UNIVERSIDAD DISTRITAL FRANCISCO JOSE DE CALDAS FACULTAD TECNOLOGICA

Formato para Propuesta de Proyecto de Grado de Tecnología en Electrónica.

TITULO PROPUESTA

MODULO DE INSTRUMENTACION VIRTUAL PARA TORRES DE PERFORACIÓN PETROLERA

PROPONENTES

MARIO ALBERTO SALAZAR BARRETO Cód.: 20041073090 FRANCISCO GONZALEZ BUITRAGO Cód.: 20041073043

DIRECTOR

ING. RICARDO PIRAJAN

REFERENCIA AL CONSEJO

Este proyecto consiste en desarrollar e implementar un instrumento virtual que permita monitorear el comportamiento de una torre petrolera analizando señales analógicas provenientes de sensores con salida 4-20 mA y señales digitales provenientes del malacate de taladros de perforación. Permitiendo la visualización de este con una interfaz de comunicación a un PC mediante protocolo USB. El sistema basa su funcionamiento en dispositivos de señal mezclada PSoC. Para el grupo de Investigación INTEGRA

DATOS DE ENLACE

E-mail: tvadicto@gmail.com Teléfonos: 5764738 – 317 3425871 E-mail: thoranaga@hotmail.com Teléfonos: 2777418 – 3123329364

E-mail del Proyecto: drillproyect@hotmail.com Versión del Documento: 1 Código del Documento:

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__________________________________________________________________ Espacio Exclusivo Consejo Curricular

APROBADO MODIFICAR RECHAZADO

1.0 INFORMACIÓN GENERAL DEL PROYECTO Título: MODULO DE INSTRUMENTACION VIRTUAL PARA TORRES DE PERFORACIÓN PETROLERA

Estudiantes Proponentes: Francisco González Buitrago Código: 20041073043 Mario Alberto Salazar Barreto Código: 20041073090 Total de Estudiantes (dos): 2 Línea de Investigación: Instrumentación. Representante Legal: Mario Alberto Salazar Barreto CC: 1022337474 Entidad: Universidad Distrital Francisco José de Caldas – Facultad Tecnológica Tipo de Entidad:

Universidad Pública: X Universidad Privada: Instituto de Investigación Público:

Centro de Investigación Privado: Organizaciones Gubernamentales: ONG: Empresa, Centro Empresarial o Gremio de la Producción:

Dirección: Calle 75 Sur No 68ª - 51 Teléfono: 7 31 15 40 Fax: Correo Electrónico: Sede de la Entidad: Facultad Tecnológica Nit: Ciudad: Bogotá Departamento:

Tipo de contribuyente: Entidad de derecho público Entidad de economía mixta X Entidad industrial y comercial del estado

Lugar de Ejecución del Proyecto: Grupo de investigación en instrumentación, automatización y redes de aplicación industrial. “INTEGRA” Ciudad: Bogotá Departamento: Cundinamarca

Duración del Proyecto: 7 meses Tipo de Proyecto: Instrumentación

Investigación Básica: Investigación Aplicada: Desarrollo Tecnológico o Experimental: X

Valor del proyecto: $ Valor del proyecto: $ $6’6670.000 de los cuales 4’2800. 000 corresponden al valor de los equipos usados en el proyecto, $1’600.000 al trabajo aportado por los estudiantes y $600.000 de los materiales usados en el proyecto Descriptores / Palabras claves: Taladro de Pozo Petrolero (Rotary Drilling Rig): Aparato utilizado para la extracción de crudo, creando un agujero (borehole) de extraccion. Tacómetro: medidor de velocidad de un rotor en revoluciones por minuto Contador UP DOWN: Contador incremental-decremental de giros en un rotor. MWD (Measurement While Drilling): Elementos que transmiten información del taladro. SCADA (Supervisory Control and Data Acquisition) Control supervisor y adquisición de datos I2C: Protocolo de comunicaciones entre un maestro y uno o varios esclavos. PSOC (program system on chip), microcontrolador con recursos analógicos.

