualización y Revisión de la Lista de Cables:

Este documento se emplea para identificar cada uno de los cables a ser instalados en el

proyecto y contabilizar las cantidades de cables requeridas, lo cual se logró al determinar la

siguiente información:

1. Requerimientos de los cables a ser empleados en la instalación, de acuerdo a la

Especificación de Cables y los Criterios de Diseño, los cuales definen el tipo y

las características del cable (número de conductores, pantallas, etc.).

63


2. Longitudes estimadas de multicables en base a los Planos de Canalizaciones

principales y a la ubicación preliminar de los equipos de instrumentación, cajas

de interconexión, casetas y paneles locales, unidades paquete y centro de

control.

3. Estimados preliminares de cables individuales, identificando los instrumentos

y señales pertenecientes a cada caja de interconexión equipo o panel local,

empleando una longitud promedio por área.

4. Terminaciones de los cables (instrumento, equipo, caja, gabinete, panel origen

o destino del cable), la ruta del cable y el número de identificación del

Diagrama de Cableado de campo.

4.3.7. Actualización y Revisión de los Diagramas de Interconexión.

Estos diagramas representan las terminaciones de los cables de instrumentación en las

cajas de interconexión, tableros y paneles locales, unidades de paquete y equipos,

instalaciones eléctricas y tableros de recolección de señales de campo en el centro de control.

Para la elaboración de los Diagramas de Interconexión se recopilaron los siguientes

documentos:

Criterios de Diseño de Instrumentación.

Diagramas de Tubería e Instrumentación

Diagramas de Bloques de Sistemas.

Planos de Ubicación y Canalizaciones

Índice de Instrumentos

Información de suplidores de unidades de paquete, equipos, tableros de

control, tableros de recolección de señales de campo

64


A partir del análisis detallado de dichos documentos se logró:

1. Identificar la caja de interconexión, tablero o panel cumpliendo la simbología

de identificación establecida en el proyecto.

2. Localizar en los Planos de Ubicación y Canalizaciones todos los instrumentos

de campo que requieran conexionado eléctrico, para cada unidad o sector de la

planta, asociados a la caja, tablero o panel local.

3. Asignar las señales que corresponden a la caja de interconexión o regleta de

tablero o panel, cumpliendo con los criterios de segregación de señales

establecidos en los criterios de diseño.

4. Dimensionar el tamaño de las cajas y regletas terminales de acuerdo al número

de señales asociadas y cumpliendo con las dimensiones estandarizadas de cajas

y regletas terminales y los criterios de reserva aprobados para el proyecto.

5. Seleccionar e identificar los cables y multicables empleados para la

interconexión de los instrumentos, cajas y tableros, de acuerdo con lo

establecido en los Criterios de Diseño y/o Especificaciones de Cable.

6. Revisar la información del suplidor de los tableros de recolección de señales de

campo en el Cuarto de Control, identificar los tableros de interconexión y

verificar a que sistema corresponde el tablero (Control, Seguridad, Fuego y

Gas, etc.) y la identificación de las regletas y los terminales.

Para finalizar, los Diagramas de Interconexión se crean empleando los formatos

electrónicos establecidos. Dependiendo del tamaño de las regletas terminales, se emplea un

Diagrama de Interconexión para representar cada caja, tablero y panel local o, de ser

necesario, pueden ser divididos en secciones empleando varios Diagramas de Interconexión.

65


4.3.8. Diseño de Diagramas de Lazos

Los Diagramas de Lazos son una representación esquemática que identifica todos los

componentes asociados a los lazos de control e indican los requerimientos especiales.

En ellos se debe anexar la información de instrumentos, especificaciones de cables,

características de las señales involucradas, sistemas de control, información de las cajas de

interconexión, etc.

Este documento es imprescindible a la hora de realizar las pruebas de continuidad de los

lazos de control en la fase de construcción.

Las actividades llevadas a cabo para el diseño y elaboración de los Diagramas de Lazos

del proyecto fueron las siguientes:

1. Recopilar los siguientes documentos:

Criterios de Diseño

Diagramas de Tubería e Instrumentación

Diagramas de Bloques del Sistema

Especificación de Cables de Instrumentación

Diagramas de Interconexión

Información de suplidores de instrumentos, equipos y paquetes

2. Identificar en los Diagramas de Tubería e Instrumentación cada uno de los tipos de

lazos asociados con los sistemas de control.

66


3. Empleando los Criterios de Diseño, los Diagramas de Bloques, Especificación de

Cables y Diagramas de Interconexión, se debe identificar todos los componentes

del lazo de control y verificar los requerimientos especiales.

4.3.9. Actualización de los Detalles de Instalación:

Estos detalles son empleados para mostrar instalaciones de instrumentos, cajas de

conexión, canalizaciones eléctricas, etc. Cada detalle es típico (puede ser aplicado en nuevos

proyectos si corresponde) y puede referirse a varios instrumentos o equipos. En general, se

preparan detalles de instalación a procesos, instalación eléctrica, instalación neumática e

instalación de soportes.

Los Detalles de Instalación también son empleados para el conteo de los materiales

requeridos en obra y la definición de alcance del contratista del montaje.

Para cumplir con este objetivo se llevaron a cabo las siguientes actividades:

1. Recopilación de información existente en campo, Criterios de Diseño de

Instrumentación, Índice de Instrumentos, Librería de Detalles de Instalación típicos

del Departamento de Instrumentación, Especificación de tubería y Especificaciones

de Instrumentos y equipos.

2. Selección de los Detalles de Instalación típicos que aplican al proyecto y su

actualización a fin de cumplir con los siguientes requerimientos:

Empleo de la simbología aprobada en el proyecto para la representación

de los elementos que conforman cada Detalle de Instalación.

67


Descripción de los materiales necesarios para la instalación.

Selección apropiada de los materiales para la instalación, tal que

cumplan con las exigencias de las condiciones de operación,

especificación de tubería, clasificación de área y condiciones

ambientales.

3. Verificación y completado de cantidades, códigos y descripciones de la lista de

materiales de cada Detalle de Instalación, tal que correspondieran con los aprobados

para el proyecto.

4.3.10 Actualización y Revisión de los Planos de Ubicación y Canalizaciones:

Estos planos muestran la localización de todos los instrumentos de campo que requieren

cableado, conexiones remotas a proceso, conexiones eléctricas y/o neumáticas, cajas de

interconexión, canalizaciones eléctricas y neumáticas.

