4.5 Estudio de las Normas para la medición Automática de ...

4.5 Estudio de las Normas para la medición Automática de Hidrocarburos

Los equipos de medición automática para poder ser seleccionados deberán

ajustarse a un conjunto de Normas Técnicas, por ello fue necesario realizar un estudio

minucioso de cada una de las normas que utiliza el Ministerio de Energía y Petróleo

para la fiscalización de hidrocarburos líquidos, y así determinar que consideraciones

deben ser tomadas en el momento de seleccionar los equipos. [1]

Requerimientos de las Normas para la Fiscalización de Hidrocarburos

considerados durante el estudio

Los puntos de medición deben garantizar la calidad de las mediciones. De allí que

los puntos de fiscalización deben estar lo más cerca posible a los pozos (petróleo

producido), y lo más cerca posible a los sitios de entrega (venta).

Utilizar una tecnología de medición adecuada que responda a la exigencia de la

calidad fiscal requerida

La tecnología de medición debe permitir obtener niveles de incertidumbre

mínimos adecuados para la medición fiscal.

El sistema de medición debe tener al menos:

Un elemento primario.

Una parte instrumental.

Un sistema de cálculo de volúmenes netos confiable y auditables por el

Ministerio de Energía y Petróleo.

Incertidumbre en la medición. Para todos los casos se deberán usar productos de

marcas reconocidas y de uso común dentro de la industria.

58

Variable de medición N ón ivel de precisión Tecnología de medici

Medidor de presión p

Medidor tipo diafragma (± 0.02%) de la resión max. De

calibración Medidor del contenido de

le e

agua

(± 0.2%) de la ctura max. Decalibración.

Medidores de absorción d

energía de ultima tecnología

Medidor de temperatura (± 0.02% ºC) es de temperatura MedidorRTD’S

Medidor de densidad (± 0.1%) de medición por Principio vibración

Sistem estras R d muestras tipo línea o a de tomamu

automático

epetibilida

(± 0.5%)

Toma

lazo

Probadores dición en

línea

(± 0.02%)

direccional o

de me Para la calibración/certificación

del medidor de flujo se utilizaran probadores conven-cionales (unibidireccional)

Las gravedades API serán compensadas por el contenido de agua y sedimentos del líquido edido, es decir con base seca. m

Tabla 11. Requerimientos Ministerio de Energía y

Petróleo para la Medición

medición automático exigidas por las Normas Técnicas de Hidrocarburos

Líquidos.

de las Normas Técnicas del

En la tabla 11 se muestran los niveles de precisión y el tipo de tecnología que se

debe de tener presente para la selección de cada uno de los equipos que conforman el

sistema de

Para los medidores de presión establece que sea tipo diafragma el cual posee

una teoría de operación basada en un elemento sensor de capacitancia variable,

donde la capacitancia diferencial entre el diafragma sensor y las placas capacitoras es

convertida electrónicamente en una señal de dos hilos de 4-20 mA dc., con una

59

repetibilidad de mas o menos dos centésimas con respecto al valor patrón, el cual es

determinado en el momento de la calibración del transmisor a través del promedio de

una serie de pruebas.

de alta frecuencia superpuestas en el lazo de

de más o menos dos centésimas por

2%) con respecto al valor patrón.

s una

iento (± 0,1 %). Se deberán usar productos de marcas reconocidas.

positivos de manejo y mezclado de

corriente donde la velocidad lineal del fluido a través de la abertura de la cánula

Para los transmisores de temperatura deben de estar basados en dispositivos

térmicos resistivos (RTD’S), ya que son elementos que cambian su resistencia

eléctrica con la temperatura en una forma muy precisa; el funcionamiento de estos

dispositivos debe basarse en un microprocesador, el cual recibe la señal del sensor y

lo transmite a la RTU o PLC (Pág. 139, Anexo 5), su comunicación puede ser a

través, del protocolo HART con la interface inteligente, el cual emplea una técnica

que utiliza señales de comunicación

corriente del transmisor de 4-20 mA.

El factor del medidor vendrá dado por el valor promedio de cinco (5) mediciones

consecutivas que presenten una repetibilidad

ciento ( + 0,0

Los medidores de densidad utilizarán equipos con principio de medición por

vibración de última tecnología, estos deben poseer un sensor conectado al transmisor

de flujo basado en un microprocesador, que convierte las señales de bajo nivel desde

el sensor a salidas de 4-20mA y frecuencia. La señal deberá ser considerada para

transmisor una densidad o una rata de fluido y con precisión de más o meno

décima por c

El sistema de tomamuestras automático, consiste en un acondicionador de

corrientes, un tomamuestras automático y los dis

la mezcla previo al análisis de laboratorio.

El tomamuestras automático es el dispositivo utilizado para extraer la muestra

representativa del líquido que fluye por la tubería. Normalmente esta compuesto por:

un extractor de muestras del tipo isocinético, el cual toma una muestra en una

60

tomamuestras es igual a la velocidad lineal dentro de la tubería y en la misma

dirección del fluido.

Un controlador de muestreo, el cual se encargara de hacer que el muestreo sea

proporcional (durante todo el periodo de muestreo) a la razón de flujo de líquido en la

tubería.

Y un recipiente recolector de muestras, recipiente en el cual las muestras son

recolectadas.

Metodología de calibración. La metodología de calibración de los equipos utilizados

son:

Medidor de presión, por peso muerto.

Medidor de temperatura, verificación de continuidad.

Medidor de corte de agua, por muestra con análisis en laboratorio

utilizando el método de destilación.

4.6 Estudio de los Medidores Automáticos de flujo en línea utilizados

actualmente en la Industria Petrolera que presente mayor precisión y

permitan la transferencia de custodia

Actualmente la industria petrolera emplea innumerables equipos de medición

de líquidos, pero no todos cuentan con los mismos niveles de precisión, por ello es

necesario el estudio de las características de cada una de las tecnologías empleadas a

la fecha y con ello seleccionar el mejor o bien el que cumpla con los requerimientos

exigidos por el Ministerio de Energía y Petróleo. (Anexo 1)

61

Tecnologías empleadas para la medición de flujo

Tecnología de medición Especificación

Placa Orificio - Rangoabilidad: 3:1

- Precisión: +/-0.6%

- Repetibilidad: +/- 0.02%

Turbina de medición - Precisión: +/-0.25%

- Repetibilidad: +/- 0.02%

Ultrasónico - Rangoabilidad 20:1

- Precisión: 1-5%

Coriolis

- Precisión de Medición de Flujo

(Líquidos/Gases)

Líquidos: + 0.05% del flujo

- Precisión de Medición de

Densidad (Líquidos) +0.0002 g/cc

- Modelos & Tamaños Nominales

- CMF010, 025, 050, 100, 200,

300, 400 (1/8” to 6”)

- Materiales de Construcción

316L SS, 304L SS & Nickel Alloy

- Límites de Temperatura

-400 to 800 oF (-240 to 427 oC)

Límite de Presión 1450 psi (100 Bar)

PD Meter

- Precisión Especificada: + 0.25%

sobre líquido y + 1% sobre gas

- Rangeabilidad con esta

de precisión 10:1

Tabla 12. Características Principales de los Medidores de Flujo Empleados en la

Industria Petrolera

62

Según la tabla anterior se observa que la tecnología de medición que se ajusta a

las especificaciones de proceso de las diferentes estaciones de flujo y a las normas

técnicas del Ministerio de Energía y Petróleo, es la tecnología Coriolis, ya que ofrece

los niveles de precisión e incertidumbre requeridos, además requieren de poco

mantenimiento y no poseen parte móviles, por otra parte la empresa encargada de

suministrar los equipos actualmente se encuentra en convenio con PDVSA,

facilitando la adquisición de los mismos en el tiempo estipulado.

De igual manera podemos observar en la tabla que los medidores ultrasónicos

también ofrecen precisión, además no poseen partes móviles, por lo tanto no

requieren de mantenimiento constante, sin embargo presentan problemas para medir

caudales pequeños y también cuando se tienen diferencias de densidad. Por otra parte

son equipos bastante costosos y actualmente no se tienen ningún equipo instalado

para la transferencia de custodia, dentro de la industria petrolera.

Los PD Meter, las turbinas de medición y las placas orificio, son equipos que

poseen muchas partes mecánicas y por lo tanto requieren de mantenimiento

constante, y alguno de ellos son bastantes costosos, sin embargo para otras

aplicaciones son privilegiados.

4.7 Diseño del Sistema de Medición: Medidores de Flujo Másico y Dispositivos

Tomamuestras Automático en los puntos de medición ya elegidos en cada

una de la Estaciones de Flujo bajo estudio

Descripción General del Sistema de Medición de la Propuesta

El sistema de medición estará compuesto por un juego de tuberías (Fig. 12) en

cuyo primer tramo se dispondrán los diferentes elementos de medición que miden las

condiciones de presión y temperatura del líquido en cuestión. El flujo así como la

63

densidad de la mezcla, será medida por un elemento de medición tipo coriolis, este es

conectado al transmisor de flujo 2700 [13], que se encarga de enviar las señales del

flujo másico o volumétrico y de densidad a la sala de control. De la misma forma se

podrá contabilizar el contenido porcentual del agua a través de un tomamuestras

automático (Anexo 3), que contará primeramente con un mezclador estático, para dar

homogeneidad al líquido, una probeta la cual tomará una muestra representativa de

la mezcla que posteriormente será enviada a unas cántaras encargadas de recolectar la

muestra por 24 horas, para finalmente ser analizadas.

El diseño del sistema de medición deberá contar con ciertos arreglos mecánicos

en las tuberías y adecuar el lazo de la tubería según los requerimientos para un

sistema de medición idóneo a las necesidades del Ministerio de Energía y Petróleo.

En esta obra se contempla la fabricación de trabajos mecánicos tales como: by-pass

para la calibración cero (0) del medidor de flujo coriolis (garantizando la medición

del crudo), instalación válvulas de bloqueo tipo compuerta y válvulas de doble

bloqueo y purga tipo tapón (para garantizar el cierre hermético de la válvula

verificando que no halla paso de fluido) así como también, la instalación de todos los

accesorios necesarios para los instrumentos del sistema.

64

Figura 12. Diseño del Sistema de Medición Automático de la Propuesta.

Flujo PT

Transmisores de presión y temperatura

Mezclador estático

C C

Tanque

Sistema de Toma Muestras Automático

Válvulas de doble bloqueo

Sensor de flujo coriolis

By Pass para la calibración del cero del medidor de flujo

t

Cantaras

TT

FT/DT2700

PUERTO Bcanal Modbus

PUERTO Acanal MDLC

DTU

Servidor

aCo cepcóCentro de Telecomunicaciones

Sala de Control COPECOL

ParTelefónico

Radio BaseMDS - 9790

Radio Darcom 9000-2 plus

PUERTO RS-232canal Modbus

Radio BaseMDS - 9790

PUERTO RS-232canal MDLC

Panel de DistribuciónRS-232

a ta a a

Enlace MicroondaModbus

1 2,

Alcatel

TDMI

Alcatel

TDMI

A

A

65

Descripción de cada elemento que conforma el sistema de medición:

- Transmisor de Temperatura 3144P: utiliza un sensor de temperatura RTD el

cual mide la temperatura por compensación, el tipo de señal que maneja es

analógica.[15]

Transmisor de Temperatura Características

Función Transmisión

Precisión 0.02% (Span)

Rangoabilidad 100:1

Rango de temperatura de proceso 0-180ºF

Señal de salida 4-20 mA con señal digital basada en protocolo

hart, rev. 6.2 o mayor

Alimentación eléctrica 24 Vdc

Conexión a proceso 1/2” NPTF

Indicador digital local Con 5 dígitos

Indicador de falla del transmisor En indicador local

Material del cuerpo Aluminio

Clasificación del área Aprueba de explosión clase 1, división 2, grupo

C&D

Tiempo de respuesta Menor a 100 milisegundos

Elemento de fijación Para montaje de tubería de 2”

Tabla 13. Características del Transmisor de Temperatura.

66

- Transmisor de Presión 3051T: es de tipo diafragma el cual mide la presión a

través de compensación, el tipo de señal que maneja es analógica.[14]

Transmisor de presión Características

Función Transmisión e indicación

Precisión 0.10% (Span)

Rangoabilidad 100:1

Limite de temperatura del proceso 250 ºF

Rango de presión estoica 0-800Psig

Sobrepresión Mínimo 2000Psig

Señal de salida 4-20 mA con señal digital basada en protocolo

hart, rev. 6.2 o mayor

Alimentación eléctrica 24 Vdc

Conexión a proceso 1/2” NPTF

Indicador digital local Con 5 dígitos

Indicador de falla del transmisor En indicador local

Material del cuerpo Aluminio

Material del diafragma 316LSST

Clasificación del área Aprueba de explosión clase 1, división 2, grupo

C&D

Tiempo de respuesta Menor e igual a 100 milisegundos

Tabla 14. Características Transmisor de Presión.