Observaciones:

2.0 RESUMEN EJECUTIVO

Debido al descenso de disponibilidad mundial del petróleo y al aumento de su costo, en estos momentos hay un relativo auge en la exploración y explotación de hidrocarburos para garantizar la demanda mundial y reservas de este preciado recurso; para que esta empresa tenga éxito se requerirán mayores y mejores sistemas de explotación de hidrocarburos y con ellos un excelente monitoreo y bajo costo de los mismos. Por ello para las industrias petroleras la eficaz exploración y explotación se ha convertido en una prioridad. El proyecto MODULO DE INSTRUMENTACION VIRTUAL PARA TORRES DE PERFORACIÓN DE LA INDUSTRIA PETROLERA pretende contribuir a una solución viable; brindando datos e información constante de lo que sucede en las torres petroleras.

Aplicando tecnología de innovación como PsoC (program system on chip), proponemos brindar un sistema basado en 4 dispositivos esclavos que realizarán monitoreo en las torres de perforación; como conteo de giros y RPM, y análisis de variables provenientes de sensores análogos cuya salida varia entre 4 y 20 mA; y que se comunicarán por comunicación I2C a un dispositivo maestro con interfaz a PC, en el cual un software que interpretara y visualizara los datos. Todo esto se realizara con el apoyo del Grupo de Investigación INTEGRA. En la investigación y desarrollo de este proyecto planeamos un tiempo total de 7 meses.

3.0 DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO

3.1 Planteamiento del Problema

3.1.1 Descripción del problema En estos momentos el mundo se encuentra en espera una crisis energética y de una catástrofe social1, debido al descenso de disponibilidad mundial de hidrocarburos, que no solo se usa en combustibles, sino también en la elaboración de plásticos (polímeros) y otros derivados; y al aumento de su costo relativo. Estudios recientes indican que la escasez de este preciado recurso”2, requerirá mayores y mejores sistemas de explotación de hidrocarburos así como un excelente monitoreo y bajo costo de los mismos en relación gasto – inversión, sin contar los factores de rentabilidad, competitividad y nuevos yacimientos que se pueden ver en Colombia3. Por ello para las industrias petroleras la eficaz exploración y explotación se ha convertido en una prioridad. Nuestro proyecto pretende contribuir a estas; brindando datos e información constante de lo que sucede principalmente en el proceso de perforación de la tierra, el cual es de vital importancia para el reconocimiento de factores de buen funcionamiento y seguridad en la perforación del pozo. Aplicando tecnología de innovación en Colombia como las PsoC (program system on chip), nos permitirá realizar esta instrumentación de forma mas simple y de un costo más

1 Para mas información de los estudios visite http://www.oilcrisis.com 2 http://www.eia.doe.gov/emeu/steo/pub/ 3 Ecopetrol S.A. Carta Petrolera No. 116 Enero 2007 http://www.ecopetrol.gov.co

bajo que la utilizada en la Actualidad, la cual se encuentra basada en PLC (Controles Lógicos Programables), esto se realizara con el apoyo del Grupo de Investigación INTEGRA 3.1.2 Identificación de Problemas

Identificación de problemas PROBLEMA DESCRIPCIÓN INDICADOR Falta de Innovación Tecnológica para Instrumentación Petrolera

Los dispositivos que se utilizan principalmente en Colombia, no se encuentran a la vanguardia de los utilizados en el resto del mundo, bien sean por sus sistemas obsoletos (análogos) o por la falta de investigación en esa área.

Los dispositivos mas recientes de instrumentación petrolera incluyen magnetómetros acelerómetros y giroscopios en un solo dispositivo, o bien vía acceso a internet Fuente http://www.scientificdrilling.com/ http;//www.epochwellservices.com/

Extremados costos para dispositivos MWD4

Los dispositivos tecnológicos para MWD en su mayoría se tienen que importar a altos costos, además de que son pocos los que se ajustan completamente a los requerimientos de los taladros petroleros que se encuentran en la actualidad en Colombia.

Los costos generados tan solo por el sistema de RPM del taladro oscila entre 195 y 300 dólares cada uno Fuente http://www.wagnerinstrumentation.com/

Cantidad Superior De Taladros y déficit de aparatos de Control y Monitoreo De Datos

Los sistemas de Control supervisión y adquisición de datos (SCADA) en especial para la parte de perforación son menores que las torres de exploración disponibles, por ende se deben comprar mas cada año

El gasto de inversión para perforación en el año 2006 fue de $ 25,914,000 y en 2007 es de $ 33,656,000 y el de electrónica e instrumentación en 2006 de $ 38,548,000 de en 2007 de $49,198,000 de pesos Fuente ECOPETROL S. A.