Los Planos Preliminares de Canalizaciones Principales se elaboraron durante la

Ingeniería Básica del proyecto, para establecer las rutas, accesos y requerimientos de áreas

reservadas para las canalizaciones de instrumentación. Dichos planos, se emplean para

soportar el proceso de contabilización de materiales y definición de alcance de contratista de

montaje. Adicionalmente, exponen la distribución de equipos y cableado de señales dentro del

centro de control y casetas locales.

Para actualizar este documento se seleccionó y determinó la siguiente información en

coordinación con las disciplinas de electricidad, civil y mecánica, minimizando así las

interferencias y optimizando el tiempo de ejecución:

68


1. Ubicación del centro de control, casetas y paneles locales.

2. Requerimientos de interconexión y cableado de los equipos y sistemas de

control.

3. Tipos de canalizaciones eléctricas a ser empleadas (bandejas, bancadas, zanjas,

conduits, etc.)

4. Ubicación y elevación de cada instrumento y equipo tal que cumpla con el

área clasificada y con los requerimientos mecánicos.

69

CAPÍTULO 5 RESULTADOS OBTENIDOS

En este capítulo se presenta, describe, analiza e interpreta una síntesis de la información

obtenida, a partir de las actividades descritas en el Capítulo IV, referente al diseño y

actualización del sistema de Instrumentación y Control correspondiente a la Ingeniería de

Detalle de la macolla LE del proyecto “Facilidades Aguas Arriba”. Dicha información es el

resultado de la revisión detallada y continua de las Bases y Criterios de Diseño, Estándares y

Procedimientos suministrados por SINCOR; de la normativa aplicable (ver Sección 4.2), de

los catálogos y finalmente, de las contribuciones técnicas que realizaron los suplidores

aprobados de equipos e instrumentos y evidentemente, el equipo multidisciplinario de diseño

de JANTESA.

Cabe destacar que para los efectos de este informe no se han presentado todos los

resultados y especificaciones que conforman la Ingeniería de Detalle desarrollada ya que se

debe mantener una política de confidencialidad entre JANTESA y el cliente, que prohíbe la

reproducción o disposición de los documentos y planos realizados. Por ello, se ha anexado

sólo una muestra de los resultados obtenidos.

5.1. Conceptualización del Sistema de Control e Instrumentación.

La instrumentación requerida para el control automático/manual y/o la vigilancia de la

macolla, unidades de proceso y tuberías, tendrán un interfaz con el sistema SCADA. El

Interfaz Hombre-Máquina (HMI) para el SCADA será localizado en la Sala de Control de la

Estación Principal (MSCR). Las variables transmitidas serán recibidas por PLC’s y luego

enviadas al HMI.

70

CAPÍTULO 5. RESULTADOS

En cuanto al Sistema de Control asociado al SCADA, al MSCR y al cuarto de control de

la macolla LE (denominado LE-PEC-1), así como el conexionado de cables de comunicación

entre dicho Sistema de Control y los equipos de control en campo (PLC de unidades paquete,

PLC de la macolla, Marshalling, PCPs, etc.) serán unidades de paquetes desarrolladas e

instaladas por terceros especializados en el área.

El tendido de cables se efectuará desde los instrumentos, equipos y/o tableros de control

y señalización local perteneciente a los diferentes sistemas de control, medición y detección

en campo, hasta las cajas de conexión que se indican en los planos, y de las cajas de conexión

hasta la caseta de control/potencia para efectuar la interconexión de los equipos pertenecientes

al sistema de supervisión y control de acuerdo a lo indicado en los planos correspondientes.

5.2. Conexiones de Instrumentos.

Se definieron las siguientes pautas en cuanto a la conexión de instrumentos se refiere, de

acuerdo a las bases de diseño del cliente, Especificaciones PDVSA HF-201 y la norma

ASME/ANSI B 40–1.

• Las conexiones para el suministro de aire, transmisión neumática y señales de

control serán por roscas de ¼” de diámetro.

• Las conexiones de mediciones de proceso serán por roscas de ½’’ de diámetro.

• Las conexiones con conduits eléctricos para instrumentos y dispositivos montados

en la zona serán por roscas hembras de ½’’ de diámetro.

• Los terminales para conexiones eléctricas, incluyendo cables de extensión de

termopares, será numerados e identificados para indicar la polaridad y conexiones a

tierra.

71


5.3. Sistemas de Transmisión de Señales.

De acuerdo a la conveniencia y la consecuente escogencia de instrumentos y equipos

con funcionamiento eléctrico, las señales a trasmitir en los lazos de control serán sólo de tipo

electrónico, instalando transductores electroneumáticos de ser necesario. (Según

Especificación PDVSA K-300)

La transmisión de señales analógicas será a través de corrientes por cables de 4 - 20 mA,

con alimentación eléctrica de 24 Vdc, utilizando el protocolo HART; mientras que las señales

digitales ON/OFF serán de 24 Vdc.

5.4. Instrumentos para medición/control de Temperatura.

Los instrumentos escogidos para la medición/control de temperatura fueron los RTD’s y

los de tipo bimetálico, los cuales deberán cumplir con los requerimientos listados a

continuación, de acuerdo a las recomendaciones de las normas API RP 551 y PDVSA K-304:

• Las escalas y rangos de temperatura fueron seleccionados para cubrir temperaturas

de funcionamiento normales entre 1/3 y 2/3 de la escala, tal que los valores

anormales también sean legibles.

• Cada sensor será instalado dentro de un termopozo para permitir retirarlo durante la

operación normal en caso de requerirse su mantenimiento.

• Los medidores bimetálicos serán utilizados sólo para indicación local.

• Para temperaturas inferiores a 800 ºC, el elemento primario será un RTD de platino

de 3 cables con funda de acero inoxidable 316, resistencia de 100 ohmios a 0ºC, con

cables de cobre trenzado para la extensión del sensor.

72


• Los indicadores de temperatura tendrán un diámetro de dial mínimo de 127 mm con

la escala en grados Celsius, con posición ajustable a cualquier ángulo.

• Los transmisores de temperatura serán capaces de soportar un sobrerango del 50%

de la temperatura de funcionamiento máxima, de esta manera se prevén condiciones

anormales de proceso sin que se dañe el instrumento.