67

Figura 13. Transmisor de Presión

Válvulas de Doble Bloqueo y Purga y by-pass para la Calibración del Cero: by-

pass para la calibración cero (0) del medidor de flujo coriolis (garantizando la

medición del crudo), instalación válvulas de bloqueo tipo compuerta y válvulas de

doble bloqueo y purga tipo tapón (para garantizar el cierre hermético de la válvula

verificando que no halla paso de fluido).

Figura 14. Válvulas de doble bloqueo y Purga

68

- Medidor de densidad y presión.

Por la necesidad de Supervisar el manejo de las operaciones de transferencia de

crudo por parte de la Unidad de Explotación Tierra Oeste se requiere determinar

específicamente en las estaciones de flujo principales (A de Mara y B del Campo la

Paz), el flujo de crudo en las líneas de recolección, utilizando la tecnología coriolis,

que provea integridad de la señal con una precisión de por lo menos 0.25% y

exactitud de la lectura del +/- 1%, el medidor de flujo debe ser de construcción

modular para facilitar su instalación y mantenimiento, diseñado de forma tal de

minimizar los efectos de vibración en las líneas de proceso, este dispositivo será

interconectado con un Sistema de control RTU.

Medidor de Flujo y Densidad

Sensor

Tipo Marca Modelo Fabricante

Coriolis Elite CMF300M355NAB

USZZZ

Micro Motion

Variable Precisión Estabilidad del

cero

Repetibilidad Rango Nom.

Flujo ±0.10% (rata) 0.25lb/min. ±0.05% 0 a 15.000

lb./min.

Densidad ±0.5Kg./min. ------- ±1.0Kg./min. 0 a 5000

Kg./min.

Temperatura ± 1% de la

lectura en ºC

------- ± 0.2%ºC -40 a 140 ºF

Transmisor

Tipo Marca y Modelo Fabricante

Electrónico 2700R11ABUSZZZ Micro Motion

Tabla 15. Características del Sensor de Flujo CMF300 y Transmisor 2700

69

Figura 15. Medidor Elite CMF400

Adicionalmente el medidor de flujo posee:

CMF300: sensor de flujo másico por efecto coriolis de 3" serie elite

M: material: acero inoxidable, 316L

355: conexión a proceso: brida 3" ANSI 150# WNRF

N: carcaza: estándar

A: interfaz electrónica: 4 hilos con procesador de cableado integrado en acero

inoxidable para transmisor remoto

B: conexión eléctrica: ½" NPT, sin conector.

U: aprobación: UL

S: idioma: guia de referencia rápida y manual en castellano

Z: opciones de calibración: 0.10% flujo másico y 0.0005 g/cc calibración de densidad

Z: opciones de aplicaciones: ninguna

Z: opciones de fábrica: producto estándar [9]

Transmisor posee:

2700: transmisor multivariable de flujo másico & densidad, tecnología MVD™

R: montaje: transmisor para montaje remoto a 4 hilos (procesador de cableado en el

sensor)

L: alimentación: voltaje de alimentación 18 - 30 vdc y 85 - 265 vac; auto

seleccionable.

70

L: indicación local: de dos líneas para variables de proceso y reset del totalizador

(estándar)

A: salida: 1 ma; 1 frecuencia; RS485

B: conexión eléctrica: ½-inch NPT

U: aprobación: UL

S: idioma: guía de referencia y manual en castellano

Z: opciones del software 1: variables de flujo y densidad (estándar)

Z: opciones del software 2: ninguna

Z: opciones de fábrica: producto estándar

Requerimientos Particulares: este dispositivo deberá cumplir con lo siguiente:

Diseño robusto

Programable desde cualquier paquete de comunicación estándar.

Detección y monitoreo del valor API nominal.

Determinación de la densidad y viscosidad del líquido.

Para determinar el modelo completo del sensor de flujo CMF300 [6] y del

transmisor 2700, se consultaron los manuales de cada equipo y deacuerdo a las

especificaciones y requerimientos de operación de las estaciones de flujo se

selecciono el modelo. De igual manera, se contó con el apoyo de la empresa Vertix,

quien ha suministrado equipos automáticos en la Industria Petrolera, ellos se

encargaron de darle validez a los equipos a través de simulaciones, empleando como

variables las condiciones físicas del crudo y las condiciones de operación en cada una

de las estaciones de flujo bajo estudio.[13]

- Tomamuestras Automático.

Es un Sistema de calidad, el cual contará con un sistema de Tomamuestra Automático

fijo para la extracción de muestras de crudo en las líneas de producción durante el

71

proceso de recolección. Estas muestras deberán ser representativas de todo el

volumen, para lo cual se tomaran deacuerdo a la siguiente relación:

La frecuencia debe estar dentro del rango de muestra (1-10) barriles, según

norma API MPMS*8.2 [4], para que la muestra sea representativa se debe tomar un

valor de frecuencia entre (1-10) barriles, a medida que este valor sea más pequeño

mas representativa será la muestra.

Como el promedio diario de barriles que se manejan en las estaciones bajo

estudio es pequeño se tomo como frecuencia tres barriles, es decir, para cada tres

(02) barriles se tomará una muestra de 1.5 cc esto es:

Promedio de crudo diario estación de flujo B de la Paz = 7216 BB/D

Frecuencia = 2 barriles

Grab = 1.5cc

Cantidad de muestra recolectada = frecuenciadiariocrudodepromedio

(21)

Cantidad de muestra recolectada = .412.55.1*36082

7216 ltscc ==

Cantidad necesaria para realizar los análisis respectivos y cumplir con las Normas

Técnicas para la Fiscalización de Hidrocarburos, la cual exige que se recolecte la

cantidad de 5000ml.

Para la estación de flujo A de Mara se realiza el mismo cálculo.

Promedio de crudo diario estación de flujo A de Mara = 7420 BB/D

Frecuencia = 2 barril

Grab = 1.5 cc

72

Cantidad de muestra recolectada = .565.55.1*37102

7420 ltscc ==

Dicha muestra será depositada en un recipiente con capacidad suficiente para

almacenar la muestra representativa de crudo para su posterior análisis en el

laboratorio a través del método de centrifugación.

Probeta Tomamuestras (Anexo 4):

Características Generales

Montaje Probeta Directamente en linea de proceso

Conexión a Proceso

Material de Probeta 316 S.S.

Material del Sello Teflon

Dimensiones y Peso Estándar

Volumen de Muestra 1.5 cc

Cantidades Requeridas Dos (2)

Identificación 50132150236

Fabricante Clif Mock Company

Modelo No C Series (True Cut)

Tabla 16. Características Generales C Series (True Cut)

Controlador (Anexo 4) :


Class I, Div. I Groups C&D

Clasificación del área

Máxima taza de muestreo 900/Hr

73

Suministro Eléctrico 24 voltios DC.


Aluminio con recubrimiento epoxico externo e interno. Recubrimiento resistente a la corrosión en las partes eléctricas

Protección



Modelo No CD-20ª

Tabla 17. Características Generales Controlador CD-20A

CMC 500 (Anexo 4):


Capacidad contenedor 10 galones

Tamaño y Peso Estandar

Tamaño del Skid 30”x32”

Bomba ½ HP

Alimentación Bomba 115 VAC



Modelo No CMC-500-10 HCE

Tabla 18. Características Generales CMC500

74

Elementos de Medición del Sistema de Medición

Variable Tipo de

Elemento de Medición

Tipo de Señal

Transmisor Asociado Función Fabricante y

Modelo

Flujo Coriolis Pulsos 2700 Medidor Del Sistema

Micromotion CFM 300

Densidad (Mezcla) Coriolis Digital 2700 Densitometro Micromotion

CFM 300

Temperatura RTD Analógica 3144P Compensación Rosemount

Presión Diafragma Analógica 3051T Compensación Rosemount

Tabla 19. Elementos que Conforman el Sistema de Medición

Arquitectura Actual en las Estaciones de Flujo A de Mara y B de La Paz:

Actualmente la arquitectura empleada en las Estaciones de Flujo A de Mara Y

B del Campo La Paz, de la Unidad de Explotación Tierra Oeste. esta compuesta por

un Sistema Punto Multipunto, una RTU`s Moscad de Motorola en Campo, cuya tarea

consiste en la recolección periódica, procesamiento y monitoreo de los datos de los

dispositivos instalados en campo, dicha RTU se encuentra ubicada en la casilla de

control instalada en el área de operación; Dos áreas de Cobertura, cada una con un

repetidor Darcom, enlazado vía Microondas a la Sala de Control La Concepción,

Protocolo de comunicación MDLC a 9.6 kbps en el aire, utilizando tres mecanismos

de Comunicación Tx Evento, COS Polling, Polling y una Sala de Control con

Interfaz IP MCPT.(ver anexo 5)

Filosofía de operación de las Señales Transmitidas en el Sistema de Medición.

Una vez censadas todas las señales de la instrumentación en campo montada en

el circuito de medición en línea estas son llevadas a la casilla del panel de control

instalado en campo. Las señales transmitidas son las Flujo, Temperatura, Presión,

Densidad de la Mezcla (Crudo + % H2O), Densidad de Crudo Seco. Las señales son

transmitidas en protocolo Modbus (Pág. 150, anexo 5), 4 – 20 mA + Hart y Pulsos.

(Ver figura 12 y 13). A través del Multiplexor Hart se permite la transmisión de

75

Señales Hart hacia la plataforma de control de activos de instrumentación existente y

a través del enlace a la Red TCP/IP existente mediante el Switch Ethernet se logra el

acople total a todas las aplicaciones de control y sistemas Scadas de la Corporación.

A través del Panel Visualizador el operador podrá tener acceso a un despliegue

detallado de variables de medición [3]

Figura 16. Arquitectura Estación de Flujo La Paz y A de Mara

Centro de Centro de

Telecomunicaciones

Sala de Control Sala de Control

COPECOL La Concepción

SERVIDOR

Planta La Paz y Mara

IDNX20 N157C4P1 Promina Radio Darcom

9000-2 Plus

IDNX20 N156C3P3 Promina

Protocolo MDLC

Canal SCADA La Paz Línea 3- Tierra Oeste

Canal SCADA A de Mara Línea 1- Tierra Oeste

76

4.8 Estudio de la Factibilidad del Proyecto

Toda propuesta de inversión firme o tentativa (incluyendo las propuestas para

el sometimiento del inicio de la Ingeniería básica) requiere de una evaluación

económica en forma integral que determine su rentabilidad. En general el objetivo

principal de la evaluación económica es determinar la rentabilidad del proyecto

expuesto, para determinar su atractivo económico

En este proyecto para determinar su atractivo económico se tomo en cuenta la

cantidad de dinero perdido al introducir el más mínimo error en la medición de los

volúmenes de hidrocarburo durante la fiscalización. Actualmente la medida oficial

realizada en el patio de tanques de Palmarejo de Mara es a través de aforos (manera

manual) a tanques de almacenamiento, cuando se introduce un error durante la

medición esta se vera reflejada en la cantidad entregada de barriles.

Esto se puede apreciar de una manera más clara a través del siguiente ejemplo:

La tabla de calibración del tanque N° E-2 de fecha 16 de Diciembre de 2005 que se

muestra en el anexo 11, se encuentra ubicado en el Terminal de embarques de Puerto

Miranda, este tanque tiene una altura de referencia de 16.93mts y un diámetro de

48.76mt para una capacidad de almacenamiento de 170.477 barriles, es importante

destacar que la relación entre altura y barriles de un tanque de almacenamiento

depende de las características físicas del mismo, por ello cada tanque que se

construye necesita ser calibrado y así poder establecer esta relación.

77

El siguiente gráfico esta basado en la tabla de calibración del tanque N° E-2

Barriles Vs Altura

94188

282376

470565

0100200300400500600

0 20 40 6

Altura (mm)

Bar

riles

0

Gráfica 1. Relación entre Barriles y Altura (mm) para el tanque N° E-2

Según la gráfica N°1 se puede observar la relación directa de la altura con la

cantidad de barriles para 8 mm equivalen en el tanque N° E-2 a 94 barriles, 48 mm

cm equivalen a 565 barriles; Si un aforador realiza una medida en el tanque N° E-2 y

ve que la marca en la cinta esta en 850,1 cm, pero en realidad la medida es de 850,8

cm, ahí 7 milímetros de diferencia que se están dejando de medir, esta diferencia

equivale en barriles según la Tabla de calibración del tanque N° E-2 a 82 barriles que

se obviaron para ese momento, por razones ya sean ambientales, anímicas del

aforador o de operación presentes durante la medición.

