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CAPÍTULO II
MARCO TEORICÓ
A. ANTECEDENTES DE LA INVESTIGACIÓN
Las nuevas tendencias en manejo empresarial a nivel mundial se enfocan
hacia un mejoramiento contínuo, que representen cambios beneficiosos en
los procesos que llevan a cabo las empresas.
Hoy en día, en el ámbito empresarial, no basta con ofrecer un buen
producto se necesita de avanzar con el tiempo, de modernizar y de mejorar
contínuamente en todos los procesos y sub-procesos, para mantener y
captar la atención de los clientes a quienes se les brindan sus productos.
En este sentido unos de los aspectos más importantes para la aplicación
de un sistema, es la prevención de corregir los errores de la producción
antes que el producto llegue al cliente; evitando cualquier tipo de problemas
durante el proceso de elaboración.
En esta era de desarrollo tecnológico ha ido en ascenso la utilización de
los sistemas de control, supervisión, diagnósticos, automatización y
monitoreo, en todos aquellos procesos que realizán las empresas, para así
lograr un mejor rendimiento en su desempeño como organización, tomando
en cuenta los beneficios que brindan dichos sistemas mencionados
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anteriormente, debido a que permiten supervisar y monitorear los procesos,
para poder tomar las medidas necesarias en un momento dado cuando algún
proceso se salga de los parámetros establecidos por la empresa, y otra de
las ventajas es que el sistema podrá notificarle al operador un diagnóstico de
cómo se encuentra el proceso que se esta supervisando.
Basándose en lo antes expuesto, para el desarrollo de esta investigación
se analizaron una serie de trabajos de investigación que proporcionan la
información que se utilizará como base para la realización de la misma.
De acuerdo con Cabrera (1997); Diseño, desarrollo la integración de los
sistemas de supervisión y control de estaciones de flujo y planta
compresoras de la unidad de exploración Barua-Motatan. Esta investigación
es de tipo aplicada, transversal y descriptiva, la metodología es un híbrido
entre la propuesta de Jonás Montilva y del investigador y consta de seis
fases: definición del proyecto, análisis de contexto, definición de los
requerimientos, selección de alternativas, diseño del sistema y construcción y
prueba del sistema. Los resultados de esta investigación proporcionaron al
operador una visión y medición integral del proceso y sus parámetros
principales, información de estado y disponibilidad de los equipos, capacidad
de controlar y adaptar el proceso a condiciones variables de operación y
optimización en líneas del proceso
Mientras que Montiel y Rivero (1997); Realizaron la implantación de un
sistema de monitoreo para el análisis de acidez de agua de lluvia en las
estaciones de mediciones de calidad del aire en PEQUIVEN S.A. Para el
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desarrollo de la investigación se utilizó una metodología propia basada en
nueve fases, diseñada para que se adaptará a los requerimientos del
problema planteado, Análisis de la situación actual, diseño y construcción de
un sistema de acondicionamiento de muestras, selección del analizador
adecuado para medir la acidez de agua, diseño y elaboración de un
programa para el control de sistema, y de las tarjetas electrónica de interfaz,
comprobación de la funcionalidad del sistema, elaboración del manual
técnico de operación, construcción del formato de relación e instalación del
sistema de análisis de acidez PH. Según el propósito de la investigación se
puede decir que es de carácter aplicada, los resultados obtenidos en esta
investigación confirman la utilidad dentro de la empresa de un sistema de
monitoreo constante de las variaciones de PH del agua de lluvia cuando se
producen precipitaciones, ya que se puede visualizar y detectar de manera
óptima y oportuna la frecuencia de esas variaciones.
Por su parte Sardiña y Valenzuelo (1998); Su trabajo de investigación fue
el desarrollo de un sistema de seguridad y monitoreo de variables de campo
en gabarra de perforación petrólera apoyado en un controlador industrial
programable (IPC). El tipo de investigación que utilizó fue de carácter
proyectivo es decir se intenta proponer soluciones a una situación
determinada, la investigación implicó la exploración descripción y
establecimiento de alternativas de cambio pero no la ejecución del proyecto.
La metodología empleada fue propia del investigador y consta de las
siguientes etapas: Establecer variables de campo involucradas directamente
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con el sistema equipo, selección de dispositivos y periféricos que controlan el
sistema, diseño de la estrategia de control de acuerdo al requerimiento
aplicado en el sistema de automatización, diseño del software de
programación para el sistema programa cumpliendo con estrategia y
requerimientos establecidos y confiabilidad del sistema con el trabajo de
investigación realizado se logró obtener un sistema de seguridad y monitoreo
de variables de campo en gabarra de perforación petrólera a través del
desarrollo de una estrategia de control contando con un computador
industrial programable en el que se manejó el sistema en su totalidad, ya que
le permitió al operador una visión de las variables del proceso, para así tomar
las medidas necesaria.
Mientras tanto Arrieta y Rincón (1999); En la investigación titulada
Desarrollo de un sistema de monitoreo y control para las estaciones de flujo
acema 1 y acema 2 de la empresa OPE caso COSA. Se utilizó una
metodología propuesta por la empresa COSA y consta básicamente de tres
fases: Ingeniería conceptual, básica y de detalles, esta investigación
desarrollo un sistema de monitoreo y control empleando tecnología de
controladores lógicos programables para las estaciones, con los resultados
obtenidos se nota la importancia que es para las empresas contar con
sistemas de monitoreo y control en sus procesos, y así tomar a tiempo las
medidas necesarias en caso de que existan alguna alteración en el proceso.
Igualmente, Velásquez (1999); en su trabajo de investigación titulado
Desarrollo de un sistema de monitoreo y control multientrada basado en la
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PC caso: BJ Services de Venezuela C.A. La metodología empleada
pertenece al autor y esta es orientada en base a los requerimientos del
sistema, esta comprende: Análisis del sistema actual, necesidades y
mecanismos necesarios, diseño de la interfaz entre el hardware y la PC,
estudio de la factibilidad del sistema, diseño del hardware, elaboración del
software, simulación y funcionamiento del sistema, el resultado de esta
investigación fue el desarrolló de un sistema de monitoreo y control de las
variables de presión, densidad y flujo presentes en los procesos
especializados de pozos petroleros
Al comparar la presente investigación con los trabajos descritos, se
determinó la importancia en la utilización de los sensores como parte
fundamental del diseño de los sistemas de monitoreos, ya que ellos detectan,
miden la magnitud de las variables que se pretenden monitorear.