5.5. Instrumentos para medición/control de Presión.

Los instrumentos escogidos para la medición/control de presión, a partir de las

recomendaciones de las Especificaciones PDVSA K-301, fueron los manómetros mecánicos

tipo tubo de Bourdon, los manómetros con diafragma y las placas orificio, cuyo diseño arrojó

las características listadas a continuación:

• El rango seleccionado es aquel en el que el punto normal de operación se encuentra

aproximadamente en la mitad de la escala y la máxima presión de proceso no excede

el 80% del rango de indicación del instrumento. De esta manera se prevén

condiciones anormales de proceso sin que se dañe el instrumento.

• Todos los instrumentos montados en campo serán adecuados para instalación en

pared o en tubos verticales.

• Todos los instrumentos montados en paneles tendrán carcazas instalables en

soportes con conexiones de alivio de presión al reverso.

• La indicación local de presión estará provista con elementos de medición tipo

"Bourdon", con vidrio a prueba de rompimiento y disco de explosión posterior.

• Todos los elementos de medición en fluidos viscosos (>10cSt), fluidos con sólidos

en suspensión, servicios tóxicos y corrosivos, estarán provistos con sellos de

diafragma.

73


• Los rangos de supresión/elevación de cero serán utilizados para mejorar la precisión

y legibilidad de la medición.

5.6. Instrumentos para medición/control de Flujo.

Los instrumentos seleccionados para la medición/ control de flujo, a partir de las

recomendaciones de las Especificaciones PDVSA K-302, fueron el medidor de flujo

ultrasónico, el tipo rotámetro y las placas orificio.

5.7. Válvulas de Control.

Se utilizarán válvulas tipo Globo, roscadas, de acero al carbono y los elementos en

contacto con el fluido (trim) serán de acero inoxidable 316. Dichas válvulas serán operadas

por suministro de aire.

Cumpliendo con la normativa aplicable (PDVSA K-332, K333, entre otras), las válvulas

se dimensionaron para la mínima, normal y máxima condición de operación para asegurar que

la válvula opere entre el 17 y 90 por ciento de apertura.

Además se convino la utilización de sellos de fuelle para prevenir posibles fugas de

fluidos tóxicos y corrosivos, y de colectores “bypass” para asegurar la continuidad del fluido

si se requiriera mantenimiento.

5.8. Actuadores y Otros Instrumentos.

Otros instrumentos deberán cumplir con los requerimientos listados a continuación:

• Las válvulas solenoides tendrán 3 vías, con conexión ¼” NPTF, material del cuerpo

acero inoxidable 316.

• Todas las válvulas de control serán ajustadas con posicionadores.

74


• La señal de entrada será de 0.2 - 1.0 bar(g) para posicionadores neumáticos y 4 - 20

mA para posicionadores electroneumáticos.

• La principal fuente de aire para instrumentos será ajustada a una presión de 6.9

bar(g).

5.9. Fuente de energía para instrumentos eléctricos.

En este aspecto se convino, de acuerdo a información de suplidores de los equipos e

instrumentos, criterios de diseño del cliente y normativa aplicable, que la fuente de poder de

los instrumentos de campo será de 24 voltios DC, mientras que los sistemas de control

(PLC’s, etc.) serán alimentados con 120 voltios AC provenientes de un sistema

ininterrumpible de energía (UPS).

Además, el sistema de energía eléctrica fue diseñado con una capacidad de reserva del

25%.

5.10. Material de los soportes.

Los soportes de los instrumentos serán pre-fabricados y completamente ajustables a las

indicaciones de los Detalles de Instalación. El material base será acero al carbono para evitar

la corrosión ante las condiciones de proceso.

5.11. Controladores Lógicos Programables.

Todos los PLC’s del proyecto serán diseñados de acuerdo al documento “PDVSA

Engineering Specification K-360; Programmable Logic Controllers”.

75


5.12. Conceptualización del Sistema de Parada de Emergencia.

El sistema de parada de emergencia consiste de una configuración de dispositivos cuyo

propósito principal es al menos una de las siguientes acciones:

• Aislar una falla proveniente de la planta de producción de hidrocarburos, equipo de

procesamiento y de almacenaje.

• Prevenir la ignición mediante la eliminación de sus fuentes potenciales.

• El sistema de parada de emergencia actuará independientemente de los demás

sistemas de control para reaccionar ante situaciones anormales durante la operación

de la planta. Además, el sistema será diseñado para permitir la operación segura,

arranque y mantenimiento, y para regresar la normalidad de la operación o reiniciar

equipos y unidades requeridos para mitigar los daños. La lógica completa será

diseñada para tener una parada segura de la unidad.

5.13. Diseño del Cableado de Instrumentos.

Los cables de instrumentación serán instalados tanto en bancadas como por bandejas y

canales portacables. Los cables provenientes de los dispositivos en campo deberán ser

instalados a través bandejas y agruparse por tipo en las cajas de conexión y luego cableadas

al cuarto de control usando cables multiconductores a través de tuberías enterradas de PVC

(bancadas), mientras que el cable de fibra óptica que va desde el cuarto de control hacia el

MSCR deberá ser instalado en el mismo poste para tendido eléctrico.

El tendido de Bandejas Portacables asociado a la Macolla LE, se realizará sobre los

mismos durmientes dispuestos para el tendido de tuberías hasta la caseta de control/potencia

de la Macolla. La escogencia del uso de bandejas portacables en lugar de conduits se explica

76


debido a ventajas en cuanto a la conveniencia en la instalación y mantenimiento, en la

seguridad de la planta, así como ventajas de tipo económico.

Las bandejas fueron seleccionadas de acuerdo a las consideraciones de

dimensionamiento presentadas en el Marco Teórico de este informe, resultando bandejas

portacables tipo Escalera de acero galvanizado, servicio Pesado de 125 mm de alto, y el ancho

requerido de acuerdo al número y tamaño de los cables.

Los soportes de bandejas portacables deberán ser instalados cada 3,0 m. de acuerdo al

plano de canalizaciones eléctricas del proyecto. Además, estas bandejas llevarán tapas a fin de

proteger los cables contra daños ambientales y mecánicos.

Todos los cables deberán ser conectados por medio de terminales, excluyendo el uso de

empalmes.

Con respecto a la ruta del cableado subterráneo, ésta fue seleccionada para evitar la

filtración de agua contaminada o químicos dentro de la bancada.

Por otro lado, se proveerá un 25% de reserva en multiconductores y en bornes de las

cajas de conexión (mínimo =1) para prever expansiones futuras de instrumentos.