La tabla 20, muestra lo que ocurre si el aforador comete el mismo error 30

veces en un año. Se puede apreciar que 30 veces cometiendo el mismo error se

dejaron de contabilizar 2460 bls, lo que se traduce en 211.560.000 Bs. que el estado

Venezolano esta dejando de recibir, esto es para un solo tanque de almacenamiento,

78

79

la mayoría de patio de tanques existentes en el país tienen mas de cuatro tanques que

se fiscalizan diariamente.

Por muy pequeño que parezca estos valores, su repercusión sobre la economía

es suficiente para tomar consciencia de la importancia en la precisión de la medida de

los volúmenes de hidrocarburos que solo se logra con sistemas de medición

automáticos.

El sistema de medición automático propuesto para esta investigación tiene un valor de 143.900.414,00 Bs. que equivale a

60% del dinero que se pierde si se comete un error en la medición de 7 milimetro, 30 veces en un año en un tanque de 160.000

barriles.

80

Tabla 20. Relación Barriles, Longitudes y Costos producidos por errores en la medición.

Equipo Empresa Cantidad Precio unitario (Bs)

Sensor Micro Motion Vertix 2 29.643.950,00

Transmisor 2700 Vertix 2 5.756.257,00

Sistema Tomamuestras Automático

Siscom 2 36.550.000,00

Total 143.900.414,00

Tabla 21. Cotización de los equipos que conforman el sistema de medición diseñado.

Equivalencia en bls

Error en 1 mes (bls)

Precio en dólares(40$ el barril)

Precio en Bs. (1$*2150)

Error en 7mm 82 2460 98.400 211.650.000

G a n a n c ia s V s P e rd id a s

40%

60%

costo de l s istem ade m ed ic iónP erd idas

Gráfico 2. Relación entre Perdidas de dinero a causa de error en la Medición Vs

Inversión en equipos de Medición Automática.

En el gráfico anterior la porción morada indica la cantidad de dinero perdido si se

comete un error en la medición de los volúmenes de crudo de manera manual, y la

porción fucsia indica el dinero gastado en la inversión de los equipos de

automatización para la medición de flujo.

81

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

CONCLUSIONES

Los sistemas de medición automática pueden aportar una invaluable ayuda a

aquellas empresas que por diferentes razones estén interesados en implementar un

sistema de medición en línea de producción, en el caso particular petróleo, con el fin

de llevar un control real de la producción.

Un sistema de medición automático en línea ubicado lo más cercano posible al

punto de producción, constituye una manera confiable de cuantificar el crudo

recolectado diariamente en tiempo real, minimizando así los volúmenes de crudo no

cuantificados que se pierden en los derrames.

Los innumerables equipos de medición de flujo existentes en el mercado

hacen difícil una selección inmediata del equipo que mejor se adaptará a la situación

particular.

La implementación del sistema de medición automático en línea de

producción permitirá medir la cantidad y calidad del crudo recolectado por PDVSA

en las principales estaciones de flujo, esto en tiempo real, disminuyendo así la

incertidumbre de la medición introducida al realizar medidas manuales.

Uno de los logros más resaltantes de este trabajo es, precisamente, el haber

adecuado las Normas Técnicas para la Fiscalización de Hidrocarburos Líquidos

utilizadas por el Ministerio de Energía y Petróleo a la metodología del proyecto para

poder realizar una evaluación completa en el ambiente de las mediciones. Obteniendo

así una herramienta poderosa para el estudio de los sistemas de medición automática

en línea de producción.

83

RECOMENDACIONES

Un sistema de medición automatizado no solo puede ser empleado a nivel de

estación de flujo, también puede ser utilizado para otras aplicaciones que requieran

llevar un control de la calidad y cantidad del crudo producido, es importante destacar

que estos diseños son ideales para la optimización de los procesos de producción, se

puede usar el mismo diseño empleando otros equipos menos exactos y menos costoso

dependiendo de la aplicación.

Una vez implementado el sistema de medición se recomienda colocar las

facilidades del probador para la calibración de los equipos del tomamuestras

automático, ya que este por razones técnicas no se considero como objeto de estudio

para el diseño.

Se recomienda realizar un estudio de factibilidad en cuanto a la implementación

de un analizador de muestras que permita obtener los valores de porcentaje de agua y

sedimentos y el API, con el fin de disminuir el error que se introduce durante el

recorrido de la muestra desde el sitio de recolección hasta el laboratorio donde

posteriormente serán analizadas. Este analizador deberá estar compuesto por la

instrumentación necesaria, acompañada de un algoritmo que permita a través de

formulas arrojar el valor de las variables bajo estudio.

Una vez que se decida implementar el Sistema de Medición Automático en los

puntos de medición seleccionados; a través de acuerdos entre el cliente y la empresa

operadora estos puntos pueden ser tomados como fiscales, es decir de transferencia de

custodia, ya que poseen todas las características necesarias para garantizar la calidad

y cantidad del crudo entregado.

Otras recomendaciones técnicas indispensables que se deben de tener presentes antes

de instalar los equipos de medición son:

84

Verificar los volúmenes de gas existentes en los crudos que son recolectados en las

estaciones de flujo, para poder así garantizar el buen funcionamiento de los equipos

de medición que allí se instalen.

Colocar antes del equipo de medición a instalar, un separador de producción en el

oleoducto de 12” de diámetro que transporta los crudos del campo La Paz a la

estación de flujo B. Esto con el fin de garantizar que no hallan partículas de gas en el

crudo a medir.

Instalar el medidor de flujo con la carcaza hacia abajo, para asegurar que el líquido

llene por completo el tubo interno del medidor y así poder tener un buen desempeño y

garantizar la medida.

Minimizar las caídas de presión.

Adiestramiento al personal de campo en cuanto al uso, funcionamiento y

mantenimiento de los equipos a ser instalados.

Para obtener un alto grado en la confiabilidad se deben evaluar todos los equipos e

instrumentos de medición antes de ser instalados.

Acelerar la automatización en los campos de producción.

85

GLOSARIO

Acondicionamiento de Corrientes: Mezcla de una corriente de fluido, de tal forma

que se pueda tomar una muestra representativa de ella.

Aforamiento Manual: Es un proceso de medición de nivel que se ejecuta en forma

manual, en el cual una persona ubicada en el techo del tanque o una plataforma toma

lecturas de nivel, utilizando para ello una cinta calibrada.

Agua Libre: Agua que existe en el crudo como una fase separada.

API (Instituto Americano del Petróleo): Es el organismo encargado de establecer

los estándares para la industria petrolera en los Estados Unidos.

Calibración de Tanques: Es el término aplicado al procedimiento de medición de

tanques, con el objeto de establecer el volumen real para cada altura de nivel en dicho

tanque. Con esta calibración se obtienen las tablas de capacidad o Strapping Tables.

Calibración: Conjunto de operaciones que establecen, bajo condiciones específicas,

la relación entre valores de cantidades indicadas por un instrumento o sistema de

medición, o por un material patrón o de referencia, y los valores correspondientes a

los establecidos como estándares nacionales o internacionales.

Certificación: Calibración y ajuste, avalada por un ente autorizado, mediante un

informe o certificado de haber realizado alguna acción de calibración y ajuste

siguiendo un procedimiento. La certificación permite la trazabilidad.

Certificado de Calibración: Certificado emitido por un laboratorio o entidad

especial autorizada que trabaja de acuerdo a las normas nacionales e internacionales y

que expresa la relación existente entre las lecturas indicadas por un instrumento y su

86

valor verdadero. La determinación del valor verdadero debe ser atribuible a normas

nacionales o internacionales.

Cliente: Ente que recibe los hidrocarburos para su custodia.

Compresibilidad: Relación entre el volumen de petróleo y la presión.

Computadora de Flujo: Equipo usado para el cálculo de volumen a partir de señales

provenientes de los sensores de flujo, y compensado por temperatura, presión y

densidad.

Condiciones del Peor Caso: Condiciones de operación del tomamuestras que

representan el perfil de dispersión más irregular e inestable en el punto de extracción

de la muestra.

Condiciones Estándar: Condiciones del crudo a una temperatura de 15,6 °C y una

presión de 14.7 PSI.

Densidad: Cantidad de masa de una sustancia contenida en una unidad de volumen, a

una temperatura dada.

Densidad Estándar: Es la densidad del producto corregida a 15,6°C, según las tablas

API. Este valor es utilizado para determinar el volumen estándar bruto (G.S.V).

Densidad Seca del Petróleo: Densidad del petróleo limpio y seco, el cual no

contiene agua en suspensión, ni sedimentos. Esta densidad es calculada mediante

tablas que contienen la densidad del petróleo corregida a 60° F y el contenido de agua

y sedimento, las cuales han sido debidamente aprobadas y puestas en ejecución por el

MEMPET.

87

Densitómetro: Medidor de densidad en el cual la muestra fluye continuamente a

través o alrededor del transductor permitiendo la medición continua.

Elemento de Medición: Parte del sistema de medición que interpreta las variaciones

generadas por el elemento primario y proporciona una lectura asociada a la variable

que se desea medir.

Elemento primario: Parte del sistema de medición encargada de sensar la variable a

partir de la cual se infiere la medición.

Emulsión: Mezcla de agua y crudo no separada.

Enderezador de Flujo: Longitud determinada de tubería que contiene elementos que

ayudan a la eliminación de turbulencias, denominadas venas enderezadoras. Esta

pieza se instala a la entrada del medidor de flujo con el fin de reducir los errores en la

medición.

Error aleatorio: Error causado por variaciones aleatorias temporales y espaciales de

las magnitudes que influyen en la medición y que son imposibles de predecir.

Error de medición: Diferencia entre el resultado de una medición y el valor

verdadero de lo que se mide.

Error máximo permisible de un medidor: Valor extremo del error permitido por

especificaciones, reglamentos, etc.

Error sistemático: Error causado consistentemente por el efecto de alguna o varias

magnitudes que influyen en la medición.

88

Exactitud: Cualidad que refleja el grado de proximidad entre los resultados de las

mediciones y los valores verdaderos de la variable medida.

Extractor de muestras: Dispositivo que toma la muestra (grab) de una tubería, lazo

de muestro o tanque.

Factor de Corrección del Volumen (VCF): Es un factor que transforma los valores

de volumen medidos a una determinada temperatura, en valores de volumen a una

temperatura de referencia (15,6 °C).

Factor del Medidor (MF): Factor para compensar la desviación de medición

ocasionada por desgastes y variaciones de condiciones operacionales.

Factor K: Es la relación entre los pulsos generados por un medidor y el volumen

entregado por el mismo medidor.

Fiscalización (Actual): Acto en el que se establece la medición de cantidades y

calidades de hidrocarburos a ser utilizadas para el cálculo de pago de impuestos y

regalías, en presencia del ente funcionario competente del MEM, quien dará fe del

cumplimiento de los procedimientos legales y de los resultados obtenidos.

Fiscalización (Automatizada): Acto en el que se establece la medición de cantidades

y calidades de hidrocarburos de manera automatizada y certificadas por el MEMPET,

a ser utilizadas para el cálculo del pago de impuestos y regalías.

Flujo Bi-direccional: Flujo que puede ser en ambos sentidos, en los medidores y en

los probadores de tubo o compacto.

Grab: el volumen de muestra extraído de la tubería, mediante una actuación simple

del extractor de muestras.

89

Gravedad API: Es una medida característica en la industria del petróleo, usada como

referencia de la densidad de los hidrocarburos.

Gravedad Específica: Relación de peso o masa de la sustancia respecto al peso o

masa de una sustancia estándar. En el caso de líquidos, la sustancia estándar es el

agua a 60° F, mientras que para el vapor y los gases el estándar es el aire a 60° F y

una (1) atmósfera de presión.

Hart: es un sistema de comunicación abierto que esta implantado sobre un par de

cables, que se emplea entre un sistema de control y un instrumento de campo

inteligente.

Homogenización: Operación que mantiene unidos los componentes individuales de

una mezcla. En el caso de mezclas de petróleo /agua se rompen las gotas grandes de

agua y cualquier agua libre que pueda estar presente se dispersa bien en el petróleo

para producir una mezcla en la cual cada subdivisión tiene el mismo contenido de

agua en forma homogénea.

Incertidumbre: Falta o carencia de certeza o conocimiento cierto sobre algo.

Incertidumbre de la Medición: Es el intervalo dentro del cual se estima que estará

el valor verdadero de una magnitud medida, generalmente basado sobre una

probabilidad dada. En general, comprende muchos componentes, alguno de ellos se

pueden estimar sobre la base de la distribución estadística de los resultados de series

de mediciones y se pueden definir mediante desviaciones estándar. Los estimados de

otros componentes sólo se pueden basar en la experiencia o en otra información

documentada.

90

Instrumento Certificado: Instrumento que ha sido calibrado por un laboratorio o

entidad especial ejecutante de la normativa y que se acompaña con el respectivo

certificado de calibración.

Interpolación: Proceso por el cual un valor apropiado es colocado entre valores

tabulados de una función.