Estas investigaciones también coinciden, en las ventajas que ofrecen los
sistemas de monitoreo sobre los sistemas convencionales, ya que
proporcionán avisos de alerta de forma casi instantánea y permiten ejecutar
acciones de control automática o manual pero con base en información real
y precisa.
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B. FUNDAMENTACIÓN TEÓRICA
1.- SISTEMA
De acuerdo a lo expuesto por Ogata (1993, p.3), un sistema es una
combinación de componentes que actúan conjuntamente y cumplen
determinado objetivo. Un sistema no esta limitado a objeto físico.
El concepto de sistema puede aplicarse a fenómeno dinámico abstracto,
como lo que se encuentran en economía. Por tanto, el término sistema hay
que interpretarlo como referido a sistemas físicos, biológicos, económicos y
otros.
1.1.- CARACTERÍSTICAS DE LOS SISTEMAS
Según Senn, James (1991, s/p.), el objetivo de un sistema es la razón de
su existencia. Para alcanzar su meta o cumplir los requerimientos, los
sistemas deben interactuar con su medio ambiente o contexto, es decir,
interactúan con entidades o procesos que se sitúan fuera de las fronteras de
los sistemas. Se puede decir que el modelo de control básico para la mayoría
de los sistemas consiste en:
ü Estándar para rendimiento en un tiempo aceptable.
ü Método de medición del rendimiento en tiempo real.
ü Método de comparación entre el rendimiento real y el tiempo
estándar.
ü Método para retroalimentación.
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Los sistemas que pueden ajustar su rendimiento a niveles aceptables
continúan activos y los que no pueden, tienen que suspender sus funciones y
probablemente dejar de existir.
1.2.- TIPOS DE SISTEMA
Según Senn, James (1991, s/p) Dentro de los tipos de sistemas con
respecto a su interacción con el medio, se encuentran los grandes grupos,
aquellos que reciben entrada y producen salidas son los llamados sistemas
abiertos y los sistemas cerrados se caracterizan por no interactuar con el
contexto.
Según Sheldon, Tom (1995, p.946), los sistemas abiertos, en términos
generales, son sistemas, software, arquitecturas de computadoras y sistemas
de comunicación donde las especificaciones son públicas y están a
disposición de todo el mundo. Un sistema abierto fomenta el desarrollo de los
productos compatibles entre los fabricantes. Los clientes se benefician de los
sistemas abiertos, debido a que pueden elegir entre muchos productos que
trabajan con el sistema y los más importante, se interconectan fácilmente con
los productos de otros fabricantes.
Los sistemas cerrados, no pueden existir, por lo tanto se deben construir
sistemas abiertos que necesiten la menor cantidad posible de intervención
externa para mantener un rendimiento estable.
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1.2.1.- SISTEMA AUTOMATIZADO
Un sistema automatizado requiere de un gran número de sensores y
elementos de control combinados en conjunto con un programa y en
combinación con un equipo sofisticado de toma de decisiones. Tomando en
cuenta que muchos de los elementos de acción interactúan de tal forma que
si cambia alguna parte del proceso se puede alterar el curso de los
procedimientos por seguir. La mayor dificultad al diseñar un sistema de
control automatizado, se basa en entender cada uno de los elementos de
acción y sus interacciones, para así incorporar esta información al programa
de manera que las rutinas de toma de decisiones sean las correctas y estén
disponibles cuando se requieren.
1.2.2 - SISTEMA DE MONITOREO
Los sistemas de monitoreo permiten la observación de una variable de
una forma contínua y detectar los cambios que la misma sufre cuando se ve
afectada por agentes externos. Este tipo de sistema puede ser observado
cuando los procesos se llevan a cabo manual o de una forma automatizada
siendo utilizado con mayor precisión lo segundo.
El desarrollo de este sistema es método que pone en práctica los
avances tecnológicos que se producen a diario en el área de electrónica y
computación, utilizando en la implantación equipos (sensores) y la creación
de programas de operación para el funcionamiento del sistema. Además los
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resultados del proceso analizados pueden visualizarse de forma inmediata
tanto en el campo como en sala de control, obteniendo resultados precisos,
confiables ayudando en complemento a la disminución en los trabajos
realizados por el hombre.
El Sistema de monitoreo a través de un computador es muy ventajoso e
importante ya que por la precisión en los procesos y el aporte de información
en el momento oportuno, se pueden tomar las medidas necesarias al
instante en que la variable monitoreada presenta una alteración.
En concordancia con lo expuesto por autores como Willard, Merritt,
Dean (1974, p. 920), plantea que en los procesos industriales cada día se
requiere más de este tipo de sistema donde se mantenga una vigilancia
contínua de los procesos para poder detectar las anomalías y tomar las
acciones correctivas en un mínimo tiempo.
Por otra parte, hacen notar que aunque los costos de los equipos son
elevados todos ello es justificado cuando se observa la prontitud y exactitud
en las variables monitoreadas.
El aprovechamiento de estos sistemas radica en el cumplimiento de los
siguientes objetivos:
ü Deben ser sistemas de arquitectura abierta, capaces de crecer o
adaptarse según las necesidades cambiantes de la empresa.
ü Deben comunicarse con total facilidad y de forma transparente al
usuario con el equipo de planta y con el resto de la empresa.
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ü Deben ser programas sencillos de instalar sin excesiva exigencia
de hardware, fáciles de utilizar, con interfaces amigables con el usuario.
Un buen sistema de monitoreo debe ser capaz de desempeñar
eficazmente los siguientes aspectos:
ü Posibilidad de crear paneles de alarma que exigen la presencia de
operador para reconocer una parada o situación de alarma, con registro de
exigencia.
ü Generación de históricos de señal de planta que puede ser
descargados para su procedimiento sobre una hoja de cálculo.
ü Ejecución de programas, que modifique la ley de control o incluso
el programa total sobre el autómata, bajo ciertas condiciones.
ü Posibilidad de programación numérica que permite realizar
cálculos aritméticos de elevada resolución sobre la CPU del ordenador, y no
sobre del autómata, menos especializadas, entre otros.
Con esto, se pueden desarrollar aplicaciones basadas en el PC, con
captura de datos, análisis de señales presentaciones en pantallas, envío de
resultado a disco, impresoras entre otras.
Además, toda estas acciones son posibles mediante un paquete de
funciones que incluye zona de programación en un lenguaje de uso general
(como C, Pascal, Basic), lo cual confiere una potencia muy elevada y una
gran versatilidad.