En cuanto a las cajas de conexión de instrumentos, éstas serán localizadas al menos 3

metros horizontales de separación de los dispositivos de campo, bombas, y otras fuentes de

ignición, para garantizar en lo posible la seguridad en la operación.

Los sistemas de alimentación serán circuitados separadamente del cableado de

instrumentos, alarma y control para prevenir la introducción de ruidos, que se podrían generar

por acople electrostático o capacitivo, acople electromagnético o inductivo, filtración de

77


corrientes o aterramientos indeseados. Por esta misma razón, los cables de alimentación en

corriente alterna serán canalizados por separado de los de corriente directa.

Así mismo, se requiere que las pantallas de los cables para transmisión de señales de

instrumentación sólo sean aterradas en un extremo de la conexión, a fin de evitar diferencias

de potencial.

La resistencia total del sistema completo de aterramiento antes de la conexión a

cualquier otra edificación será en todos los casos, menor a 1ohm.

Por lo que se refiere al material de los conductores para cableado de instrumentos de

señal, serán de cobre estañado, mientras que el aislamiento y chaquetas serán de PVC

retardante a la llama, adecuadas para soportar una temperatura de al menos 105ºC.

Los cables y multicables para transmisión y transducción de señales de instrumentación

serán calibre 16 AWG (0.519 mm2). La armadura será tipo cinta de acero galvanizada.

Los cables de más de un (1) par de hilos serán trenzados al menos 20 veces por metro

(para evitar interferencias entre pelos) y tendrán una pantalla con un conductor de cobre de

drenaje.

El calibre de los cables para la alimentación eléctrica del Medidor de Flujo Multifásico y

del Medidor de Flujo Ultrasónico, fueron seleccionados de acuerdo al cumplimiento de los

criterios de ampacidad, caída de tensión y efecto del calentamiento que fueron explicados en

el Capítulo III, obteniéndose cables de calibre 8 AGW y 10 AWG respectivamente.

Todos los cables tendrán aislamiento de 300 Voltios, de acuerdo con los niveles de

tensión de los circuitos y con las recomendaciones de los fabricantes.

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Los cables de control, incluyendo aquellos para circuitos de pulsadores (pushbottoms),

circuitos de control de instrumentos, etc., serán de color negro el positivo y blanco el

negativo, mientras que los cables de alimentación de los instrumentos serán rojos. Los cables

de aterramiento serán desnudos o tendrán una cubierta verde.

Acerca de los cables de fibra óptica, éstos fueron especificados en conformidad con el

artículo 770 del CEN. Mientras que todos los cables que se encuentran en áreas clasificadas

cumplirán con el Artículo 501-5 del CEN.

Por último, se tiene que la selección de los cables, canalización y ruteo cumple con las

recomendaciones de las Normas PDVSA N-201, el Capítulo 3 del CEN, y la Especificación

PDVSA 90619.1.057.

5.14. Sistema de Alarma.

El sistema de alarma será de tipo audible y visual para alertar al personal de operación

de cualquier anormalidad en el proceso. Para ello, se clasificaron las alarmas en tres

categorías:

• Nivel de alarma Nº 1: Indica al personal la ocurrencia de anormalidades que

requieren acciones inmediatas del operador para prevenir catástrofes.

• Nivel de Alarma Nº 2: Indica la ocurrencia de anormalidades que requieren

acciones oportunas del operador para prevenir conflictos en el proceso o daño de

algún equipo.

• Nivel de Alarma Nº 3: Indica la ocurrencia de anormalidades que requieren

acciones del operador pero no plantean amenaza al proceso o a algún equipo.

79


5.15. Documentos Obtenidos.

A partir de las actividades descritas en el marco metodológico y en conformidad con los

fundamentos de diseño descritos en los puntos anteriores de este capítulo, se realizaron y/o

actualizaron los siguientes documentos y planos que forman parte de la Ingeniería de Detalle

del proyecto.

5.15.1. Diagramas de Tuberías e Instrumentación.

Tal como se menciona en la teoría, se pudo evidenciar a lo largo de esta pasantía, que

estos diagramas (DTI’s) constituyen un material valioso para indicar la interconexión entre el

equipo de proceso y la instrumentación necesaria para controlar dicho proceso.

Estos planos son el producto de una constante comunicación interdisciplinaria entre

ingenieros de diseño del grupo de Procesos, Mecánica e Instrumentación, donde los aportes

de cada uno fueron bien definidos.

Los DTI’s actualizados fueron los siguientes:

Piping and Instrument Diagram. Wellhead Fluids. Ver Anexo A.

Piping and Instrument Diagram. MPFM

Piping and Instrument Diagram. Well PCP with Phoenix data logger

Piping and Instrument Diagram. Instrument Tag Number List

Piping and Instrument Diagram. Gas System

Piping and Instrument Diagram. Chemical Injection Package

Piping and Instrument Diagram. Safety System

80


5.15.2. Filosofía de Control.

Este documento describe la narrativa funcional de los Sistemas de Control, Seguridad,

Recolección de Datos, Fuego y Gas, y Sistemas de Comunicación, sin profundizar en la

especificación de los PLC’s, SCADA ni del HMI ya que dicha especificación, diseño y

configuración es desarrollada por otra empresa especializada.

El resultado de este documento se resume en:

• La definición de tres niveles de parada de emergencia que ocurren en la macolla en

respuesta a una condición determinada.

Nivel de Parada Nº 1 (SD1). Este aísla la macolla del resto de la red de

distribución de diluente y recolección de petróleo a través del cierre de las

válvulas ESDV, las cuales están equipadas con reiniciado local, por consiguiente

un operador tiene que ir a la Macolla después de un SD 1 para reiniciarlo. Todos

los dispositivos deberán estar en su posición de seguridad.

Nivel de Parada Nº 2 (SD2). Este aísla a todos los pozos, pero no a la macolla, de

la red de distribución de diluente y recolección de petróleo cerrando las válvulas

de entrada de diluente al pozo. Las bombas PCP y el inhibidor de corrosión

deberán detenerse y todas las ESDV estarán abiertas. La macolla puede ser

reiniciada local o remotamente.

Nivel de Parada Nº 3 (SD3). Este aísla los pozos individualmente de la red de

distribución de diluente y recolección de petróleo cerrando las válvulas de entrada

de diluente al pozo y deteniendo la bomba del pozo. Todos los demás dispositivos

81


permanecerán activos o en su última posición. El pozo puede ser reiniciado local

o remotamente.