Lazo de Muestreo: Tubería auxiliar derivada de la tubería principal, la cual contiene

un pequeño volumen del líquido que fluye a través de la tubería principal.

Líquido Homogéneo: Es aquel que tiene la misma composición en todos los puntos

del recipiente, tanque o de la tubería (sección transversal).

Masa Neta: La masa de hidrocarburos correspondiente al volumen patrón o neto

medido.

Medición: Comparación contra un patrón con el objetivo de determinar el valor de

una variable, sobre la base de un procedimiento predeterminado.

Medidor con Características Lineal: Medidor con una relación constante entre el

valor de la medición y el valor real de la variable medida. La característica lineal

denota un factor del medidor constante en todo su intervalo de medición.

Medidor de Flujo Másico: es un medidor de la rata flujo y densidad de fluido

bombeado que está ubicado en la descarga de las bombas de transferencia de crudo de

la estación. Este posee un sensor conectado al transmisor de flujo basado en un

microprocesador, que convierte las señales de bajo nivel desde el sensor a salidas de

4-20 mA y frecuencia. La señal es configurada para transmitir una densidad o una

rata de flujo.

91

El circuito de entrada del transmisor mide las señales provenientes de los

detectores de velocidad, siendo digitalmente filtrada para reducir el ruido e

incrementar la resolución de la medida para luego ser convertida en información de

rata flujo usando el factor de calibración de flujo y la temperatura sensada, dicha

información es llevada al modulo contador de pulsos de Pulsos (VHSC) en el PLC.

Mezclador Estático: Dispositivo que utiliza la energía cinética del flujo de fluido

para lograr el acondicionamiento de la corriente.

Muestra: Porción tomada de un volumen total, la cual puede o no contener los

componentes en la misma proporción en la que se encuentran presentes en el volumen

total.

Muestra Isocinética: Muestra tomada de una corriente en la cual la velocidad lineal

del fluido a través de la abertura de la cánula toma muestra es igual a la velocidad

lineal dentro de la tubería y en la misma dirección del fluido

Muestra Proporcional al Flujo: Muestra tomada de una tubería, de una manera tal

que la razón de muestreo es proporcional (durante todo el período de muestreo), a la

razón de flujo del líquido en la tubería.

Muestra Proporcional al Tiempo: Volumen conformado por un determinado

número de muestras (grabs) de igual volumen, tomadas de una tubería a intervalos de

tiempo uniformes durante toda la operación de transferencia.

Muestra Representativa: Porción tomada de un volumen total, la cual contiene los

componentes en la misma proporción en la que se encuentran presentes en el volumen

total.

92

Muestreo: Todos los pasos necesarios para obtener una muestra de hidrocarburos que

es representativa del contenido de cualquier tubería, tanque u otro recipiente y colocar

dicha muestra en un recipiente o contenedor desde el cual una porción representativa

puede ser tomada para su análisis.

Muestreo Isocinético: Muestreo realizado de tal manera que la velocidad lineal del

líquido a través de la apertura del probador del extractor de muestras, es igual a la

velocidad lineal del líquido en el punto donde se encuentra instalado el extractor en la

tubería.

Nivel de Agua Libre (F.W.L): Es la altura de la capa de agua libre que se separa del

crudo y se acumula por debajo del mismo.

Mezclador de Potencia: Dispositivo que utiliza una fuente externa de potencia para

conseguir el acondicionamiento de corrientes.

Presión: Los transmisores de presión manométrica pueden ser asignados para presión

de los separadores, presión en bombas de succión, presión de descarga de crudo,

presión de salida de gas del depurador, presión de gas a recolección, presión a

controladores y presión de gas a instrumentos; posee una teoría de operación basada

en un elemento sensor de capacitancia variable, donde la capacitancia diferencial

entre el diafragma sensor y las placas capacitoras es convertida electrónicamente en

una señal de dos hilos de 4 a 20 mA dc.

Probador Compacto: Probador de pistón de desplazamiento positivo que trabaja con

un volumen significativamente menor que el de los probadores convencionales de

esfera.

Probador de Peso Muerto: Aparato utilizado para calibrar instrumentos de medición

de presión. La presión de referencia se obtiene utilizando pesas calibradas.

93

Probador Gravimétrico: Probador en el cual se obtiene el volumen total del líquido

con mucha precisión.

Probé: Parte del extractor de muestras, que se inserta en la tubería y direcciona la

porción del fluido hacia el recipiente recolector de muestras.

Producción Fiscalizada: Es la sumatoria de los volúmenes netos certificados por el

MENPET en los puntos de fiscalización a fin de determinar el monto a pagar por

regalías u otros impuestos.

Producción Operada: Todo volumen neto recibido en 24 horas. Con esta producción

se realiza el balance diario de producción.

Pruebas Centralizadas: Método para probar la calibración de los medidores que son

transferidos del sitio de trabajo a un sitio o laboratorio autorizado convenido para

efectuar las pruebas.

Prueba de Perfil de Dispersión: Procedimiento para extraer simultáneamente

muestras de hidrocarburos en diversos puntos a lo largo del diámetro de una tubería, a

objeto de identificar la magnitud de la estratificación.

Receptor de Muestras: Recipiente en el cual las muestras son recolectadas.

Recolector Automático de Muestras: Dispositivo instalado en una tubería que es

activado por un equipo de control para obtener una muestra representativa del liquido.

Recorrido Lineal del Medidor: El recorrido en el cual el factor del medidor no se

desvía de los límites especificados.

94

Resultado de la medición: Valor atribuido al líquido luego de efectuar su medición.

Segregación: Es la producción de una área operacional proveniente de pozos

perforados en diferentes yacimientos con características no necesariamente idénticas.

Sensores: se utiliza para medir y analizar cada duna de las variables de proceso

(presión, flujo, temperatura, nivel).

Sistema Automático de Tomamuestras: Sistema que consiste en un acondicionador

de corrientes, un tomamuestras automático y los dispositivos de manejo y mezclado

de la muestra previo al análisis de laboratorio.

Suplidor: Operador que entrega los hidrocarburos a otro ente para su custodia.

Tablas API: Son tablas proporcionadas por el Instituto Americano del Petróleo

(API), utilizadas para el cálculo del volumen bruto a condiciones estándar o de

referencia. Las tablas empleadas para determinar los cálculos de volumen de crudos

son las identificadas con los números 54A, 54B y 54C del Manual API.

Tablas de Calibración: Son tablas que expresan la relación Nivel- Volumen para

cada tanque. Estas son necesarias, debido a que los tanques no son cilindros

perfectos, por defectos de fabricación, por efectos de la presión hidrostática y

dilatación térmica. Para efectuar la calibración de los tanques es necesario regirse por

la norma API 2550.

Temperatura: Se encuentran ubicados en los separadores de prueba y en la salida de

gas del depurador. Su funcionamiento se basa en un microprocesador, el cual recibe

la señal del sensor y la transmite al PLC. Su comunicación puede ser a través, del

protocolo HART con la interface inteligente, el cual emplea una técnica que emplea

95

señales de comunicación de alta frecuencia superpuestas en el lazo de corriente del

transmisor de 4-20 mA.

Tomamuestras Automático: Dispositivo utilizado para extraer muestras

representativas del líquido que fluye por una tubería. Normalmente está compuesto

por: extractor de muestras, controlador de muestreo, dispositivo de medición de flujo

y recipiente recolector de muestras.

Transferencia de Custodia: Cuando el producto es entregado a un tercero para su

manejo y custodia, manteniéndose la propiedad del producto.

Valor Promedio Aritmético: El valor promedio de una serie de resultados, el cual se

obtiene sumando todos los resultados y dividiéndolos por el número de ellos.

Valor Promedio Ponderado: El valor promedio de una serie de resultados

calculados, asignándole a cada resultado la importancia que amerita.

Válvulas de Tres Vía: posee una función de dos posiciones lo que permite la

selección del cabezal de producción o el de prueba para la producción de cada pozo.

Esta función de cambio la ejercen los actuadores electrohidráulicos que permiten

cambiar de posición la válvula mediante comandos del sistema de control, lográndose

así la selección del pozo a probar sin intervención humana. Dichos actuadores están

dotados interruptores de posición con los que se le indica al sistema del control la

posición de la válvula, con la finalidad de evitar errores en las pruebas.

Venta: Es el acto mediante el cual el producto es entregado a un tercero a cambio de

un valor económico, transfiriendo la propiedad del producto.

Volumen: Espacio físico que ocupa la masa de una sustancia.

96

Volumen Bruto Observado (G.O.V): Es el volumen del producto, sin incluir el agua

libre al fondo del tanque. Este volumen está referido a las condiciones de temperatura

y presión del proceso, también se le denomina volumen a condiciones del proceso.

Volumen de Agua Libre (F.W.V): Es el volumen de agua libre obtenido a partir de

las tablas de calibración.

Volumen Específico: Es el volumen por unidad de masa o cantidad unitaria de

material.

Volumen Bruto Estándar (G.S.V): Es el volumen total observado corregido a

condiciones estándar de temperatura (15,6 ºC), según lo establecido por API.

Volumen Neto Estándar (N.S.V): Es el volumen estándar bruto compensado por los

sedimentos y agua disueltos dentro del producto.

Volumen Neto (N.V): Es el volumen total observado corregido a condiciones

estándar de temperatura (15,6 ºC) y presión (14,7 PSIA), según lo establecido por

API.

Volumen Total Observado (T.O.V): Es el volumen del producto, incluyendo el

agua libre o sedimento localizados al fondo del tanque. Es calculado sobre la base de

las tablas de calibración y el nivel del líquido.

97

ANEXOS

ANEXO 1

Selección de la Tecnología de Medición

99

Tecnologías para la medición flujo de mayor uso en la Industria Petrolera

Turbinas de Medición

Medidores de Flujo Ultrasónico

Placas Orificios

Tecnología Coriolis

Medidores de Desplazamiento Positivo

Turbina de Medición

Características Ventajas Desventajas

- Rangoabilidad

Aproximada: 10:1

- Precisión: +/-0.25%

(líquidos) +/-

- Repetibilidad: +/-

0.02%

- Recomendadas por API

- Buena Repetibilidad

- Exactitud en volumen

de 0.1%

- Bajo costo

- Rangoabilidad limitada

10:1

- Para fluidos limpios, se

daña por presencia de

partículas

- Medición afectada por

cambios en densidad y

viscosidad

- Requiere de constante

calibración y

mantenimiento rutinario

- Reparaciones costosas

- Requiere accesorios y

tramos rectos de tubería

Tabla 22. Características principales de las Turbinas de Medición

100

Figura 17. Partes de una turbina de medición.

Efectos de la viscosidad en las turbinas

72 71 70 69 68 67 66 65 64 63 62

% Rata de Flujo

Water

21 cSt

12 cSt

47 cSt

170 cSt

Met

er F

acto

r (U

nit V

olum

en)

Figura 18. Respuesta de las turbinas ante los cambios de viscosidad del crudo

101

Serie 1200, Líquidos

Turbinas de medición, Líquidos

Turbinas CRA de medición, Líquidos

Figura 19. Modelos de Turbinas de Medición existentes en el mercado

Figura 20. Esquema del Sistema de Medición para una Turbina

Figura 21. Factor K del Sistema de Medición para una Turbina

102

Selección medidores Ultrasónicos


- Rangoabilidad 20:1

- Precisión: 1-5% - No tiene partes móviles

- No tiene obstrucción

- Rangoabilidad 20:1

- Medición afectada por

cambios en densidad y

viscosidad

- Requiere filtro y

eliminador de aire

- Afectado por

sedimentos

- Requiere tramos

rectos de tubería

- Altos Costos

Tabla 23. Característica del Medidor Ultrasónico

Figura 22. Medidor ultrasónico

Otras Consideraciones

- Clamp-on disponible, pero es de baja precisión.

- Precisión en aplicaciones de proceso 1-5%. En transferencia de custodia requiere

Multi-path.

- Tecnología nueva con pocas aplicaciones fuera del gas natural.

Variable de selección

- Número de Sensores

103

- Caudal manejado en la línea (Max, Norm, Min)

- Dimensiones de la línea

- Presión (Max, Norm, Min) en la Línea

- Tipo de Conexión a Proceso

- Material del Cuerpo y Bridas

A BC D

Figura 23. Vistas del Medidor Ultrasónico

Placa Orificio


Rangoabilidad: 3:1

Precisión: +/-0.6%

Repetibilidad: +/- 0.02%

- Tecnología conocida

- Tecnología Económica

- No tiene partes móviles

- Tecnología relativamen-

te versátil

- Bidireccional

- Instrumento con mayores

pérdidas de presión

- Inconveniente para

fluidos con partículas

- Requiere acondiciona-

miento de flujo

- Demanda mantenimien-

to frecuente

Tabla 24. Características Placas Orifico

104

Figura 24. Medidor Placa Orificio

Medidor Coriolis


- Precisión de Medición

de Densidad (Líquidos)

+0.0002 g/cc

- Modelos & Tamaños

Nominales

- CMF010, 025, 050, 100,

200,

300, 400 (1/8” to 6”)

- Materiales de

Construcción.