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1.2.2.1.- SISTEMA DE MONITOREO DE CABEZAL DE POZO
El monitoreo de cabezal de pozo o Well Head Monitor (WHM) es un
sistema de control, concebido y diseñado por Maraven S.A. conjuntamente
con Texas Electronics Resouse (TER) con la finalidad de controlar y
optimizar en forma remota la tasa del gas de inyección para el levantamiento
artificial de los pozos asociados a este tipo de producción en el Lago de
Maracaibo. El WHM se muestra como un típico bucle de tubería para
inyección de gas que incluye tanto válvulas manuales como a control remoto
para la distribución del gas en la plataforma del pozo.
El Well Head Monitor es un dispositivo específicamente diseñado para
detectar y controlar todas las variables del cabezal del pozo de un lugar de
producción de gas liviano (Lift). La unidad funciona como un lazo de control
sencillo que ajusta el flujo de la inyección de gas liviano para emparejarla con
una rata de flujo determinado por el operador y computar la producción
estimada de agua y aceite combustible en el tiempo real (en un tiempo
justificado o acorde), ver especificaciones del sistema (WHM) en el anexo 1.
1.2.2.2.- FUNCIONES DEL SISTEMA MONITOR DE CABEZAL DE
POZO
La función principal es sensar las variables de superficie especificas
del pozo, cada cierto tiempo. En la situación actual monitorea las siguientes
variables de superficie como se observa en la figura 1:
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ü Presión de gas de levantamiento (PI), corresponde a la presión
con la cual el múltiple de gas descarga a determinado pozo.
ü Presión de revestidor (PR), es la presión con la cual se inyecta
el gas en el cabezal de la tubería de revestimiento.
ü Presión de línea de flujo de producción (PL).
ü Presión de la tubería de producción (PC), es la presión con la
cual se producen los fluídos en el cabezal de dicha tubería.
ü Flujo de gas de inyección (PGL).
Figura 1. Ubicación de Variables. Fuente: Arcaya y González (2001).
1.2.2.3.- ELEMENTOS DEL SISTEMA DE MONITOREO (WHM)
El sistema de Monitor de Cabezal de Pozo, esta compuesto por
elementos, como se muestra en la figura 2:
ü Unidad Terminal Maestra (UTM)
ü Unidad Terminan Remota Principal (UTRP)
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ü Monitor de Cabezal de Pozo (WHM)
Figura 2. Sistema De Monitoreo De Pozos.
Fuente: Al Maaz, El Chiriti (2001).
UNIDAD TERMINAL MAESTRA (UTM)
Es un computador PC de la familia i 486 – DX que sirve a una red de
microcomputadores, ver figura 3. La MTU\se encarga de generar reporte,
alarmas, gráficos de tendencias, de variables en el tiempo real y análisis
estadístico de las variables procesadas. De la misma forma permite al
ingeniero de Producción ejecutar de manera remota el punto de ajuste de un
pozo o familia de pozos.
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Figura 3. Unidad Terminal Maestra. Fuente: Rivera, Ronny (2001).
UNIDAD TERMINAL REMOTA PRINCIPAL
Es el elemento encargado de servir de intermediario en la comunicación
de datos entre los diferentes Well Head Monitor y la Unidad Maestra.
También conocida como HRTU por las siglas en ingles de Host Remote
Terminal Unit.
Dichas HRTU sirven de intercomunicador entre los pozos asociados a la
misma (que estén mas cerca, por razones de alcance de los radios de
comunicación de la Unidad Terminal Remota Esclava) y la Estación Maestra
que supervisa el proceso en tierra, como se puede observar en la figura 4.
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Figura 4. Unidad Terminal Remota Principal.
Fuente: Rivera, Ronny (2001).
MONITOR DE CABEZAL DE POZO (WHM)
El Monitor de Cabezal de Pozo es conocido también como Unidad
Terminal Remota Esclava (UTRE). Es el elemento encargado de supervisar,
controlar, y optimizar la taza de inyección del gas de levantamiento al pozo y
calcula la producción estimada del flujo multífasico en el cabezal del pozo.
Flow Master
Unidad Terminal Unidad Sensora Remota Esclava Manifold
Actuador Carrera de Indicador Medición
FIGURA 5. Monitor De Cabezal De Pozo. Fuente: PDVSA (2000)
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El Monitor de Cabezal Pozo, como se ve en la figura 5, tiene la intención
de usarse en ubicaciones remotas en donde la baja potencia y la baja
modularidad son de gran importancia y esta formado de seis partes
principales que son:
ü Unidad Terminal Remota Esclava (UTRE).
ü Unidad Sensora.
ü Unidad Motora (Flow Master)
ü Carrera de Medición (Meter Run)
ü Actuador e Indicador de Posiciones/ Interruptor de Limite.
ü Múltiple de Entrada (Maniflold)
Unidad Terminal Remota Esclava (UTRE): La unidad terminal remota
esclava, que se observa en la figura 6, está construída de manera modular
con el fin de mejorar las unidades, así como facilidad de instalación,
embarque, peso, consumo de potencia ultrabaja y expansibilidad. Por
consiguiente, el dispositivo es particularmente atractivo en áreas de mar
adentro o similares en donde la potencia eléctrica no esté disponible y donde
lo portátil sea muy importante, ver especificaciones en el anexo 2.
La UTRE es una unidad remota que tiene como función:
ü Almacenar y Procesar las variables del pozo.
ü Controlar el volumen de gas inyectado al pozo.
ü Transmitir la información a la Unidad Terminal Remota
Principal.
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FIGURA 6. Unidad Terminal Remota Esclava. Fuente: PDVSA (2000)
Unidad Sensora: La unidad sensora está proyectada tipo modular para
que su instalación se haga fácil y con transductores de bajo consumo de
energía. Al igual que la UTRE es atractiva para uso en áreas de mar adentro
o lugares similares donde la energía eléctrica no este muy disponible.
Su función es medir las variables del pozo (presión) mediante los
transductores de presión quienes transforman las variables medidas a
señales eléctricas para ser procesadas por la UTRE.
Unidad Motora (Flow Master): La unidad motora provee el gas, a la
presión necesaria, para que el aductor mueva la válvula de control , ya sea
para abrirla o cerrarla.
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Carrera de Medición: La carrera de medición tiene como función
proporcionar una medida del gas inyectado y permitir su control.
La carrera de medición esta compuesta por 5 componentes, los cuales
son:
ü Válvula de Control.
ü Placa Orificio (Para la medida del Gas).
ü Válvula de By-Pass.
ü Válvula Choke manual
ü Válvula de entrada a la carrera de medición.