• El Controlador Lógico Programable (PLC) de la macolla no posee componentes

redundantes, así que la falla de una fuente de energía o de un CPU causará la parada

de la macolla.

• La macolla puede ser operada local o remotamente desde el MSCR, pero no ambas

opciones simultáneamente.

• La operación remota o local de la macolla sólo puede ser seleccionada por un

operador autorizado, a través de un selector suave de contraseña ubicado sobre el

Panel Rápido dentro de la macolla

• La automatización procurará optimizar la operabilidad minimizando la necesidad de

que los operadores estén presentes en la macolla.

• El iniciado en el modo Autosecuencia de la macolla sólo será aplicado si ésta está

detenida en su totalidad (todas las PCP’s detenidas), en un estado seguro y si las

ESDV’s no requieren ser reiniciadas.

• La falla de la línea de comunicaciones de la estación principal no iniciará una

parada de la macolla. Se asume que el PLC de la macolla proporciona la protección

necesaria en caso de que la estación principal está detenida y exista alta presión de

descarga, baja presión del cabezal de diluente o fuego dentro de la macolla.

• Como parte de la autosecuencia de iniciado, un operador puede preseleccionar

cuales pozos deben ponerse en marcha desde el Panel Rápido de la macolla. La

opción predeterminada deberá iniciar todos los pozos.

• La bomba PCP tiene su propia lógica para realizar el inicio apropiado y la secuencia

de corrido para su integridad. Estará equipada con un motor/controlador de

82


velocidad variable (VFD) cuyo objetivo principal será cambiar el nivel de

producción del pozo basado en decisiones operacionales. Este VFD será capaz de

manejar todas las señales relacionadas y tendrá un puerto serie para comunicarse con

el PLC de la macolla.

5.15.3. Índice de Instrumentos.

Este índice constituye una herramienta confiable de acceso rápido que el personal de

campo puede revisar ante cualquier eventualidad para referirse a todos los documentos y

planos asociados a un instrumento determinado.

Dado que el Índice de Instrumentos hace mención de otros documentos, la información

que contiene es producto de su revisión y actualización continua, tal que el llenado de todos

los campos estuvo sujeto a modificaciones e incorporaciones. Ver Anexo B.

5.15.4. Lista de Señales.

La Lista de Señales se emplea para el dimensionamiento y soporte a la configuración de

los Sistemas de Control y Seguridad a ser implementados en la instalación.

Este documento contiene la información más importante asociada a las señales

transmitidas hacia/desde los instrumentos (Ver Anexo C). Los instrumentos seleccionados en

este proyecto sólo manejan señales electrónicas: analógicas (AI/AO), digitales (DI/DO) y de

telecomunicación (Serial Link). Estas señales son recibidas por los PLC’s o por el colector de

datos, posteriormente retransmitidas a un Marshalling Panel que se encontrará en el cuarto de

control de la macolla llamado LE-PEC-1, y finalmente enviadas al SCADA.

83


5.15.5. Hojas de Datos.

A partir de la revisión de los catálogos y las recomendaciones de los suplidores de

instrumentos aprobados por Sincor, se obtuvieron teniendo en cuenta los criterios de diseño

del proyecto, las Hojas de Datos de los instrumentos listados a continuación:

Electronic Transmitter (Pressure Instruments)

Control Valves Data Sheets.

Bimetallics Temperature Gauges and Thermowells Data Sheets

RTD’s and Temperature Transducers Data Sheets. Pressure Gauges Data Sheets

Rotameters Data Sheet

Se debe mencionar, que en cuanto a la especificación de las válvulas de control, se

seleccionaron válvulas con actuador neumático en todos los casos. Este tipo de actuador,

como se mencionó en el Marco Teórico es el que implica la más sencilla y rápida actuación.

Por otro lado, fue necesaria la incorporación de transductores electroneumáticos, para hacer la

conversión de la señal analógica de 4-20 mA a la señal de aire requerida por el actuador. La

selección de los datos asociados al proceso fue el resultado de la corrida de un programa de

cálculo.

Por otro lado, se decidió que los valores de proceso serán en general medidos

directamente mientras que los métodos indirectos sólo serán usados donde la medida directa

no sea posible, ya que de esta manera se espera minimizar los errores de medición.

Todos los instrumentos fueron aprobados de acuerdo a la clasificación de áreas

presentada en la Sección 3.8 del Marco Teórico, y además apropiados para las condiciones de

servicio (presión, temperatura, corrosión, erosión, etc.) y encapsulados adecuadamente para

soportar las condiciones ambientales más severas a ser esperadas en el sitio de instalación

84


(lluvia, polvo, viento, ruido eléctrico o magnético, etc.). Esto limitó la selección de los

modelos de dichos instrumentos, pero garantiza la seguridad y el tiempo de vida útil del

instrumento.

Adicionalmente, es importante hacer alusión a la enorme conveniencia del uso de la

normativa aplicable, ya que permitió el llenado de estas Hojas de Datos de manera rápida y

confiable, en cuanto a la selección de materiales de fabricación de los instrumentos, tipos de

conexión, accesorios, exactitud y precisión adecuadas, etc. (Ver Anexo D)

5.15.6. Lista de Cables.

Como puede examinarse en el Anexo E la Lista de Cables proporciona la descripción

detallada de cada uno de los cables a ser requeridos para la instalación y comunicación de los

instrumentos.

La etiqueta o Tag con la cual se identificó cada cable, es el mismo tag del instrumento

generador de la señal, de la fuente de alimentación o de la caja de conexión respectiva (sólo

para multicables). La información de los demás campos de la lista se obtuvo en conformidad

con el Plano de Canalización de Instrumentos, los Diagramas de Interconexión y con el diseño

descrito en la sección 5.13

En general, se puede razonar que esta lista es de gran valor en la contabilización de las

cantidades de cables requeridas en la fase de procura, y posteriormente será útil al personal en

campo ante la toma de decisiones asociadas a un cable determinado.

5.15.7. Diagramas de Interconexión.

El resultado de esta actividad, es la obtención de los planos que se listan a continuación:

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Junction Box LE-AJB-1. Wiring Diagram.

Junction Box LE-AJB-2. Wiring Diagram




Junction Box LE-DJB-1. Wiring Diagram.