- Precisión de Medición

de Flujo

(Líquidos/Gases)

- Los medidores Coriolis

ofrecen igual o mejor

exactitud que un

medidor de DP o tipo

turbina manteniendo la

mejor exactitud en todo

el intervalo de medición

del medidor.

Para medir volumen:

- No tiene partes móviles,

asegurando una mejor

exactitud a lo largo del

tiempo

- Disponible en tamaños

hasta 8”

- Inversión inicial alta

105


- Líquidos: + 0.05% del

flujo

- 316L SS, 304L SS &

Nickel Alloy

- Límites de Temperatura

- -400 to 800 oF (-240 to

427 oC)

Límite de Presión 1450 psi (100 Bar)

- No requiere

instalaciones

especiales, con bajos

costos de instalación

- La medición de

Densidad en línea está

disponible en el

medidor Coriolis. La

densidad es necesaria

para calcular el

volumen referido a

condiciones base.

- Salidas electrónicas

múltiples y variadas

proveen información

en tiempo real para

diagnóstico y

operación de la línea.

- Para medir masa:

- La densidad, aunque

no es necesaria para los

cálculos, permite

monitorear la calidad

del producto

- La alternativa para

medir la masa es la de

utilizar un medidor

volumétrico y un

106


densitómetro: Se

incrementan los costos y

errores al utilizar dos

instrumentos por separado.

Tabla 25. Características Medidor Coriolis

Figura 25. Medidores Coriolis en funcionamiento

107

Figura 26. Esquema Típico de Instalación de un Medidor de Coriolis, según API

MPMS Chapter 5.6

Condición Extrema Ventajas

Fluidos sucios o viscosos - Sin partes en movimiento, lo que

reducen ampliamente los costos de

mantenimiento.

- Aire o arena no dañan el medidor.

Flujos que varían significativamente - Ahorro en costos para aplicaciones que

requieren de varios medidores

- Mayor rangeabilidad que la mayoría de

otras tecnologías

Necesidad de un densímetro adicional

para un medidor de flujo

- Medición de densidad continúa para

monitorear la calidad del fluido y no

adicionar costos a la medición de flujo.

- Alarmas disponibles para avisar de los

cambios de densidad.

- Los medidores Coriolis miden masa,

108

volumen y densidad en un mismo equipo.

Condición Extrema Ventajas

Ante espacio limitado - Se necesitan adecuaciones en la tubería

o alineadores flujo.

Se requiere de medición bidireccional - No se requiere modificar la tubería para

medir de forma bidireccional.

Se requiere balance/medición de masa - Coriolis es el medidor más exacto para

la medición de masa

Tabla 26. Aplicaciones donde los medidores Coriolis sobresalen

P.D. Meter


- Uso en líquidos limpios

y gases de servicio.

- Precisión Especificada:

+ 0.25% sobre líquido

- Rangeabilidad con esta

precisión de 10:1

- No requieren

acondicionamiento del

perfil de flujo.

- Método incluido en API

MPMS.

- Poseen alta precisión.

- Sujeto a desgaste

mecánico.

- Cambios en la viscosidad

afectan a la calibración :

“slippage”

- Se require Strainer aguas

arriba.

- Baja tolerancia a

burbujas de aire.

- Fallos por

taponamientos.

Tabla 27. Características del Medidor por Desplazamiento Positivo.

109

ANEXO 2 Medidor de Flujo y Densidad con tecnología coriolis.

Medidor de Flujo y Densidad con Tecnología Coriolis

Actualmente existen diferentes maneras de medir el volumen o caudal, sin

embargo, no todos los instrumentos ofrecen la precisión y características que se

requiere para hacer transferencia de custodia.

En la Industria Petrolera entres los sistemas automáticos para medir Flujo

Volumétrico encontramos los Medidores de Caudal Masico que funcionan con

tecnología Coriolis, es esta tecnología la que mejores resultados a aportado a la

Industria ya que posee un nivel de precisión alto y a demás se ajusta a las condiciones

de Operación.

La tecnología Coriolis proporciona medición directa de flujo masico el cual no

es afectada por los cambios de las características de proceso.

El sensor Micro Motion mide las siguientes variables de proceso

directamente:

Flujo másico instantáneo.

Densidad.

Temperatura.

Otras variables de proceso son medidas indirectamente estas variables son

calculadas a partir de los valores de medición directa:

Flujo volumétrico instantáneo.

Flujo total (masa o volumen).

El principio de medición de los caudalímetros másicos se basa en el fenómeno

de Coriolis, el cual mide la masa de un fluido que circula por un tubo a través de la

frecuencia de vibración de un tubo en U.

112

La frecuencia a la que vibra es proporcional a la masa y la fase de dicha

frecuencia es proporcional a la densidad del fluido, en caso que este fluido sea

multifásico la densidad medida es la densidad de la mezcla. Al contar con la densidad

y el caudal másico se puede determinar el caudal volumétrico. Además estos

instrumentos miden temperatura para realizar la compensación según las ecuaciones

de la API. [12]

Precisión e Incertidumbre

Toda medición con cualquier instrumento tiene asociado un error propio de la

misma, el cual está compuesto por una contribución de errores desde el elemento

sensor, hasta la salida digitalizada del transmisor.

En los caudalímetros másicos, en general, la incertidumbre es menor al

1%´.(Fig. 27)

Figura 27. Precisión e incertidumbre en los caudalímetros másicos.

113

Partes del Sensor Micro Motion Tubo U

Conexión al Proceso. Es utilizado para instalar el sensor en tuberías de proceso,

esta disponible tipo brida, roscada y conexiones sanitarias.

RTD. Es un sensor tipo PT-100 de platino. Se encarga de sensar la temperatura de

los tubos de flujo, lo cual corresponde a la temperatura de fluido.

Bobinas Detectoras. Las bobinas detectoras (Pick-off coils) y sus magnetos

respectivos están localizados en cada lado de los tubos del sensor. Estos

elementos producen una señal que representa la velocidad de oscilación del tubo

de flujo. El flujo másico es determinado por la medición de la diferencia de

tiempo entre estas señales.

Distribuidor de Flujo. El distribuidor de flujo (Flow Splitter), se encuentra entre

las conexiones a proceso y los tubos de flujo, se encarga de dividir el flujo del

proceso permanentemente para distribuir la misma cantidad a los dos tubos de

flujos.

Tubo de Flujo. Los tubos de flujo son las partes húmedas y están construidas de

acero inoxidable 316L o aleaciones de Nickel, dependiendo de la naturaleza del

fluido del proceso.

Sensores con materiales de construcción Tantalum y Tefzel también están

disponibles para aplicaciones especiales.

Bobina Principal y Magneto (Drive coil and magnet). La bobina principal es

usada con un magneto, para producir las oscilaciones de los tubos de flujo a una

frecuencia natural.

De la tecnología Micro Motion el sensor que ofrece mayor grado de precisión es

el Sensor Elite MCF300. (Fig. 28)

114

Bobina e Imán Excitadora

Bobina e Imán Receptoras

Sensor de Temperatura (RTD)

Tubos de Flujo

Carcasa

Brida de Conexión a Proceso

Brida de Conexión a Proceso

Nota: El segundo tubo de flujo no se aprecia en esta vista

Figura 28. Partes del Medidor Coriolis

Teoría de Operación

Señal de Onda

Aquí se puede observar el comportamiento de la señal emitida por cada una

de las partes (bobina) internas del sensor de flujo, así como también podemos

identificar cada uno de los elementos internos.

Principio de Operación del Sensor sin la Presencia de Flujo

Durante la operación del sensor, una bobina principal (Drive Coil) es

energizada. La bobina principal causa una oscilación de los tubos internos en sentido

opuesto de arriba hacia abajo uno del otro. Unos magnetos son instalados en los

brazos del tubo de flujo.

El tubo oscila 180º opuestos uno del otro, ósea, mientras un tubo se mueve

hacia arriba el otro se mueve hacia abajo.

115

Principio de Operación del Sensor con la Presencia de Flujo

El fluido del proceso entra al sensor por el distribuidor de flujo (Split),

pasando la mitad de los fluidos por cada uno de los tubos del sensor. Cuando el fluido

esta en movimiento desde los tubos de flujo, la fuerza coriolis es inducida, esta fuerza

causa una vibración opuesta uno del otro con respecto a los tubos de flujo, creando un

desfase en la señal emitidas por las bobinas detectoras (Pickoff).

La cantidad de diferencia de tiempo entre las señales es medida en

microsegundos, y es llamado Delta-t. Delta-t es directamente proporcional al flujo

másico (Mass Flow Rate). El más alto flujo másico es el más alto Delta-t.

Time mV

Flow No Flow

Figura 29. Sensor Funcionando en Condición de Cero Flujo y con Flujo

TimemV

High DensityLow Density

Figura 30. Respuestas del Sensor antes Variaciones de Densidad.

116

Frecuencia Natural

La relación entre masa y frecuencia natural es básicamente por la medición de

densidad en el medidor de flujo por efecto coriolis. Para entender esta relación se

debe considerar un sistema conformado por un resorte y una masa (Fig. 31). En el

sensor, los tubo corresponden al resorte, la masa de los tubos sumando el contenido

de ellos, corresponden a la masa ubicada en el final del resorte. Cuando la masa

suspendida es desplazada hacia abajo y liberada, esta se moverá de arriba hacia abajo,

estando este movimiento limitado por el resorte, hasta que la vibración desaparece, el

numero de oscilaciones completas por unidad de tiempo es llamado frecuencia de

oscilación, si la masa se mantiene igual así como el resorte, y se continua jalando y

liberando el sistema, este se mantendrá a la misma frecuencia hasta que movimiento

se detenga, lo cual se refiere como frecuencia natural del sistema. Si la masa se

incrementa, la frecuencia natural disminuye; el numero de oscilaciones por minuto es

pequeño. Si la masa disminuye la frecuencia natural se incrementa; el numero de

oscilaciones por minuto es mayor.

Figura 31. Principio de Funcionamiento del Medidor Coriolis.

117

Figura 32. Linea de Sensores Micro-motion

118

Medidores de Caudal Másico y Densidad Elite de Micro Motion

Los medidores ELITE de Micro Motion son hoy líderes de medición precisa de

caudal y densidad. Y por una buena razón. Los medidores ELITE ofrecen la

medición mas precisa hoy disponible para casi cualquier fluido de proceso,

manteniendo una caída de presión excepcionalmente baja.

Siete tamaños de medidores ELITE ofrecen medición directa de caudal másico,

caudal volumétrico, densidad y temperatura en gases líquidos y lodos sin la necesidad

de equipo adicional, cálculos manuales o estimaciones.

Los medidores ELITE de Micro Motion están diseñados para un excelente

rendimiento incluso en los ambientes de operación más severos. No tienen partes

móviles y no requieren condiciones especiales de montaje o caudal. Cada medidor

ELITE ofrece contención secundaria de serie y opcionalmente con partes húmedas de

acero inoxidable o aleación de níquel y una amplia variedad de conexiones a procesos

para satisfacer cada una de las necesidades. Además, no requieren mantenimiento.[8]

Aplicaciones especiales

Varios medidores ELITE han sido diseñados para aplicaciones especiales, el

CMF010, nuestro medidor más pequeño, proporciona un rendimiento notablemente

alto en aplicaciones de bajo caudal. Cuenta con un tubo de caudal simple y continuo,

y dispone de un modelo de alta presión, para aplicaciones de hasta 413 bar.

El medidor CMF300 de 4 pulgadas, mucho más grande, ofrece la medición

mas precisa disponible en un medidor de alta capacidad.

El medidor CMF300A de 3 pulgadas para alta temperaturas proporciona la misma

precisión y capacidades de medición que nuestros otros medidores ELITE, a

temperaturas de hasta 343 °

Características Sensor CMF300

Mayor rendimiento y rangeabilidad de caudal y densidad.

Excelente inmunidad a los efectos tales como presión, temperatura y vibración.

119

La contención secundaria de presión es estándar.

Amplio rango de tamaños y materiales. [9]

Características Descripción

Opciones de caja Conexiones de purga, disco de ruptura

Aplicaciones Líquidos, lodos alta presión, alta temperatura

Conexiones a procesos ANSI, wafer, DIN, JIS, UNION, Sanitarias

Acero inoxidable 316L

Acero inoxidable 340L

Estabilidad del cero 0.25lb/min

Tamaño (“) 3 a 4

Tasa máx. Caudal 10.000lb/min

Rango nominal de caudal 0-5000lb/min.