Actuador e Indicador de Posición / Interruptor de Límite: Este
subconjunto esta formado por un actuador, un indicador de posición, un
interruptor de límite con una abrazadera de montaje para acoplar los dos
dispositivos previos y un adaptador especialmente diseñado para acoplarse
con el vástago de la válvula de control.
El actuador, tiene como función controlar el movimiento de la válvula de
control, el indicador de posición actúa como un indicador visual de la posición
aproximada de la válvula de control, el interruptor de límite provee a la
electrónica con una condición del estado de la válvula de control (totalmente
abierta o totalmente cerrada).
Múltiple de Entrada (Manifold): El múltiple de entrada es una unidad
que integra dentro de un bloque de cuatro conexiones para las tomas de
presión estáticas (PC, PI, PR, PL) y dos conexiones para las tomas de
presion diferencial (PGL, DP), todos con sus respectivos alivios.
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1.2.2.4.- COMUNICACIÓN DE WELL HEAD MONITOR
La comunicación se hace posible vía radio a una computadora
centralmente ubicada que permite que los resultados sean fácilmente
(compilados) para un análisis del operador mucho mas eficiente.
Esta comunicación consiste en la transmisión de datos desde el pozo
hasta la Unidad Terminal Maestra (UTM) ubicada en la sala de control, donde
el ingeniero de producción podrá diagnosticar y controlar remotamente el
flujo de gas inyectado.
Este proceso se lleva a cabo gracias a que la Unidad Terminal
Remota Principal (UTRP), instalada en la estación de flujo, que en cada
período de tiempo (configurable vía Hardware) solicita, interroga y almacena
la ultima información de cada monitor del cabezal de pozo asignado a ella.
De igual forma, cada cierto periodo de tiempo (configurable vía Software) la
unidad terminal maestra (UTM) solicita, interroga y almacena la ultima
información mantenida por la Unidad Terminal Remota Principal
1.2.3.- SISTEMA DE SUPERVISIÓN
Según Díaz (1995, p.18), un sistema de supervisión es el encargado de
analizar una determinada situación, a través de una serie de premisas para
llegar a una o varias conclusiones relacionado con el estado de dicho
análisis.
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Dentro de los sistemas de supervisión, se encuentra como herramienta
fundamental el sistema de control, así como todo lo referente a él.
1.2.4.- SISTEMAS DE CONTROL
Según Barrios, Levin (1996, p.33), un sistema de control es una
combinación de componentes, instrumentos de campos y de control, que
actúan conjuntamente de acuerdo a un diseño previo y cumplen el objeto de
controlar un proceso, de acuerdo a reglas y criterios preestablecidos. Esto se
logra controlando una o varias variables de salida de una manera ya
establecida, mediante la(s) señal(es) de acción, a través de los elementos
del sistema de control.
El dominio de un sistema de control, abarca todas las labores
humanas, desde el simple sistema de mantenimiento de nivel de un
reservorio de agua hasta los “mega sistemas” que conforman el control de
una planta generadora de energía eléctrica.
Los sistemas de control pueden clasificarse de diversos modos entre
ellos tenemos:
1.2.4.1.- SISTEMA DE CONTROL DE LAZO ABIERTO
Los sistemas de control en los cuales la salida no tiene efecto sobre la
acción de control, se denominan sistema de control de lazo abierto. Es decir,
en un sistema de control de lazo abierto la salida ni se mide ni sé
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retroalimenta para compararla con la entrada. Por tanto, para cada entrada
de referencia corresponde una condición de operación fija.
1.2.4.2.- SISTEMA DE CONTROL DE LAZO CERRADO
La característica distintiva de un sistema de control de lazo cerrado es
una comparación entre el valor deseado de alguna variable de sistema y el
valor físico real de esa variable. La diferencia entre eso dos valores se
denomina error. El término lazo cerrado implica el uso de acción
retroalimentaria para reducir el error del sistema.
En síntesis estos sistemas de control tienen la habilidad para tomar
automáticamente una hacino para corregir cualquier diferencia entre el valor
real y el valor deseado si importar porque ocurre la diferencia.
1.2.5.- SISTEMA DE DIAGNÓSTICO
Un sistema de diagnóstico, es aquel sistema que tiene como función
mostrar o informar la situación actual del proceso, indicando así si este se
encuentra o no en un buen funcionamiento o si sé esta trabajando en un
nivel óptimo.
Actualmente PDVSA cuenta con una gran gama de sistemas para el
diagnóstico de sus procesos, pero específicamente en el área de los pozos
con levantamiento artificial por gas L.A.G el diagnóstico empleado es el
SEDILAG.
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El SEDILAG es un sistema experto para el diagnóstico de pozos con
levantamiento artificial por gas. El SEDILAG fue hecho para ser corrido en
pozos que pueden inicializarse bajo las reglas del Sistema Manejador de
Situaciones Anormales (ASMS) o por corrido de horario diario o por el modo
de fuera de línea, para optimizar la ingeniería.
Al igual que el SEDILAG, el sistema que se desea desarrollar,
diagnóstica el funcionamiento de los pozos con levantamiento artificial por
gas y es constituido por patrones preestablecidos que identifican las
situaciones existentes en los pozos, siendo esta la diferencia que lo
particulariza no sólo del SEDILAG sino del resto de los sistemas existentes
en la empresa.
2.- SISTEMA SCADA
Un sistema SCADA (Supervisory Control and Data Adquisition) es un
sistema de adquisición de datos y control supervisorio cuyo propósito general
es el de adquirir información y procesarla en tiempo real, permitiendo al
usuario solicitar, desplegar, observar y controlar información concerniente a
los procesos que supervisa. Ver figura 7.
Según Boscán, Ringo y Sánchez, Mariana (1996,p.17), es un sistema
computarizado, capaz de monitorear o supervisar las condiciones de las
variables más importantes de un proceso o conjunto de instalaciones
localizadas en diversas áreas geográficas, presentando de manera adecuada
información importante para la supervisión y la toma de decisiones por partes
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de uno o varios operadores en un centro de control, en el cual pueden
realizarse operaciones para modificar el estado de dicho proceso o
instalaciones.
Con el acceso en tiempo real, los sistemas SCADA encuentran su
aplicación no sólo para adquisición campos de datos, sino también factores
normalmente fuera de alcance y control del operador, la optimización del
proceso se puede convertir en un procedimiento estándar, en lugar de
emplearlo como un recurso esporádico. En un sistema de supervisión,
existen tres tareas críticas a ejecutarse:
ü Recolección periódica, procesamiento y monitoreo del sistema a
controlar.