Junction Box LE-DJB-2. Wiring Diagram

Junction Box LE-DJB-3. Wiring Diagram

Dichos planos, definen el conexionado de los cables eléctricos provenientes de los

instrumentos en campo hacia las respectivas Cajas de Conexión, indicando el tag del cable y

su código de colores para cada conductor (positivo, negativo, tierra, pantalla). Así mismo se

especifica para cada regleta y bornera de la Caja, el tag del cable a ser conectado o si dicha

bornera será dejada como reserva (spare). Para completar la información, se disponen los

cables salientes de la Caja de Conexión en un multicable apropiado y debidamente

identificado, ya que de esta forma se facilita el cableado hacia la respectiva bornera en el

Marshalling Panel.Ver Anexo F

Por lo descrito anteriormente, es comprensible atribuir una gran utilidad a estos

diagramas, ya que no sólo simplificarán la adecuada conexión y mantenimiento de los cables

en campo, sino que en la fase de diseño son imprescindibles para concluir otros documentos,

como la Lista de Cables y los Planos de Ubicación y Canalizaciones.

5.15.8. Diagramas de Lazos.

En el Anexo G que corresponde a uno de los diagramas de lazos elaborados, se visualiza

información detallada de las conexiones eléctricas asociadas a un instrumento determinado

86


(en este caso, el medidor de flujo ultrasónico) así como de la continuidad de la señal desde

dicho instrumento, pasando por la Caja de Conexión hasta el cuarto de control (PLC o

SCADA). Dicha información puede ser interpretada siguiendo la simbología de la Norma ISA

(ver Sección 3.3) y es fundamental para llevar a cabo pruebas finales de los sistemas y para

labores de mantenimiento en planta.

Los planos obtenidos de esta actividad fueron los siguientes:

Cluster LE. Analog Input. Loop. Diluent to well Nº1/ 2/ 3/ 4/ 5/ 6

Cluster LE. Analog Input. Loop. Well Nº 1/ 2/ 3/ 4/ 5/ 6 PCP Casing Pressure.

Cluster LE. Analog Input. Loop. Well Nº 1/ 2/ 3/ 4/ 5/ 6 PCP to Prod. Header

Cluster LE. Analog Input. Loop. From Gas Test Header.

Cluster LE. Analog Input. Loop: LE-12-F-. Diluent to cluster

Cluster LE. ESD Valve. Loop: LE-12-ESDV-. Diluent to Cluster

Cluster LE. ESD Valve. Loop: LE-10-ESDV-. Cluster Fluids to Gathering Network

Cluster LE. Discrete Signal. Loop: LE-12-FV-. Diluent to well Nº 1/ 2/ 3/ 4/ 5/ 6

5.15.9. Detalles de Instalación.

En los Anexos H e I puede apreciarse que estos documentos se refieren a ilustraciones

detalladas de la instalación apropiada de los instrumentos o cables a ser usados en el

proyecto.

Para facilitar el desarrollo de la Ingeniería de Detalle, JANTESA dispone de detalles de

instalación típicos para ciertos instrumentos, por lo que a efectos de esta pasantía sólo fue

necesario ajustar estos bocetos a los requerimientos especificados durante la fase de diseño, y

a las recomendaciones de instalación reportadas por los suplidores/fabricantes de tales

instrumentos.

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Los detalles se realizaron únicamente para los instrumentos que requieren compra de

materiales para su instalación. En caso contrario se utilizarán los manuales del fabricante.

Los Detalles de Instalación obtenidos fueron los siguientes:

Instrument Installation Detail. ESD Valve &Solenoid Valves

Instrument Installation Detail. Diaphragm Actuated Valve& E/P Positioner

Instrument Installation Detail. On/Off Valves

Instrument Installation Detail. Rotameter. Flanged connection

Instrument Installation Detail. Flow Transmitter in liquid service.

Instrument Installation Detail. RTD & Temperature Transmitter

Instrumentation Duct Bank and Stub Up Details.

Finalmente, es importante resaltar el valor práctico de estos documentos en las fases de

diseño, procura y construcción, ya que constituyen una gran herramienta para la

cuantificación y especificación de los materiales de instalación requeridos, a la vez que

proporcionan un gráfico detallado para el contratista de montaje.

5.15.10. Plano de Canalización y Ubicación de instrumentos.

En este plano se muestra la localización en campo de todos los instrumentos que

requieren cableado, conexiones eléctricas y/o neumáticas, cajas de interconexión,

canalizaciones eléctricas y neumáticas. Así mismo, se identifican adecuadamente las cajas de

conexión, las bandejas portacables, los cables a ser canalizados, y se indican las notas

pertinentes.

Para mantener la legibilidad y claridad en el plano, se ilustran los instrumentos y

cableado correspondientes a un solo sótano de pozo (ya que este conexionado es típico y

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aplica sin variaciones para todos los pozos de la macolla). Por ello, se presenta una tabla (Well

Cellars Instrument Tag Number) que permite reconocer los instrumentos que se encontrarán

en el resto de los pozos. Ver Anexo J.

Otro factor que es importante destacar y que puede verificarse en este plano, es que la

información reflejada debe mantenerse libre de contradicciones con respecto al resto de los

documentos de la Ingeniería de Detalle, especialmente en la información obtenida de los

Diagramas de Interconexión, Lista de Cables, Detalles de Instalación de Bancadas e

Instrumentos Eléctricos y Planos de Alimentación Eléctrica.

89

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

En primer lugar se puede concluir que se logró cumplir con los objetivos propuestos

en esta pasantía de grado, esto es, el desarrollo de los documentos planteados en el alcance de

la Ingeniería de Detalle, en el área de Instrumentación, de una macolla de 16 pozos

productores de petróleo y gas, ubicada al sur del Estado Anzoátegui, cumpliendo con los

Criterios de Diseño de SINCOR (el cliente) y con los estándares de calidad de JANTESA.

Esta Ingeniería de Detalle consistió en la especificación en los documentos respectivos,

de la instrumentación necesaria para la operación óptima de la macolla, apoyándose con los

documentos generados en la Ingeniería Básica.

Por otra parte, es conveniente mencionar la importancia de cada uno de los documentos

que fueron elaborados, ya que éstos compilan las características de cada uno de los

instrumentos en los lazos, la descripción de las señales de entrada y salida de cada sistema de

la instalación, la descripción y localización de los cables, las cajas de interconexión y los

instrumentos, así como la descripción funcional de los sistemas de control. Todos estos

documentos debieron ser actualizados y comparados entre sí constantemente, con el propósito

de asegurar que no existiesen contradicciones entre ellos y coherencia en las especificaciones

dadas.