Rango. De temperatura °F 32 a 650

Especificaciones de precisión

Sensor Elite CMF300 Transmisor 2700

Caudal +/- 0.10%

Temperatura +/- 1°C

Densidad +/- 0.0005g/cc ó +/- 0.5 Kg./m3

Tabla 28. Características del Sensor CMF300

Figura 33. Sensor CMF300 con caja de conexiones

120

Figura 34. Sensor CMF300 con caja de conexiones remota.

121

ANEXO 3

Transmisor Serie 2700

Transmisor Serie 2700

Los transmisores 2700 ofrecen:

Montaje compacto e integrado al sensor con 360 grados de rotación.

Interfaz local de operador Clase I, División 1/ Zona 1 para:

♦ Ver las variables del proceso.

♦ Ver el estado del medidor a simple vista

♦ Ver y reconocer alarmas

♦ Iniciar, detener y restablecer los totalizadores del transmisor

♦ Ajustar el cero del medidor del caudal.

♦ Realizar pruebas de simulación de salida.

♦ Cambiar las unidades de medición

♦ Asignar variables a la salida

♦ Escalar las salidas

♦ Establecer las opciones de comunicación RS-485

Las funciones de la interfaz pueden ser personalizadas y protegidas con contraseñas.

[13]

Especificaciones Funcionales del Modelo 2700

Conexiones Eléctricas

Conexiones de Entrada y Salida

♦ Tres pares de terminales cableados para las salidas del transmisor.

♦ Los terminales tipo tornillo aceptan uno o dos conductores sólidos, calibre 14 a

12 AWG (2,5 a 4 mm^2); o uno o dos conductores trenzados, calibre 22 a 14

AWG (0,34 a 2,5 mm^2).

Conexión de Alimentación

♦ Un par de terminales cableados acepta alimentación de CA o DC

♦ Un borne de tierra interno para el cableado de tierra de la fuente de

alimentación

123

♦ Los terminales tipo tornillo aceptan uno o dos conductores sólidos, calibre 14 a

12 AWG (2,5 a 4 mm^2); o uno o dos conductores trenzados, calibre 22 a 14

AWG (0,34 a 2,5 mm^2).

Conexión del Puerto de Servicio.

Dos clips para conexión temporal al puerto de servicio.

Señales de entrada/salida

Una conexión a 4 hilos para entrada de señal del sensor con tierra, intrínsecamente

segura.

Opción de salida código A: Transmisores HART/Modbus con salida no intrínsecamente segura.

Una salida de 4–20 mA activa

♦ No intrínsecamente segura

♦ Aislada a ±50 VCD de todas las otras salidas y de tierra física

♦ Límite máximo de carga, 600 ohmios

♦ El Modelo 2700 puede transmitir caudal másico, caudal volumétrico, densidad,

temperatura o ganancia de la bobina drive.

♦ La salida es lineal con el proceso desde 3,8 a 20,5 mA, según NAMUR NE43

(Junio de 1994)

Una salida de frecuencia/pulsos activa o pasiva


♦ Activa o pasiva en transmisores con salidas analógicas, pasiva en todos los

otros transmisores

♦ Puede transmitir caudal másico o caudal volumétrico, que puede utilizarse para

indicar caudal o totalización

♦ Para el Modelo 1700, la salida de frecuencia transmite la misma variable de

caudal que la salida de mA

♦ La salida de frecuencia es independiente de la salida de mA

♦ Escalable a 10000 Hz

♦ Salida máxima de 30 VCD máximo, 24 VCD típica

124

♦ Resistencia pull-up interna de 2,2 kohmios, hundimiento

♦ hasta 500 mA a 30 VCD máximo

♦ La salida es lineal con el caudal a 12500 Hz

Opción de salida códigos B y C: Transmisores Modelo 2700 con salida

configurable no intrínsecamente segura

Una o dos salidas 4–20 mA activas

♦ No intrínsecamente seguras

♦ Aisladas a ±50 VCD de todas las otras salidas y de tierra física

♦ Límite máximo de carga: mA1 — 820 ohmios; mA2 — 420 ohmios

♦ Puede transmitir caudal másico, caudal volumétrico, densidad, temperatura o

ganancia de la bobina drive

♦ La salida es lineal con el proceso desde 3,8 a 20,5 mA, egún NAMUR NE43

(Junio de 1994)

Una salida de frecuencia/pulsos activa o pasiva


♦ Puede transmitir caudal másico o caudal volumétrico, el cual se puede usar para

indicar caudal o total

♦ La salida está aislada eléctricamente pero no es independiente


♦ Alimentada internamente a +15 VCD ±3% o externamente a 3–30 VCD

máximo

♦ Si se alimenta internamente, resistencia pull-up interna de 2,2 kohmios,

hundimiento hasta 500 mA a 30 VCD máximo


Una o dos salidas discretas activas o pasivas

♦ No intrínsecamente seguras

♦ Pueden transmitir evento 1, evento 2, evento 1 y 2, conmutación de caudal,

caudal directo/inverso, calibración en progreso o falla

♦ Alimentadas internamente a +15 VCD ±3% o externamente a 3–30 VCD

máximo

♦ La capacidad máxima de hundimiento es 500 mA

125

Una entrada discreta

♦ Se puede configurar para alimentación interna o externa


♦ Alimentación interna +15 VCD, corriente máxima de fuente 7 mA

♦ Alimentación externa +3–30 VCD máximo

♦ Puede transmitir ninguno, restablecer todos los totales, restablecer el total de

masa, restablecer el total de volumen o iniciar el ajuste del cero del sensor

Transferencia de custodia usando salida doble de pulsos-frecuencia

Se puede configurar el transmisor para salidas de frecuencia en los canales B y C.

La salida del canal C se puede desplazar en fase a 0, 90 ó 180 grados con respecto a la

salida del canal B, o se puede poner la salida de pulsos dual en modo de cuadratura.

Opción de salida código D: Transmisores intrínsecamente seguros

Una salida de 4–20mA pasiva intrínsecamente segura (dos con el Modelo 2700)

♦ Voltaje máximo de entrada, 30 DC, 1 vatio máximo

♦ Corriente máxima de 300 mA

♦ Límites máximos de carga, vea la siguiente gráfica

♦ El Modelo 1700 puede transmitir caudal másico o caudal volumétrico; el

Modelo 2700 puede transmitir caudal másico, caudal volumétrico, densidad,

temperatura, o ganancia de la bobina drive

♦ La salida es lineal con el proceso desde 3,8 a 20,5 mA, según NAMUR NE43

(Junio de 1994)

Figura 35. Valor de Resistencia de Carga de la Salida de mA

126

Una salida pasiva intrínsecamente segura, configurable como salida de frecuencia,

salida de pulsos o salida discreta

♦ Voltaje máximo de entrada, 30 VCD, 0,75 vatios máximo

♦ Corriente máxima 100 mA

♦ Límite máximo de carga, vea la siguiente gráfica

♦ Puede transmitir caudal másico o caudal volumétrico, el cual se puede usar para

indicar caudal o total

♦ Para el Modelo 1700, la salida depende de la salida de mA; para el Modelo

2700, la salida es independiente



Figura 36. Valor de la Resistencia de carga de la Salida de Frecuencia

Transmisores Fieldbus y Profibus-PA

Una salida FOUNDATION fieldbus H1 ó Profibus-PA

♦ El cableado FOUNDATION fieldbus y Profibus-PA es intrínsecamente seguro

con una fuente de alimentación intrínsecamente segura

♦ La señal digital codificada en Manchester cumple con IEC 1158-2.

Comunicaciones digitales

♦ Se puede usar un puerto de servicio sólo para conexión temporal

127

♦ Usa señal Modbus RS-485, velocidad de 38,4 kilobaudios, un bit de paro, sin

paridad

Salida HART o HART intrínsecamente segura (opción de salida códigos A, B, C o

D)

La señal HART Bell 202 está superpuesta en la salida primaria de miliamperes y está

disponible para interfaz del sistema host

♦ Frecuencia 1,2 y 2,2 kHz

♦ Amplitud 0,8 V cresta a cresta

♦ 1200 baudios

♦ Requiere resistencia de carga de 250 a 600 ohmios

Transmisor HART/Modbus (opción de salida código A)

Se puede usar una salida RS-485 para la conexión directa a un sistema host HART o

Modbus. Acepta velocidades entre 1200 baudios y 38,4 kilobaudios.

Transmisores fieldbus (opción código E)

Los transmisores están registrados con la Fieldbus Foundation, y cumplen con la

especificación de protocolo FOUNDATION fieldbus H1.

Frecuencia de entrada desde el sensor

Caudal másico 20 Hz

Caudal volumétrico 20 Hz

Densidad 20 Hz

Temperatura 1 Hz

Bloques de funciones de entrada analógica

Tiempo de ciclo depende del host

Tasa de actualización 50 milisegundos

Tasa de refresco depende del host

128

Especificaciones Físicas de modelo 2700

Alojamiento de montaje en campo

Alojamiento de aluminio fundido con recubrimiento epóxico NEMA 4X (IP67).

El compartimiento de terminales contiene los terminales de salida, los terminales de

alimentación y los terminales del puerto de servicio. Los terminales de salida están

separados físicamente de los terminales de alimentación y del puerto de servicio.

♦ El compartimiento de la electrónica contiene toda la electrónica y la pantalla

estándar.

♦ El compartimiento del sensor contiene los terminales de cableado para la

conexión al procesador central en el sensor.

Terminal tipo tornillo en el alojamiento para la tierra del chasis.

Las entradas de prensaestopas (glándulas) son puertos de conducto hembra 1/2”-14 NPT

o M20 x 1.5. [13]

Montaje

Los transmisores de montaje en campo Modelo 1700 y 2700 están disponibles

montados integralmente a sensores de la Serie T, Serie R y Serie F de Micro Motion.

También se pueden conectar en forma remota a cualquier sensor Micro Motion.

♦ Los transmisores de montaje remoto incluyen un soporte de montaje, y

requieren cable de señal estándar de 4 hilos, blindado y en par torcido, hasta

300 metros de longitud, entre el sensor y el transmisor. Se incluye el hardware

para instalar el transmisor en el soporte de montaje.

♦ Los transmisores de montaje remoto con un cable de señal de 9 hilos entre el

sensor y el transmisor tienen una longitud máxima de cable de 20 metros. Se

incluye el hardware para instalar el transmisor en el soporte de montaje.

129

♦ ensor o en el soporte de montaje, 360

grados, en incrementos de 90 grados.

Figura 38. Transmisor 2700, montaje Remoto a 4 hilos

Se puede girar el transmisor en el s

Figura 37. Longitudes Máximas del Cable

Figura 39. Transmisor 2700, montaje Remoto a 9 hilos

130

Figura 40. Procesador Central de Montaje Remoto

131

ANEXO 4 Tomamuestras Automático

Tomamuestra Automático

Un Sistema de tomamuestras automático es un sistema de calidad que consiste en

proveer los parámetros fundamentales de fiscalización en oleoductos de entrega

asociados a la instalación. Dicho sistema de tomamuestras esta compuesto por un

conjunto de equipos que cumplen con diferentes funciones necesarias para garantizar

la calidad del crudo.

Entre estos equipos se tiene:

Una probeta es la encargada del proceso de recolección de muestras de crudo,

debe de estar en contacto directo con el fluido y estar ubicada de manera

perpendicular y con una inserción equivalente a un tercio del diámetro de la

tubería. La abertura de la probeta debe de ser en dirección contraria al flujo.

Un contenedor y sistema de mezcla: el contenedor permite almacenar una

muestra representativa. El sistema de mezcla permite mantener la homogeneidad

de la mezcla una vez recolectada.

Un controlador permite tomar una muestra representativa del volumen que

circula por el oleoducto.

Probeta tomamuestra True-Cut “C” Series Samplers.

El Tomamuestras Clif Mock “True-Cut”, fue realmente el primer

tomamuestras isokinetico disponible para el muestreo de crudo. Por más de tres

décadas de servicio, ha demostrado ser uno de los métodos más exactos y de

confianza en el momento de extraer una muestra de una tubería para el análisis de

agua y sedimentos.

La serie "C" del tomamuestra Isokinetic abre un compartimiento dentro de la

tubería. Esto garantiza que la velocidad y la dirección lineales del flujo dentro del

133

134

compartimento de la muestra sean iguales a la velocidad de la mezcla en la tubería.

Esto permite al tomamuestra tomar una muestra representativa "Grab" del líquido en

la tubería. [5]

Figura 41. Dimensiones Tomamuestras Automático serie “C” True-Cut

Tabla 29. Instalación Tomamuestras Automático (pulgadas)

135

Tabla 30. Características Generales del True Cut “C” Series Samplers.

True-Cut “C” Series Samplers

Especificaciones Características Material de Construcción Aplicaciones

- C-22/1.5 cc/50 a 195 PSI

- C-22v/1.5 cc/10 a 50 PSI

- C-22 con PEV 1/1.5

c.c./195 a 1.500 PSI

- Presión del diseño: "C"

sonda características

máximas de la presión de

funcionamiento 1,500-psi.