ü Control remoto de dispositivos y reemplazo de valores en la base
de datos para el sistema.
ü Presentación de alarmas y despliegues en el comportamiento del
sistema de operadores.
FIGURA 7. Sistema Scada. Fuente: www.pipe-line.com (2001)
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2.1.- ELEMENTOS DE UN SISTEMA SCADA
2.1.1.-UNIDAD MAESTRA
La Unidad Maestra de un sistema SCADA normalmente esta
conformada por un sistema redundante, compuesto por dos computadoras,
donde uno de ellos opera como maestra y el otro como respaldo.
Las maestras de respaldo mantiene energizada y debe contar con la
información de las bases de datos, despliegues, cargas, entre otros,
actualizados.
Esto permite asumir el completo control del sistema al ocurrir una falla
en la maestra en línea. Este tipo de configuración permite maximizar la
disponibilidad y confiabilidad del sistema
La Unidad Maestra de interfases inteligente entre el operador y el
proceso o la planta a supervisar y controlar. Tiene la tarea de comunicarse
con las unidades remotas, ubicadas en sitios distantes y el procesamiento de
la información suministrada por estas. Es decir, la unidad maestra procesa la
información (datos) del campo proveniente de sensores remotos. Procesa
esta data para ser desplegada en las estaciones de trabajo y produce
mensajes en la impresora. Además, convierte las entradas (comandos)
efectuados por el operador, en los teclados, a data que es transferida a
través de líneas de comunicación a los controladores y finalmente al equipo a
ser controlado.
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2.1.2.- UNIDAD TERMINAL REMOTA (RTU)
Es la que se encarga de recoger información (presión, flujo,
temperatura, condiciones generales de la estación, equipos como cargadores
de baterías, entre otros) desde el lugar de instalación donde será procesada.
Tiene la capacidad de procesamiento y toma de decisiones, para luego
transmitirlo a la sala de control.
La RTU puede ser pasiva, cuando solo las señales recibidas por los
instrumentos y transductores de la sala de control, es decir, sin agregar y sin
reducir datos; y puede ser inteligente (controlador), cuando es pasiva y
además, es programable y tiene la capacidad de manipular las señales para
controlar los procesos requeridos.
2.2.- FUNCIONES DE LOS SISTEMAS SCADA
Las funciones principales de los sistemas SCADA son las siguientes:
ü Supervisora: consiste en la revisión continua de las variables del
proceso (presión, flujo, nivel, etc.) y la indicación de cambios de estado,
eventos, alarmas, paros en los equipos y condiciones del proceso. Esta
función sirve de soporte al operador de la sala de control en el momento de
la toma de decisiones, el cual requiere de la operación dos etapas: selección
y control, para garantizar que el operador no tome acciones equivocadas.
ü Control: mediante esta función el sistema SCADA, conjuntamente
con el operador, efectúa el control del proceso de la estación o de la planta.
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En el control automático, la unidad maestra (MTU) o la unidad terminal
remota (RTU) toma alguna acción sobre un equipo o proceso de acuerdo al
contenido del programa preestablecido para la operación óptima de ese
equipo o proceso. En el control manual, la MTU o la RTU ejecutará la acción
que en forma manual introduzca el operador desde la sala de control.
ü Adquisición de Datos: mediante esta función el sistema SCADA
se encarga de recolectar la información proveniente de campo a intervalos
predeterminados de tiempo y de esta manera poder efectuar cálculos y
tratamientos especiales de esta, que luego son procesados en primer lugar
por la RTU y luego trasmitida por la MTU para su manipulación.
El sistema SCADA ofrece un control de supervisión centralizado que permite:
ü Detención oportuna de condiciones anormales de operación.
ü Control y optimización del flujo de las operaciones.
ü Acción correctiva supervisada, efectiva y rápida.
ü Seguimiento y análisis automático de operaciones y mantenimiento
preventivo.
Estos sistemas se seleccionan dependiendo de las necesidades del
usuario final, pueden variar desde equipos sencillos, compuestos por simples
tarjetas interfaces encargadas de transformar la señal proveniente de los
sensores, en una señal capaz de ser interpretada o leída por cualquier
equipo ( RTU, PLC u otros), que permita almacenar la información.
Se caracterizan por ser robustos, confiables y capaces de operar de
forma autónoma. Para garantizar su confiabilidad sus componentes
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electrónicos, incluyendo su fuente de alimentación, deben estar calificados
para operar a altas temperaturas, dependiendo de las condiciones
ambientales a las que puedan ser expuestos.
Deben ser capaces de manejar interfaces estándares de comunicación
como protocolos de comunicación, RTU u otros, según sea los
requerimientos de los usuarios. El software de estos equipos de adquisión de
datos debe ser abierto para, poder cumplir con las exigencias de
comunicación de los sistemas existentes.
2.3.- PARÁMETROS A CONSIDERAR PARA LOS SISTEMAS DE
ADQUISICIÓN DE DATOS
ü Protocolo de Comunicación.
ü Puerto de Comunicación.
ü Velocidad de Transmisión.
ü Capacidad de Almacenamiento Local.
ü Tensión de Operación.
ü Certificación de Área.
3.- CONTROLADOR LÓGICO PROGRAMABLE (PLC)
Este es la base del sistema de control y puede ser considerado como un
computador industrial en el cual se pueden programar las funciones que se
desean ejecutar automáticamente en la estación. El PLC como se muestra
en la Figura 8, es un elemento que maneja todas las entradas y salidas del
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proceso, por lo que a el se cablean los dispositivos de campo que generan
señales, tanto binarias (interruptores, switches, entre otros) como analógicas
(presión, flujos, entre otros) así como las salidas a otros elementos de la
estación (arrancadores de bombas, luces, solenoides, entre otros) lo que
permite concentrar la información del proceso y emitir las acciones de control
según se programe. Además de las funciones de control, el PLC también
realiza cálculos y maneja las comunicaciones con otros equipos. En
consecuencia, el PLC no esta siendo utilizado sólo como equipo de control,
sino también de cálculo, concentrador de información y director de
comunicación, ver anexo 3.
FIGURA 8. PLC. Fuente: Arcaya y González (2001)
4.- SENSORES
Los sensores o traductores son aquellos dispositivos que proporcional
una salida útil en respuesta a un mesurando especifico. El mesurando es una
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cantidad, propiedad o condición física que se mide y la salida es la cantidad
eléctrica producida por un sensor en función del mesurando especifico.