4 MWD (Measurement While Drilling)

Poca disponibilidad de instrumentación virtual para este fin.

Aunque actualmente existe instrumentación virtual para el taladro de perforación petrolera que permite observar el estado de determinadas variables; estos instrumentos no se encuentran disponibles en el país por su elevado costo.

La instrumentación que se encuentra disponible se basa en el Sistema SCADA y requiere de dispositivos fijos y no de dispositivos modulares y/o virtuales. Fuente ECOPETROL S. A.

Riesgo Industrial por errores humanos o de instrumentos obsoletos

En muchos casos la revisión se realiza de forma humana y puede llevar a errores de lectura por desgaste del dispositivo o por simple error de carácter humano

Algunos instrumentos de medición que se manejan datan del año 1987 e inclusive existen algunos mas antiguos Fuente ECOPETROL S. A.

3.1.3 Formulación del problema. Ver Anexo (1)

La necesidad de este tipo de instrumentación para la industria de petróleos nace de distintos factores: La instrumentación que se puede conseguir en la región la cual es 100% importada o bien solo se encuentra para sensar la superficie a taladrar (Logging While Drilling), la profundidad del agujero después de perforado, o se tiene solo instrumentación de tipo análoga del taladro (Drilling Data) lo cual deja un margen de error por parte de los operarios que miden el funcionamiento de la misma, y en algunos casos se puede llegar a cometer errores humanos, bien sea por la antigüedad del equipo o por fatiga del operario. Aunque existan sistemas de medida para taladrado (Measurement While Drilling), estos son mas utilizados en perforación direccional (taladrado no lineal), y son manejados por el Sistema SCADA, (basando su tecnología en PLC) pero son muy costosos como que proveen empresas tales como Wagner Instrumentations, Nabors Drilling y Petron, principales proveedores de instrumentación Petrolera en Colombia entre otros, y no se adaptan a la mayoría de taladros que existen, (algunos bastante obsoletos). Lo cual se puede mejorar con una instrumentación modular/virtual como la planteada en este proyecto.

3.2 IMPACTO ESPERADO

3.2.1 Impacto Social Este proyecto permitirá situar a Colombia por su posición geopolítica, no solo en uno de los mas recientes generadores de butanos sino como uno de los pioneros en nuevas tecnologías de instrumentación petrolera en Suramérica, observando la necesidad de enfocar ciencias aplicadas a la seguridad de la industria de hidrocarburos, (e indirectamente la de sus trabajadores y las familias que habitan cerca de estos yacimientos). Disminuyendo en gran medida los gastos de Importación extranjera de estos suministros así como convertirse en transferencia de Tecnologías a países altamente petroleros como lo son México, Venezuela y Brasil (Estos Últimos Vecinos Nuestros) 3.2.2 Impacto Tecnológico Este proyecto permite una instrumentación electrónica flexible a las diversas necesidades de los componentes de medida que existen en el área de perforación petrolera, aplicando una tecnología relativamente nueva como lo es la Tecnología PsoC, enfocada a una instrumentación virtual, lo cual permitiría disminuir los costos de monitoreo haciendo de esta una solución innovadora y de fácil acceso en el mercado. 3.2.3 Impacto Medio Ambiental

Este proyecto lograra evitar que las actividades de perforación bien sean de rutina o de explotación petrolera aumenten la contaminación del aire, y libere tóxicos por un mal funcionamiento o acople de las mismas (ej. Motor – Mesa Rotatoria). Durante estas operaciones, el crudo puede filtrarse y causar bolas de petróleo que llegan a las playas o ríos circundantes, si no se verifica el movimiento de entrada/ salida del taladro (ej. Contadores Up/Down). Esto es mas una problema de estética que de salud pública, sin embargo han habido casos de ingestión de estas bolas por niños y animales. Además, existe un peligro que los contaminantes de los desechos de las perforaciones puedan filtrar a las fuentes de agua potable. 3.2.4 Impacto Económico . Este proyecto permitirá que los factores de gastos de producción de crudo disminuyan principalmente en el área de instrumentación (casi del 60% del que ahora se tiene), sabiéndose que estos aparatos constituyen cerca del 40% de los gastos totales, (por cuestiones de importación). También a que se pueda comercializar a países cuya esta tecnología es bastante deficiente.