- Diseño bajo del

mantenimiento.

- Conveniente para una

amplia gama de productos.

- Piezas mojadas del acero

inoxidable.

- Dechado De Isokinetic.

- Exacto y confiable.

- Instalación Fácil.

- Tamaño del gancho

agarrador de la muestra: 1.5

cc.

- Acero inoxidable 316,

estándar.

- Sellos - Buna, Viton,

Teflon.

- Plantas petroquímicas

Recipientes de proceso

- Sistemas del petrolero

loading/unloading

- Instalaciones de la lancha a

remolque

- Puntos de la transferencia de

la custodia

- Terminales del carro

- Refineries/pipelines

- Medida de la tubería

- Unidades de LACT

- Control de pérdida

- otros modelos son usos

disponibles

- Tuberías del 2"a 48".

- conexión estándar

1 1/4"NPT

- Servicio del H2S

Contenedor y sistema de mezcla Toma Muestras Automático CMC 500

The Cut True CMC de Clif 500. Las Cantaras están diseñados con un sistema

integrado que circula y mezcla, en el Skid se encuentran ubicados la bomba y el

motor de engranaje. Cada detalle para alcanzar exactitud total del muestreo se ha

dirigido en el diseño de estos sistemas. El CMC 500 es diseñado para recolectar,

almacenar, y mezclar una muestra del producto a través de un dispositivo de muestreo

“TRUE MODEL CUT” modelo “C”. El sistema consiste en unas cantaras diseñadas

en carbón, disponible en los tamaños 5, 10, 20, 30, y 40-gal. El Skid , el tanque, y la

bomba están cubiertos con cocida al horno en de epoxy y se pueden adaptar a

condiciones severas. [6]

Accesorios Estándares.

Cierre del alto nivel.

Cristal de la vista.

Encierro del cam-lock de la abertura completa.

Encierro biselado reverso.

Mezclador estático en línea.

Bomba de engranaje.

Galga de presión.

Válvula de descarga.

Aplicaciones.

Unidades de LACT.

Muestreo en tubería. Truckloading/discharge.

Refinería.

Shiploading/discharge.

136

Opciones de las plataformas de la producción.

Tanque de acero inoxidable 316.

Condiciones severas.

Unidades múltiples de tanque.

Armadura de cristal.

Trazo del calor.

Código de ASME.

Capas especiales.

Pintura especial

Figura 42.CMC 500”True Cut”

Controlador del Tomamuestras

True Cut TM Serie CD Controlador del Tomamuestras

El controlador del tomamuestras automático se diseño para ser utilizado

específicamente con los tomamuesras Isokinetic C-22. Estas unidades están

disponibles en cuatro diversas configuraciones y son capaces de generar pulsos

continuos, medir en el tiempo, estableciendo el paso de la computadora y enviando

una señal de alarma ante una pérdida. Estas unidades están equipadas de un motor

interno que se activa por una tarjeta de control para rotar 180° para permitir el

dechado de la serie de "C" a la muestra de la toma una por 180° de la rotación.

137

El CD-20 A tiene cuatro interruptores en la tarjeta de control que se puede

permitir a través de un alambre de puente ser cualquier cuentas u hora del pulso en

segundos. Esto permite que la unidad sea utilizada para proporcional al muestreo del

flujo contando a partir 1 a 9.999 pulsos. También puede ser cambiada a un modo del

contador de tiempo y contará a partir 3 a 9.999 segundos entre las muestras. El

regulador CD-20 se utiliza lo más a menudo posible donde P.L.C.'s o las

computadoras establecen el paso del dechado proporcional al flujo. Esta unidad

proporciona una muestra por pulso de a prescaled fuente. [7]

El CD20 SFA tiene la característica agregada de un alarmar de la falta de la

muestra. Se desactiva un relais si un comando de la muestra no se recibe dentro de

preestableció el período del tiempo. Todas estas unidades se unen fácilmente

directamente al dechado en la tubería y no requieren ningún otro hardware de

montaje. Pueden ser quitadas fácilmente de la tubería y haber demostrado ser

fácilmente adaptables a la mayoría de los usos de muestreo.

Figura 43. True Cut TM Serie CD Controlador del Tomamuestras

138

ANEXO 5

Sistemas Supervisorios

Sistemas Supervisorios

Se entiende por supervisión a la adquisición de variables que están

relacionadas con el proceso, pero no incluidas dentro de los esquemas de control

automático. Estas variables pueden ayudar al operador a tener una visión mas

completa de la operación del proceso utilizando la información obtenida para

realizar cálculos de operación y producción.

Los sistemas de supervisión son utilizados para recolectar información

proporcionada por ciertos equipos y llevarla después a través de un medio de

comunicación adecuado el centro de control, donde se tendrá disponible para

analizarla y tomar las decisiones adecuada.[3]

Modos de Operación

Los modos de operación son los medios por los cuales los nodos obtienen acceso

al canal. Son usados para medir entre nodos que compiten para usar un canal y

están generalmente clasificados como:

Reporte Continuo: las estaciones remotas envían la información al centro de

control continuamente, obteniéndose así el máximo de velocidad en el envío de

los datos. La desventaja de este modo es que se requieren diferentes frecuencias

para cada una de las estaciones remotas.

Reporte Secuencial de Tiempo: cada remota envía su información en un

período de tiempo predeterminado, por esto, cada remota tiene un reloj interno

que alimenta un contador generador de códigos. Las remotas tienen asignado un

código que es comparado con el generado por el contador, cuando son iguales, la

remota transmite su información hasta el centro de control. Una vez que todas las

remotas han enviado su información, desde el centro de control se vuelven a cero

los contadores de las remotas, dando inicio a un nuevo ciclo de supervisión. Su

ventaja con respecto al modo continuo es que se puede utilizar la misma

frecuencia para todas las remotas.

Polling: una estación maestra ubicada en el centro de control central interroga

a todas las unidades remotas, ya sea de manera secuencial o en un orden

determinado. La unidad remota recibe códigos generados por la estación maestra

140

y los compara con su código asignado, cuando ambos son iguales, la remota

transmite su información.

Sistemas SCADA

El SCADA es un sistema que, basado en computadoras permite:

- Adquirir información (datos o data en Inglés) de procesos distantes, mediante

Unidades de Transmisión Remota (RTU-PLC).

- Enviar esa información desde el sitio remoto hasta un Centro de Control.

- Supervisar el proceso automatizado y decidir acciones de control.

De una Manera más Amplia un Sistema Scada Permite:

- Poseer datos actualizados de las variables de procesos remotos

- Visualizar selectivamente la información mediante tablas y despliegues

- Ejercer Control a distancia

- Detectar eventos y condiciones de alarma a través de monitores e impresoras

- Planificar y evaluar mantenimiento

- Mantener la información en Bases de Datos para elaborar informes: diarios,

especiales, históricos, estadísticos y de planificación para políticas gerenciales.

Partes del Sistema SCADA

Todo sistema SCADA consta de cuatro partes fundamentales:

1.- Los sistemas de control local, geográficamente dispersos, capaces de

interactuar con equipos de campo (Instrumentación Local).

2.- Las unidades de recolección y transmisión de datos y receptores de

instrucciones en campo (Módulos de E/S y Control del RTU).

3.- Los medios de comunicación entre el Centro de Control y las estaciones

remotas (Sistema de Comunicaciones).

4.- El Centro de Control donde se recibe la información de campo y del

sistema y se ejercen las acciones de operación necesarias (MTU).

141

Los PLC fueron en el principio diseñados para ejecutar secuencias en sustitución

de los relés y no en la transmisión de datos, pero usan su propia base de datos

para, a través de una unidad externa de comunicación, enviar la información al

Centro de Control SCADA.

La rapidez de reacción del proceso a los cambios fija los tiempos de muestreo,

procesamiento y de comandos de control hacia el campo.

Constitución de un Sistema SCADA:

Unidad Terminal Maestra (MTU)

- Computador Maestro (puede ser redundante: uno o varios de respaldo)

- Periféricos (Interfaz humano - máquina): Monitores, Teclado, Ratón o

trackball, Sensor de tacto (touch screen), Impresora de alarmas y eventos,

plotter, etc.

- Paneles auxiliares

- Modem

- Fuente ininterrumplible (UPS, Cuarto de Baterías)

- Medio de Comunicación

- Unidad Terminal Remota (RTU)

- Sensores (Transductores para los parámetros operacionales de campo)

- Controladores Integrados (PLC, SCD, etc.)

- Modem

- Medio de Comunicación

Medios de Comunicación

- Cable trenzado o Coaxial

- Par telefónico o Teléfono Celular

- Radio-enlace VHF / UHF

- Microonda

- Satelital

- Fibra Óptica

- Otro

142

Importancia de los Sistemas SCADA

Los sistemas SCADA surgen como una respuesta a la necesidad de

centralizar la información proveniente de los diferentes procesos, permitiendo,

además, la integración de estos sistemas en el ámbito de las redes Industriales y

Corporativas; los mismos se desarrollan con los avances en la electrónica, la

computación y las comunicaciones.

El propósito principal del sistema consiste en adquirir la información y

procesarla en tiempo real, facilitando al operador, ubicado en un Centro de

Control, la supervisión y control continuo, a distancia, de los procesos

automatizados.

La Adquisición de Datos se refiere a la recopilación, en tiempo real, del

estado de las variables por la instrumentación local instalada, para transmitirla

hasta un Centro de Control, desde el cual el operador puede solicitar, desplegar y

archivar información relacionada con los procesos.

Unidad de Terminal Maestra MTU

La parte del Sistema instalada en el Centro de Control se llama Unidad

Terminal Maestra (MTU o Master Terminal Unit en Inglés). Consiste en unas

aplicaciones computarizadas con funciones de despliegue, cálculo,

almacenamiento de datos, comunicaciones, etc., que actualiza periódicamente la

información almacenada, permitiéndole al operador, como se verá más adelante,

supervisar los procesos e interactuar con ellos.[3]

Unidad Terminal Remota RTU

La parte del Sistema instalada en los sitios remotos (plantas, estaciones) se

llama Unidad Terminal Remota (RTU o Remote Terminal Unit) estos pueden ser

computadoras o PLC y consiste de unas aplicaciones computarizadas, en las

cuales se destaca especialmente el subsistema de Adquisición de Datos, cuya tarea

consiste en la recolección periódica, procesamiento y monitoreo de información

del proceso a supervisar. Está en capacidad de recibir, decodificar y responder las

143

interrogaciones periódicas que le hace la MTU, así como de ejecutar acciones de

control a requerimiento del operador.

Modulo de Entrada y Salida (E/S) del RTU

En los sistemas SCADA el proceso de adquisición de datos ocupa el grueso

de la actividad y está totalmente automatizado; hay comandos de control que están

a cargo del operador, ubicado en el Centro de Control, quien representa el

componente humano del sistema y tiene la opción de ejecutar las acciones de

control, de acuerdo a la información recibida, los planes de contingencia y su

conocimiento del proceso productivo.

El Módulo de Entrada/Salida es una parte importante de La Unidad

Terminal Remota, ya que centraliza, precisamente, las tareas de adquisición,

sirviendo de interfaz entre los sensores que monitorean las variables del proceso

y la misma RTU o, lo que viene a ser igual, entre los sensores y la Unidad

Terminal Maestra. [3]

Este módulo es un subsistema del SCADA que le permite en el campo

(RTU/PLC), interactuar con el proceso de la manera siguiente:

- Módulos De Entradas (A1, DI):

Analógicas (4-20 mA, 1-5V, etc.: flujo, temperatura, Etc.)

Binarias (Interruptores de protección: nivel, etc.)

- Módulos De Salidas (AO, DO):

Analógicas (4-20 mA para accionar válvula, etc.)

Binarias (Arranque/Parada de bombas, etc.)

Elementos Primarios

Los elementos primarios o sensores en el campo (transductores), junto a

algunos dispositivos muy importantes que median entre cada uno de ellos y los

144

módulos de entrada (parte del Subsistema de Entrada/Salida o Input/Output) y

entre los módulos de salida y los elementos finales de control. Los llamados

elementos primarios constituyen el verdadero comienzo de la medición de

cualquier variable en el campo, que debe, como es lógico, partir del proceso

mismo.

En los procesos de petróleo y gas los traductores más comunes son de Presión

Estática (P.S.I.), Presión Diferencial, Temperatura, Nivel, Velocidad, etc.

Lazo Analógico

Tenemos, en primer lugar, una placa de orificio, instalada en la tubería de

proceso, con sus tomas de alta y baja presión conectadas, mediante tubería de

instrumentación, a un transmisor electrónico de presión diferencial, que depende

del caudal a medir.