Los sensores e instrumentos instalados en el campo miden, interpretan y
ejecutan una acción de control final sobre las variables de proceso de la
estación (presión, flujo, nivel y temperatura).
Los transmisores son sensores que miden las variables de procesos y
envían señales normalizadas compatibles a las entradas del PLC. En el PLC
se recuperan nuevamente el valor real de dichas variables mediante un
escalamiento (multiplicación por factores de calibración).
Los parámetros a ser monitoreados por el sistema son medidos y
transformados por diferentes tipos de sensores. El tipo de sensor es
determinado por el proceso o medio de monitoreo. Pueden ser análogos o
digitales según el proceso de condición. La señal de salida de los sensores
es suministrada a la RTU en donde es convertida al tipo de señal requerida
por la unidad maestra para su procesamiento.
5.- POZOS
Es el lugar donde se perfora en un yacimiento para extraer una tasa de
producción óptima de fluido, hasta la superficie bajo un esquema de
producción natural o artificial, como se muestra en la Figura 9.
CAPÍTULO II
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FIGURA 9. Pozo. Fuente: Ocando, David (2000)
5.1.- POZOS OBSERVADOR
Pozo dedicado para medición y supervisión de parámetros y actividades
de subsuelo que permite: el monitoreo o la auditoría contínua del proceso o
plan de explotación, reorientado o fortaleciendo las acciones en la dirección
adecuada a medida que el mismo se desarrolla, a través de la supervisión y
análisis de todas aquellas variables consideradas claves para estudiar y
evaluar yacimientos.
A través de este pozo se pueden observar las variables que nos permiten
caracterizar al yacimiento, como presión de formación, perfil de temperatura
y resistividad. Este requerimiento surge de la necesidad de datos de alta
calidad, para el modelamiento del yacimiento y un mejor análisis de la
permeabilidad de la formación
CAPÍTULO II
42
5.2.- POZOS PRODUCTORES
Las actividades de la industria petrólera comienzan con la exploración,
que es el conjunto de tareas de campo y oficina cuyo objetivo consiste en
descubrir nuevos depósitos de hidrocarburos o nuevas extensiones de los
existentes. Todas las compañías petróleras del mundo destinan una parte
importante de sus recursos técnicos y económicos a esta actividad, con
miras a incrementar sus reservas.
En 1920 aparecieron en la industría del petróleo los métodos geofísicos
de exploración, técnicas que pueden determinar las condiciones de las capas
profundas del subsuelo mediante la medición de las propiedades físicas de
las rocas, desde la superficie o bien dentro de los pozos que se perforan.
Estos métodos han demostrado ser sumamente valiosos para la búsqueda
del hidrocarburo. Sus resultados, interpretados adecuadamente con criterios
geológicos, han dado lugar al descubrimiento de casi 80 por ciento de las
reservas actuales del mundo.
La exploración petrólera en nuestros días puede dividirse en varias
etapas:
a) Trabajos de reconocimiento.
b) Trabajos de detalle.
c) Estudios para la localización de pozos exploratorios.
d) Análisis de los resultados obtenidos para programar la perforación
de nuevos pozos.
CAPÍTULO II
43
Con base en los descubrimientos logrados por los trabajos de
exploración, empiezan las actividades de explotación que desarrollan los
campos petroleros. Una vez que se ha aprobado la localización de un pozo
se construye el camino de acceso, se transportan los materiales y el equipo y
se inicia la perforación.
Los pozos usados para la producción, como en los campos tradicionales,
los cuales son equipados con sensores para la medición de variables. Estos
pozos permiten recuperar el petróleo adicional con la utilización de nuevas
tecnologías de producción, tales como:
ü Producción conjunta de diferentes arenas
ü Facturamiento de pozos
ü Levantamiento de Gas Lift
ü Optimización de producción con técnicas I/A
ü Estimulación a través de diferentes técnicas: Gas, Agua, ASP,
Químicos, Nitrógeno, Bacterias, entre otros
Los pozos productores de petróleo se clasifican en fluyentes y de
producción artificial o bombeo.
5.2.1.- POZOS FLUYENTES
Son aquellos en los que el aceite surge del yacimiento al exterior por
energía natural, que puede ser de empuje hidráulico o de gas.
CAPÍTULO II
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5.2.2.- POZO DE PRODUCCIÓN ARTIFICIAL O BOMBEO
Son aquellos en los que se aplica un sistema de explotación cuando la
presión no es suficiente para que el petróleo fluya hasta la superficie.
Según su objetivo y función, los pozos se clasifican en exploratorios
(incluyen pozos de sondeo estratigráfico) y de desarrollo (incluyen pozos de
inyección). Según su grado de terminación los pozos se clasifican como
perforados o terminados.
5.2.2.1- POZOS PERFORADOS
Pozos cuya perforación con la barrena ha sido concluida y cuentan
con tubería de ademe o revestimiento ya cementada, pero que todavía no
han sido sometidos a las operaciones subsecuentes que permitan la
producción de hidrocarburos.
5.2.2.2- POZOS TERMINADOS
Pozos perforados en los que ya se han efectuado las operaciones de
terminación, tales como: instalación de tubería de producción; disparos a la
tubería de revestimiento para horadarla y permitir la comunicación entre el
interior del pozo y la roca almacenadora; y limpieza y estimulación de la
propia roca para propiciar el flujo de hidrocarburos.
Actualmente, cuando un pozo deja de fluir se le aplican técnicas de
explotación artificial como el bombeo neumático, mecánico, hidráulico y
CAPÍTULO II
45
eléctrico. El sistema de recuperación secundaria de inyectar al yacimiento
gas o agua químicamente tratada, ha demostrado que puede aumentar
considerablemente la recuperación.
5.3.- POZO INYECTOR
Pozo dedicado a inyectar para incrementar las presiones del yacimiento.
A través de estos pozos se pueden evaluar los distintos tipos de inyección
que variaran según el yacimiento que se desea estimular, para incrementar
el recobro de petróleo adicional por efecto de la mejora en la eficiencia del
barrido.
6.- METODO DE PRODUCCIÓN
Al inicio de la vida productiva de un pozo de petróleo, el mismo fluye de
forma natural, por cierto período de tiempo, gracias a las grandes presiones
a las que esta siendo sometido en el yacimiento. Cuando la presión
desciende hasta niveles en los cuales es imposible que el crudo pueda llegar
a la superficie o el caudal producido es inaceptable desde el punto de vista
económico, es imprescindible emplear otros métodos para seguir explotando
dicho pozo. Se recurre entonces, a los Métodos de Producción por
Levantamiento Artificial.