Otro punto a concluir, a partir de la especificación de los instrumentos (medidores,

transmisores, sensores, válvulas de control, etc.), es la diversidad de modelos y fabricantes

que están disponibles en el mercado. Es por esto, que la selección técnica apropiada de dichos

instrumentos requiere no sólo del conocimiento preciso de las condiciones del proceso, sino

también de la revisión de múltiples catálogos y tecnologías, para que el resultado obtenido

90


esté en conformidad con las preferencias del cliente y con los códigos, normas y estándares

aplicables.

Es fundamental reflexionar en cuanto al cumplimiento de estas normas, sobre el valor

práctico que su uso implica, pues son una herramienta que permite la selección rápida de

tecnologías, procedimientos, materiales, etc., a la vez que garantiza la calidad y seguridad

deseada del producto.

Igualmente se tiene que durante el desarrollo de la Ingeniería de Detalle, es menester

mantener una comunicación interdisciplinaria abierta y constante, que dé lugar al resultado

óptimo tanto para el sistema de instrumentación como para las tareas a cargo del resto de las

disciplinas (Tuberías, Equipos, Procesos, Civil, Electricidad) de tal manera que el resultado

global sea congruente.

En lo que respecta a las especificaciones técnicas obtenidas, las siguientes conclusiones

son pertinentes:

Las señales a trasmitir en los lazos de control serán eléctricas instalando

transductores electroneumáticos en ciertos instrumentos. La escogencia de

este tipo de señales en lugar del uso de señales neumáticas o hidráulicas, se

debe a la conveniencia en la instalación y al ahorro estimado en costos.

Los instrumentos escogidos para la medición y/o control de temperatura,

presión y flujo cuentan con las características constructivas idóneas para la

aplicación correspondiente. Adicionalmente, el rango de operación

especificado prevé condiciones anormales de proceso sin que se dañe el

medidor.

91


El sistema de parada de emergencia es aquel que actúa ante fallas de equipos,

activación de fuentes potenciales de incendio, u otras situaciones anormales

durante la operación de la planta. Además, está diseñado para tener una parada

segura de la unidad y mitigar los daños.

Existen diversos métodos de cableado aprobados por el CEN, no obstante, la

selección apropiada depende del tipo de aplicación y de las ventajas

comparativas que cada uno ofrezca. En cualquier caso, es indispensable

realizar el estudio pertinente para prevenir la ignición, introducción de ruidos,

filtración de corrientes, aterramientos indeseados y filtración de agua

contaminada o químicos dentro de la canalización.

Tanto el sistema de alimentación eléctrica como las canalizaciones para

instrumentación deben ser diseñados con cierta capacidad de reserva de

acuerdo a las recomendaciones de la norma.

Igualmente, es oportuno vincular los conocimientos que se adquirieron en esta pasantía

con los obtenidos durante la carrera universitaria, especialmente en las cátedras de Física,

Instalaciones en Media y Baja Tensión, Instalaciones Eléctricas, Teoría Electromagnética,

Sistemas de Control, Taller de Proyectos, Instalaciones en Alta Tensión, entre otras, que en

conjunto permitieron la comprensión y el acoplamiento de los procedimientos, criterios y

tecnologías que fueron estudiadas para el diseño de este proyecto.

Por otro lado y para finalizar este informe, se dan las siguientes recomendaciones, a

fin de optimizar el trabajo desarrollado en futuros proyectos:

Consultar cuidadosamente las Normas, Códigos y Estándares nacionales e

internacionales aplicables al proyecto desarrollado, con la finalidad de

92


garantizar la calidad del producto y a su vez aprovechar la conveniencia

práctica de su uso.

Consultar oportunamente el Manual de Procedimientos de Trabajo de la

empresa, para así minimizar las inconformidades en los documentos

emitidos y utilizar el tiempo de trabajo eficientemente.

Revisar constantemente los documentos realizados, para evitar que cambios

de criterios generados por el cliente o emisiones superadas arrastren errores

de información.

Comparar la información presentada en cada uno de los documentos

elaborados, de tal manera que exista total congruencia entre ellos.

Prestar la adecuada atención a los comentarios y decisiones del resto de las

disciplinas que participen en el proyecto, a fin de minimizar interferencias o

desacoples en el diseño.

Implementar un plan de mantenimiento preventivo y de calibración una vez

que se hayan puesto en macha los equipos e instrumentos.

Disponer de un software que optimice el tiempo de trabajo invertido en la

incorporación y actualización de información en los documentos, esto es,

una base de datos dinámica que sea accesible (bajo los permisos necesarios)

para todas las disciplinas involucradas en el diseño.

93

REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS:

1. www.jantesa.com.ve

2. www.sincor.com

3. Sincor. Upstream Surface Facilities Project. Main Station and Clusters. Design Basis Specification.

4. Bradley. (1992) Petroleum Engineering Handbook. Society of Petroleum Engineers. USA.

5. Maizo, Marjorie (2005).Ingeniería de Detalle del Sistema de Instrumentación y Control de nuevo Patio de Tanques de Almacenamiento de Orimulsión. Trabajo Final de Grado. UNEXPO. Caracas

6. Creus, Antonio. (1978) Instrumentación Industrial. Boxairen. España

7. JANTESA S.A. Manual de Instrumentación. Venezuela.

8. INSTRUMENT SOCIETY OF AMERICA. (1992) Instrumentation Symbols and Identification ISA-S5.1. ISA USA.

9. León, Khrystian. (2002). Multiphase Flow Meter. Roxar

10. Codelectra-Fondonorma 200 (2005). Código Eléctrico Nacional. Venezuela.

11. GEDISA. (2001) Manual de Canalizaciones por Sistemas de Bandejas Portacables. Venezuela

12. JANTESA S.A. (2003) Manual de Procedimientos de Trabajo del Departamento de Instrumentación y Telecomunicaciones. Venezuela.

94

GLOSARIO DE TÉRMINOS:

ALARMA: Es un dispositivo o función que detecta la presencia de una condición anormal

por medio de una señal audible o un cambio visible discreto, o puede tratarse de ambas

señales al mismo tiempo, las cuales tienen el fin de atraer la atención

AFLUENTE: Fluido de desecho descargado por una planta.