Este componente básico, el TRANSMISOR, recibe la presión diferencial en

pulgadas de agua que el flujo produce entre los dos lados de la Placa de Orificio y

la convierte en una corriente proporcional de 4 a 20 miliamperios (4-20 mA), que

va a transmitir, generalmente mediante un par de cables, desde el sitio de

medición hasta el terminal del módulo de Entradas Analógicas de una RTU o un

PLC donde es convertida a 1 – 5 v DC para luego a través de un convertidor A/D

se convierte en un número y luego a un valor de ingeniería presión diferencial.

Esta presión diferencial puede ser utilizada para controlar el flujo mediante una

válvula que representaría un Elemento Final de Control.

Conversión Analógico / Digital, Digital/ Analógico y Corriente/ Presión

En lo que respecta al Módulo de Entradas Analógicas de una RTU o de un

PLC, esta señal de 4-20 mA, al representar instantáneamente las variaciones

correspondientes de presión diferencial presentes en la entrada del transmisor,

debe ser convertida en una magnitud digital antes de ser transmitida hasta el

Centro de Control y procesada para los efectos de indicación o control previsto en

el sistema SCADA.

145

Esta conversión Analógico/Digital tiene, efectivamente, lugar dentro del

PLC o la RTU, para, finalmente salir, si es el caso, a través de un convertidor D/A

y luego al Módulo de Salidas Analógicas, en forma de otra señal de 4-20 mA,

para mover el actuador de la válvula final, mediante un CONVERTIDOR I/P

(de Corriente a Presión), con salida de 3-15 PSI, capaz de mover el diafragma de

la válvula respectiva.

Transmisores Inteligentes

La Tecnología de semiconductores produce transmisores cada vez más

sofisticados. Estos transmisores están basados en la aplicación de un

microprocesador y tienen memoria, lo cual los hace altamente competitivos,

tendiendo, actualmente, a remplazar los tradicionales en la mayoría de las

aplicaciones. Entre sus características y ventajas pueden citarse las siguientes:

- Puerto de Salida Serial y Analógico

- Pueden conectarse al Bus de Campo (Field Bus)

- Son Configurables

- Se configuran localmente (botones) o a distancia mediante una interfaz

- Su linealidad es muy buena

- Aceptan funciones cuadráticas y lineales, mensajes, fechas, etc.

- Pueden transmitir y controlar

- Pueden comunicarse directamente con la RTU o el PLC.

Adquisición de Datos

Los sensores en el campo monitorean las condiciones reales de operación

(variables del proceso), convirtiéndolas en magnitudes eléctricas de voltaje o

corriente. En el caso de una medición analógica, una tensión eléctrica - por

ejemplo -, la misma puede tomar valores intermedios a través de toda su escala o

rango, mientras que un sensor de estado sólo puede representar dos estados o

condiciones (voltaje alto o normal, “1” ó “0”).

Estas señales son transmitidas a la MTU por la RTU o el PLC, después de

digitalizarlas, utilizando los módems y la línea de comunicación. La Maestra

146

procesa esta información de acuerdo a su programa y despliega la información en

las pantallas, impresoras, etc. O activa una alarma sonora si el punto entra en

alarma. El operador supervisa las operaciones mediante los referidos dispositivos

(monitores, impresoras) y decide las acciones a tomar, que son introducidas en el

sistema a través del teclado de la cónsola de comando u otros medios tales como

Ratón, Track Ball, etc.

Estos comandos introducidos por el operador son procesados por la Estación

Maestra (MTU), que envía, a su vez, otra señal codificada a las unidades remotas

(RTU/PLC), a través de los módems y las líneas de comunicación. En su

momento cada RTU direcciona, decodifica y procesa los comandos transmitidos

por la Maestra, enviando, a su vez, las señales requeridas al campo para

arrancar/parar, encender/apagar o, en general, actuar sobre los elementos finales

de control.

Medios de comunicación entre el Centro de Control y las RTU´s

En todo sistema de comunicación hay por lo menos dos elementos que se

quieren comunicar y un medio o canal de comunicación, por el cual transita la

información (datos y órdenes) de un lugar (fuente) a otro (destino). Como las

comunicaciones en los sistemas SCADA son bidireccionales, las áreas remotas y

el Centro de Control son alternativamente fuente y destino de las comunicaciones.

Entre los canales de comunicación más comunes se pueden mencionar:

1.- Cables,

2.- Espacio libre (radio - frecuencia) y

3.- Fibra óptica.

A veces la distancia y los accidentes geográficos entre el Centro de Control y

las estaciones remotas ameritan el uso de repetidoras de señal y varios tipos de

canales para asegurar una buena comunicación.

Ejemplo: Puede utilizarse radio frecuencia UHF como canal de transmisión, desde

la estación remota hasta una repetidora, y microondas desde allí al Centro de

147

Control; cada tipo de canal tiene sus propias características de nivel de ruido

aceptable, direccionalidad, penetración, alcance y ancho de banda.

Protocolo Modbus

De acuerdo con la información presentada en el sitio de Internet

www.modbus.org, el protocolo MODBUS es una estructura de mensajería

ampliamente utilizado para establecer comunicaciones maestro – esclavo entre

dispositivos inteligentes. Un mensaje MODBUS enviado desde un terminal

maestro a un terminal esclavo contiene la dirección del esclavo, el “comando”

(leer registro, escribir registro, etc), los datos y el resumen de la revisión (LRC o

CRC).

Debido a que el protocolo MODBUS es sólo una estructura de mensajería, es

totalmente independiente de la capa física. Tradicionalmente es implementado

utilizando RS232, RS422 o RS485 sobre varios medios (fibra óptica, radio,

celular, etc).

MODBUS TCP / IP utiliza TCP / IP y el Ethernet para llevar la estructura de

mensajes del MODBUS. MODBUS / TCP requiere licencia, pero todas las

especificaciones son públicas y abiertas así que no se debe pagar derecho de autor

por esta licencia.

El protocolo MODBUS está disponible en dos versiones:

1.- Modo de transmisión ASCII: cada byte de ocho bits en un mensaje es

enviado como dos caracteres ASCII.

2.- Modo de transmisión RTU: cada byte de ocho bits en un mensaje es

enviado como dos caracteres de cuatro bits hexadecimales.

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http://www.modbus.org/

La principal ventaja del modo RTU es que alcanza un mayor rendimiento,

mientras que el modo ASCII admite intervalos de tiempo de hasta 1 segundo que

ocurren entre caracteres sin causar ningún error.

Estructura De Tramas Modbus

El campo de dirección de un mensaje de trama contiene dos caracteres

(ASCII) u ocho bits (RTU). Las direcciones válidas de los dispositivos esclavos

están en el rango de 0 a 247 en decimal. Los dispositivos esclavos individuales le

son asignadas direcciones en el rango de 1 a 247. Un unidad maestra direcciona a

un esclavo colocando la dirección del esclavo en el campo de dirección del

mensaje. Cuando el esclavo envía su respuesta, coloca su propia dirección en el

campo dirección de la respuesta para hacer saber al maestro cuál es el esclavo que

está respondiendo.

El campo código de función de un mensaje de trama contiene dos caracteres

(ASCII) u ocho bits (RTU). Los códigos válidos están en el rango de 1 a 255 en

decimal. Cuando un mensaje es enviado desde el dispositivo maestro hacia el

esclavo, el campo de código de función le informa al esclavo qué clase de acción

realizar. Ejemplos de ello son: leer los estados de encendido / apagado de un

grupo de entradas discretas, leer los contenidos de datos de un grupo de registros,

leer el estado del diagnóstico del esclavo, escribir en registros designados o

permitir cargar, grabar o verificar el programa dentro del esclavo.

Cuando el esclavo responde al maestro, se utiliza el campo de código de

función para indicar una respuesta normal (libre de errores) o que algún tipo de

error ha ocurrido (respuesta de excepción). Para una respuesta normal, el esclavo

simplemente retorna el código de función original. Para una respuesta de

excepción, el esclavo retorna un código equivalente al código de función original

con el bit más significativo como un 1 lógico.

El campo de datos está construido usando grupos de dos dígitos

hexadecimales, en el rango de 00 a FF hexadecimal. Esto puede ser completado

con un par de caracteres ASCII o con un carácter RTU, de acuerdo con el modo

149

de transmisión serial de la red. Pero también, el campo de datos puede no existir

(longitud cero) en ciertos tipos de mensajes, dependiendo de lo que indique el

campo de código de función.

El campo de datos del mensaje enviado desde la unidad maestra a los

dispositivos esclavos contiene información adicional, la cual, deber ser utilizada

por el esclavo para realizar la acción definida por el código de función. Esto puede

incluir direcciones discretas o de registros, cantidad de variables a ser manejadas y

el conteo de los bytes de data actuales en el campo.

Si no ocurren errores, el campo de datos de la respuesta del esclavo al

maestro, contendrá los datos requeridos. Si ocurre un error, el campo contendrá un

código de excepción que la aplicación del terminal maestro podrá usar para

determinar la próxima acción a ser tomada.

Se utilizan dos tipos de “checksum” para redes estándares MODBUS. El

contenido del campo de chequeo de errores depende del método de transmisión

que esté siendo utilizado.

Transductores

En todo proceso de automatización es necesario captar las magnitudes que

se generan constantemente en planta, para poder así saber el estado del proceso

que estamos controlando. Para ello, empleamos los transductores o sensores,

términos que se suelen emplear como sinónimos aunque el transductor engloba

algo más amplio.

Se puede definir un transductor como un dispositivo que convierte el valor

de una magnitud física en una señal eléctrica codificada, ya sea en forma

analógica o digital. No todos los transductores tienen por qué dar una salida en

forma de señal eléctrica, sin embargo, en aplicaciones industriales suele ser lo más

frecuente.

150

Los transductores, generalmente, se componen de las siguientes partes

- Elemento sensor o captador: convierte las variaciones de una magnitud

física en variaciones de una magnitud eléctrica.

- Tratamiento de la señal: si existe, realiza la función de modificar la señal

obtenida para obtener una señal adecuada (filtrado, amplificación, etc).

- Etapa de salida: comprende los circuitos necesarios para poder adaptar la

señal al nivel requerido para la carga exterior.

Clasificación

Según el tipo de señal de salida, es decir, la forma de codificar la magnitud

medida, diversos autores coinciden con la siguiente clasificación:

- Analógicos: aquellos que proporcionan un valor de tensión o corriente

dentro de un rango previamente fijado (normalmente 0 – 10 V ó 4 – 20

mA).

- Digitales: aquellos que proporcionan una señal codificada en pulsos o en

alguna codificación digital. (BCD, binario, etc.).

- Todo – Nada: aquellos que únicamente poseen dos estados, los cuales

están separados por un valor umbral de la variable detectada.

151

ANEXO 6 Tabla ANSI B31.1

ANEXO 7 Gráfico Pozo DM-151 Cretaceo

ANEXO 8 Pronostico Diario de Producción Mara y La Paz

ANEXO 9 Gráfica del Pozo DM-91 y DM-43 Eoceno Paleoceno

ANEXO 10 Selector de Equipos Con Tecnología Coriolis Micro Motion

ANEXO 11 Tabla de Calibración Tanque Nº E-2

REFERENCIAS BIBLIOGRAFIA

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Energía y Petróleo, Caracas 26 de Agosto 2001.

[2] Ley Orgánica de Hidrocarburo Líquidos.

[3] Manual SCADA para Supervisores, Miguel Paz Bonells, Cesar Ortega, Noviembre

1999.

[4] Manual de Mediciones Estándar de Petróleo Capitulo 8 Sección 2, Practicas

Estándar dara Muestreo Automático de Petróleo Liquido y Productos (Derivados)

del Petróleo, Segunda Edición Octubre 1995.

[5] Guía de Especificaciones Toma Muestra Automático Serie C de Clif Mock, Nuflo.

[6] Guía de Especificaciones Contenedores CMC 500 de Clif Mock, Nuflo.

[7] Guía de Especificaciones Controlador CD-20 de Clif Mock, Nuflo.

[8] Medidores de Caudal Másico y Densidad Elite de Micro Motion, Disponible con

Tecnología MVD, Micro Motion Emerson. Process Management, Noviembre 2002.

[9] Medidores de Caudal Micro Motion, Sumario de Especificaciones, Noviembre

2002.

[10] Institute of petroleum measurement paper N° 5.

[11] Dynamic Mass Measurementof Petroleum an Guide to Coriolis Effect Direct Mass

Flowmeter, July 1991.

[12] International estándar; petroleum liquis-automatic, pipeline sampling reference

number ISO 3171:1998 (E).

[13] Manual de Transmisores de las series 1000 y 2000, con tecnología MVD, Emerson

Process Management, Micro Motion, Julio 2003.

[14] Manual Transmisores Rosemount 3051S Series, Agosto 2004

[15] Manual Models 3144 y 3244MV Smart Temperature Transmitters, Rosemount

Measurement, 1997.

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