Este proceso comprende el recorrido de los fluidos desde el radio externo
del drenaje en el yacimiento hasta el separador de producción en la estación
de flujo. El sistema de producción esta compuesto de cuatros módulos
CAPÍTULO II
46
principales: Yacimiento, Completación, Pozo y Línea de Flujo en la
superficie.
La completación será particular en función del Método de Levantamiento
artificial elegido. De esta forma los métodos principales de producción
pueden clasificarse en: Flujo Natural y Levantamiento Artificial.
6.1.- FLUJO NATURAL
Se produce por flujo natural cuando la energía del yacimiento permite
que los fluidos que contiene fluyan hacia el pozo y desde allí emerjan hasta
la superficie, sin la necesidad de la utilización de ningún dispositivo. La
energía es suministrada por: el gas, el empuje del agua, y otros efectos.
Este tipo de método de producción ocurre en la primera etapa de la vida
productiva de un pozo, o luego de la aplicación de algún sistema de
recuperación secundaria. El flujo natural es el método de producción menos
costoso, por lo tanto se debe mantener esta forma de producción el mayor
tiempo posible.
6.2.- LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL
Se puede relacionar a dos áreas los métodos de Levantamiento Artificial
para la extracción del crudo: aquellos que requieren que sea inyectado gas,
con el fin de aligerar la columna de fluido en la tubería de producción, y los
que emplean bombas de subsuelo para elevar la diferencia de presión entre
CAPÍTULO II
47
el fondo del pozo y la superficie. De esta manera los principales métodos
encontrados en la actualidad son:
ü Por Gas
ü Por Bombeo
6.2.1.- METODO DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR GAS: El
levantamiento artificial por gas (LAG) o Gas Lift es un método que consiste
en inyectar gas a alta presión en la columna de fluido de producción, con el
objeto de disminuir la densidad del fluido circulante, reduciéndose así el
peso de la columna hidrostática sobre la formación. De esta manera se
obtiene una diferencia de presión entre el yacimiento y el pozo, lo cual
permite que el pozo fluya adecuadamente.
Este tipo de método de extracción se puede producir tanto por el espacio
anular comprendido entre la tubería y el revestidor, como por la tubería. En el
caso de producir por el espacio anular, el gas se inyecta por la sarta de
tubería y la producción se lleva a cabo por el espacio anular. Si la producción
se lleva a cabo por la tubería, el gas se inyecta por el espacio anular y la
producción se realiza por la sarta de tubería.
Existen básicamente dos tipos de levantamiento artificial por gas,
denominados flujo continuo y flujo intermitente.
CAPÍTULO II
48
6.2.2.- FLUJO CONTÍNUO: Es muy similar al flujo natural, consiste en
inyectar contínuamente gas a la columna de fluido para lograr disminuir su
densidad y así incrementar la diferencia de presión entre el fondo del pozo y
el yacimiento, como se muestra en la Figura 10.
FIGURA 10. Flujo Continuo. Fuente: Mora, Jorge Luis (1999).
6.2.3.- FLUJO INTERMITENTE: Este método se usa en pozos, donde
las tasas de producción son bajas o la presión de yacimiento es
relativamente pequeña. Esta operación consiste en inyectar a la tubería, gas
a alta presión. Esto se hace con el fin de impulsar hasta la superficie a un
tapón de líquido, el cual se encuentra por encima del nivel de inyección. El
proceso requiere de tasas de inyección de gas con alto caudal con el fin de
disminuir las pérdidas por la caída del liquido del tapón (resbalamiento), Ver
Figura 11.
CAPÍTULO II
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FIGURA 11. Flujo Intermitente. Fuente: Mora, Jorge Luis (1999)
7.- ESTACIONES DE FLUJOS
Las estaciones de flujo, como se observa en la Figura 12, son
instalaciones donde se recolecta y mide la producción multífasica de líneas
provenientes de los múltiples de producción o directamente de los pozos, se
establece la separación gas-líquido de dicha producción, se inicia el
tratamiento químico para la deshidratación del crudo, y se en ruta los fluidos
separados hacia los patios de tanques y plantas compresoras. Estas
instalaciones estas constituidas básicamente por equipos mayores con el
diseño y apariencia similar, el número de estos equipos varia dependiendo
del número de etapas y presiones de separación, la ubicación geográfica
donde se encuentra y la necesidad de dosificar aditivos químicos.
CAPÍTULO II
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Una estación de flujo consta de separadores de producción general,
separadores de prueba de depuradores, tanque de almacenamiento
transitorio bacteria de bomba, tanque de silicona y tanque de gasoil, entre
otros
FIGURA 12. Estación De Flujo. Fuente: Arcaya y González (2001)
8.- SEPARADORES DE PRUEBAS
Un separador es un recipiente a presión que se utiliza con el propósito de
separar el fluido bifásico de los pozos en sus componentes gaseosos y
líquidos. Ver Figura 13.
En los separadores de pruebas se miden los volúmenes de líquido y gas
asociados a cada pozo. Estos equipos disponen de dos cámaras, superior e
inferior, unidos mediante una válvula. En la cámara superior se separan el
gas del líquido, y en la cámara inferior se descarga el líquido hacia la línea
CAPÍTULO II
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que lo transporta a los tanques de almacenamiento. Para determinar el
volumen de líquidos asociados al pozo en prueba, se cuenta con un sistema
de control de nivel limitado por dos interruptores neumáticos que establece
un ciclo de llenado y vaciado de la cámara inferior, cuyo volumen es
conocido, de esta manera el volumen total se calcula contando el numero de
vaciados o golpes ejecutados durante la prueba, ver anexo 4.
La prueba se hace con la finalidad de medir la cantidad de crudo-gas que
esta produciendo el pozo. El numero de separadores de prueba se determina
en función de la capacidad de la estación y el número de prueba mínimas por
pozo según el Ministerio de Energía y Minas (aceptable por pozo una prueba
de 8 horas al mes)
FIGURA 13. Separador De Prueba. Fuente: Manual de Operaciones de
Estaciones de Flujo Automatizada (1997)
CAPÍTULO II
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C.- DEFINICIÓN DE TERMINOS BASICOS
Automatizar: Convertir ciertos movimientos corporales en movimientos
automáticos o indeliberados. Se aplica la automática a un proceso, a un
dispositivo, entre otros. (Ingenieros Consultores y Asociados C.A. (Iconsa
C.A.).
Campo: Área donde hay varios pozos petroleros productores.