AGUAS ARRIBA: Instalaciones localizadas antes de las tomadas como referencia. En la

industria petrolera, se refiere a la exploración, producción, y transporte del petróleo y gas.

API: Siglas del American Petroleum Institute, organización empresarial que agrupa a toda la

industria del petróleo y del gas de los Estados Unidos. Se usa la denominación “grado API”

para definir la densidad del crudo y –generalmente- marca su precio en el mercado. El grado

API es inversamente proporcional a la densidad del crudo para su procesamiento y

directamente proporcional al costo del barril.

AUTOMATIZACIÓN: Técnicas de autorregulación y autocontrol de sistemas con el

objetivo de reducir la necesidad de supervisión humana en el proceso.

AMERICAN WIRE GAUGE: Medida que determina el tamaño de un cable. La medida

varía inversamente con el diámetro real del conductor.

BITUMEN NATURAL: Porción de petróleo con una viscosidad dinámica igual o mayor a

10.000 milipascales a la temperatura del yacimiento y presión atmosférica, libre de gas.

CABLE ARMADO. Cable provisto de una armadura, con el fin de darle protección

mecánica.

CABLE MULTICONDUCTOR: Cable generalmente de control o señalización o ambas

cosas, formado por varios conductores aislados.

CONTROLADOR: Es aquel instrumento que recibe la señal de medición, proveniente de un

elemento primario o secundario, y la compara con una señal de referencia (set point). La

diferencia entre los dos puntos representa el error del proceso, en función del cual el

controlador envía una señal de control para corregir las condiciones.

95

GLOSARIO

CRUDO: Nombre que reciben los hidrocarburos, como el petróleo, con una viscosidad

dinámica igual o menor a 10.000 milipascales a la temperatura del yacimiento y presión

atmosférica, libre de gas, una vez extraídos y antes de someterlos a cualquier proceso

industrial.

CRUDO MESA: Hidrocarburo de 30º API y 1% de Azufre.

DIGITAL: Codificación de información en formato binario (cifras 1 y 0).

DILUENTE: Crudo Mesa o Nafta que se adiciona al crudo extraído para reducir su

viscosidad y facilitar su transporte a través de oleoductos.

ELEMENTOS PRIMARIOS: Son aquellos Instrumentos de medición, también

denominados instrumentos sensores, a través de los cuales se obtiene la señal de medición,

que representa el valor de la variable de proceso. Estos incluyen placas de orificio, bulbos,

termopares, etc.

EXPLORACIÓN: El proceso de buscar minerales, cuyas actividades incluyen revisiones

geofísicas, el empleo de magnetómetros, medidores de gravedad, exploración sísmica, mapeo

de superficie, taladrado exploratorio, entre otras; permitiendo a una empresa petrolera

determinar si se procederá con el desarrollo y la producción.

FACILIDADES: Son todas aquellas estructuras, equipos y dispositivos requeridos para

llevar a cabo la producción del petróleo.

FIBRA ÓPTICA: Medio de transmisión que consiste de delgados filamentos y una

envolvente concéntrica que puede ser de vidrio, plástico u otro material transparente. Las

señales que se transmiten son lumínicas de muy alta velocidad que son convertidos a pulsos

eléctricos o bits mediante un conversor electro-óptico.

INSTRUMENTOS: Dispositivos asociados al descubrimiento, señalización, observación,

medición, control, o los atributos de comunicación de un proceso.

MARSHALLING: Se refiere al conexionado de los cables provenientes de campo, con los

paneles o gabinetes del cuarto de control.

96

GLOSARIO

PAQUETE DE UNIDAD: Unidades simples o combinadas de un dispositivo o equipo

provisto por un vendedor, incluyendo la instrumentación requerida.

POZO: Perforación de la superficie terrestre diseñada para encontrar y extraer hidrocarburos.

PROCESO: Es una operación progresivamente continua, que consiste en una secuencia de

acciones controladas, cambios graduales o movimientos, dirigidos sistemáticamente hacia un

determinado resultado o fin.

REQUISICIÓN: Documento interno realizado por un departamento funcional para indicar

los detalles de materiales, sus necesidades, rellena acciones u obtiene materiales para empleos

específicos o contratos.

SEÑAL ANALÓGICA: Es aquella señal que en un momento dado puede tomar infinitos

valores, ya que varía de forma continua en el tiempo.

SEÑAL DIGITAL: Es una señal en la que cada valor instantáneo se puede cuantificar con

valores discretos.

SINCRUDO: Hidrocarburo sintético, obtenido a través de un procesamiento químico del

crudo extraído de una fuente natural.

SISTEMA DE CONTROL: Es una combinación de componentes o dispositivos capaces de

medir o sensar una o más variables de proceso, para limitar sus desviación con respecto a

condiciones pre-establecidas.

VISCOSIDAD: Propiedad que mide la resistencia que presenta un fluido a fluir bajo una

fuerza aplicada.

97

ANEXO A.

DIAGRAMA DE TUBERÍA E INSTRUMENTACIÓN. FLUIDOS DE CABEZALES DE POZOS.

99

ANEXO B.

ÍNDICE DE INSTRUMENTOS. FACILIDADES AGUAS ARRIBA. MACOLLA LE

101

ANEXO C

LISTA DE SEÑALES. FACILIDADES AGUAS ARRIBA. MACOLLA LE

103

ANEXO D

HOJA DE DATOS RTD’s Y TRANSDUCTORES DE TEMPERATURA

105

ANEXO E

LISTA DE CABLES DE INSTRUMENTACIÓN. CLUSTER LE. PÁGINA 1

107

ANEXO F

DIAGRAMA DE INTERCONEXIÓN. CAJA DE CONEXIÓN LE-AJB-1.

109

ANEXO G

DIAGRAMA DE LAZOS. MACOLLA LE. ENTRADA ANALÓGICA.

CABEZAL DE PRUEBA DE GAS

111

ANEXO H

DETALLE DE INSTALACIÓN. BANCADAS DE INSTRUMENTACIÓN

113

ANEXO I

DETALLE DE INSTALACIÓN. INSTRUMENTO ELÉCTRICO

115

ANEXO J

PLANO DE RUTEO Y CANALIZACIÓN DE INTRUMENTOS

ingeniería de detalle del sistema de instrumentación de ...159.90.80.55/tesis/000133507.pdf ·...

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