Control: Significa medir el valor de la variable controlada del sistema, y
aplicar al sistema la variable manipulada para corregir o limitar la desviación
del valor medido, respecto al valor deseado. (Ogata, 1993, p.2).
Crudo: El petróleo en su estado natural.
Estaciones De Flujo: Es un centro donde se recoge petróleo y gas para su
separación y luego enviarlo a diferentes lugares como tanque de
almacenamiento y planta de gas. Morles, J. (1991).
Exploración: Ciencia para buscar el petróleo.
Flujo Natural: Energía suficiente acumulada en la formación como para
levantar el crudo a la superficie.
Flujo: El flujo puede ser definido como el movimiento de un fluido, otro
concepto importante es la tasa de flujo, el cual no es más que la cantidad de
fluido que pasa por un punto por unidad de tiempo (Mataix, C. p.20, 1975).
Gas Lift: Es un método secundario de producción de fluidos de un pozo
mediante la inyección de gas de alta presión, para aligerar la columna
hidrostática en las tuberías.
CAPÍTULO II
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Levantamiento Artificial: La aplicación de energía por una fuente externa
para levantar el fluido desde un pozo.
Medidas de Producción: Consiste en determinar la cantidad de crudo
aportada por los pozos, y regularmente se expresa en barriles de petróleo
por día. (Prado y Mariño, 1.990, p.10).
Monitoreo: Es observar y actualizar data de una manera continua de las
variables de trabajo. ( Mora, E. 1998).
Optimización: Buscar la mejor manera de ejecutar una actividad.
(Diccionario Enciclopédico Pequeño Larousse, 1.992).
Patrón: Es una unidad de referencia con características o formas que
representan ciertas variables en función del tiempo (Ing. Vivas, Rafael,
2.001).
Petróleo: Líquido oleoso bituminoso de origen natural compuesto por
diferentes sustancias orgánicas. También recibe los nombres de petróleo
Crudo, Crudo Petrolífero o simplemente “Crudo”. (Enciclopedia Microsoft
Encarta, 2.001).
Pozo: Hueco profundo que se abre para buscar y producir petróleo.
Presión Línea de Producción: Es la presión del fluido que se toma cuando
pasa a través de la línea de producción hacia la estación ( Chiriti, K. 1998)
Presión: Es una de las variables más comunes que se pueden encontrar en
un proceso industrial. Quizás, la variable más importante, ya que por medio
de ella podemos medir y/o controlar otras variables del proceso de una
manera sencilla sin necesitar equipos especiales. (Mataix, C. p.10, 1975).
CAPÍTULO II
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Proceso: Es el elemento esencial de un lazo de control y comprende las
funciones colectivas ejecutadas en y por el equipo en el cual la variable debe
ser medida y controlada. Es una secuencia sistemática de operaciones para
producir un resultado especifico. (CEPET, 1995 desarrollo de Instrumentista
p. 05)
Reconocimiento de Patrones: Su objetivo es la detección automática de
patrones específicos sobre un conjunto arbitrario de elemento; incluye el
reconocimiento de patrones visuales, acústicos y patrones simbólicos. Los
reconocedores de patrones clasifican las imágenes emparejándolas con un
conjunto limitado de alternativas, tales como letras del alfabeto en el caso de
los sistemas de reconocimiento de caracteres óptimos. (Signya, Sánchez,
1.995, p.20).
Separador: Equipo que permite la separación crudo / gas en la estación de
flujo
Sistema de Control: Es una interconexión de componentes que forman una
configuración del sistema que proporcionará una respuesta deseada del
sistema. (Ogata, 1.993, p.4).
Sistema de Lazo Abierto: Son sistemas de control donde la salida no tiene
efecto sobre la acción de control. (Ogata, 1.993, p.4).
Sistema de Lazo Cerrado: Es aquel que tiende a mantener una relación
prescrita de una variable del sistema con otro, comparando funciones de
estas variables y usando las diferencias como medio de control. (Ogata,
1.993, p.5).
CAPÍTULO II
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Sistema: Conjunto de componentes que interactúan entre sí para lograr un
objetivo común. (Jonás Montilva, 1.990, p.63).
Tiempo Real: Es el tiempo mínimo de respuesta que tarda un sistema en dar
salida a una información requerida por el usuario. (Boscán y Sánchez, 1.996,
p.85).
Transductor: Es un dispositivo que tiene la capacidad de convertir una señal
analógica/digital y de digital/analógica. (Boscán y Sánchez, 1.996, p.85).
Tubo de Producción o Eductor: Su nombre en ingles es “TUBING”. Es por
donde el pozo extrae la producción. En casos especiales el revestidor hace
las veces de eductor, como en el caso de tener alta relación de gas, pero no
se debe producir en exceso para evitar perder la energía natural del pozo.
(Ing. El Chiriti, Kamal, 2.001).
Yacimiento: Sitio donde se encuentra el petróleo. Acumulación de crudo en
el subsuelo. Es una unidad geológica de volumen limitado, porosa y
permeable, capaz de contener hidrocarburos líquidos y gaseosos.
D.- SISTEMA DE VARIABLES
DEFINICIÓN CONCEPTUAL
En esta investigación se manejan dos variables de interés:
ü Sistema de Monitoreo
ü Pozos Productores de Petróleo
CAPÍTULO II
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SISTEMA DE MONITOREO
ü DEFINICIÓN CONCEPTUAL
Es un conjunto de elementos interrelacionados entre si para lograr un
objetivo y este es utilizado para medir continuamente a intervalos una
condición que debe mantenerse dentro de limites preestablecidos, tales
como una cantidad de variable en un sistema de control automático de un
procesos. (Diccionarios de Términos Científicos y Técnicos p. 1351, 1981).
ü DEFINICIÓN OPERACIONAL
Un sistema de monitoreo es aquel que permite la observación de la
magnitud de las variables de un proceso de una manera continua
permitiendo su visualización inmediata.
Esto permite tomar las medidas correctivas necesarias si se presentan
anomalías (un aumento o disminución) en el tiempo de la producción.
POZOS PRODUCTORES
ü DEFINICIÓN CONCEPTUAL
Es un hoyo que permite la comunicación entre el sub-suelo y la superficie
a través del cual fluye determinado hidrocarburo. Ing. Bracho, Annette
(1999).
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ü DEFINICIÓN OPERACIONAL
Son aquellos pozos que están en capacidad de producir petróleo de
acuerdo a los diferentes métodos de extracción, el método natural o por
levantamiento artificial.