3.3 Usuarios directos e indirectos potenciales de los resultados de la investigación:

• Usuarios Directos: Serán las empresas petroleras de exploración y extracción de todo tipo (Gas Natural, Hidrocarburos, etc.), mas exactamente quienes tienen mayor inferencia en Colombia como ECOPETROL entre otras, para eliminar sus gastos de inversión en importación de instrumentación electrónica.

• Usuarios Indirectos: Serán las personas involucradas en la labor de extracción petrolera a nivel nacional e internacional que deseen implementar tecnologías electrónicas para mejorar y aumentar los posibles métodos de instrumentación.

3.4 MARCOS DE REFERENCIA 3.4.1 Marco Teórico TEORÍA CIENTÍFICA INSTRUMENTACIÓN ELECTRÓNICA: Se denomina instrumento tradicional al dispositivo formado por una combinación de elementos electrónicos tales como válvulas termoiónicas, transistores o circuitos integrado, entre otros muchos y que combinados adecuadamente, permiten la realización de funciones diversas, susceptibles de ser procesada mediante señal eléctrica. (Ashok. A, Procesamiento de señales analógicas y digitales,2002). En general, los humanos estamos acostumbrados a trabajar como instrumentos independientes de forma de cajas negras que se utilizan para realizar determinadas medidas. Estos instrumentos pueden llegar a ser demasiado rígidos a la hora de configurar nuevas metodologías para poder desarrollar alternativas de medida. Los instrumentos modernos generalmente ya están pensados para ser integrados en sistemas de instrumentación, que combinan potencia de cálculo y la flexibilidad de operación de los ordenadores, el software y los instrumentos programables especializados. (Ferrero José, Instrumentación electrónica, 1998). Por lo tanto, un instrumento puede tomar diversas formas, desde la forma mas simple, consentida por un modulo tradicional, hasta un sistema complejo, basado en ordenador, que se compone de diferentes elementos de hardware y software para una aplicación determinada Un instrumento virtual es un módulo de software que intenta simular cada uno de los aspectos funcionales del instrumento real basándose en todos los dispositivos físicos que puedan ser accesibles para el ordenador. (Biel D., Manuel, A, Prat J., Sánchez, F, Instrumentación Virtual,2002.) Cuando se ejecuta un programa que representa un instrumento virtual, el usuario ve en la pantalla el panel que correspondería al instrumento físico y que permite su visualización, e inclusive su manipulación de datos y control. En la tabla 1 se muestra una comparación entre los instrumentos tradicionales y los virtuales Tabla 1. Fundamento de un Instrumento Virtual frente a uno Tradicional.

Instrumento Tradicional. Instrumento Virtual.

.-Definido por el proveedor. .-Definido por el usuario.

.-Posee una función específica, lo que conduce a tener una baja capacidad de interacción.

.-Sistemas orientados a la aplicación, con capacidad de interactuar con redes, periféricos y otras aplicaciones.

.-Se basa en el hardware. .-Se basa en el software.

.-El costo de adquisición es alto. .-Bajo costo. Reprogramable.

.-Tecnología base estable. (ciclo de vida: 5 a 10 años)

.-Tecnología base en constante desarrollo. (ciclo de vida: 1 a 2 años)

.-Mínima economía de escala. .-Máxima economía de escala.

.-Costo de desarrollo y mantenimiento elevados.

.-El uso de software minimiza los costos de desarrollo y mantenimiento.

Fuente: Calderón J. (1998) Instrumentación Virtual. Universidad de los Andes La Instrumentación virtual es un concepto introducido por la compañía National Instruments (Instrumentation Reference and Catalogue, 1997). En el año de 1983, Truchard y Kodosky, de Nacional Instruments, decidieron enfrentar el problema de crear un software que permitiera utilizar la computadora personal como un instrumento para realizar mediciones. Tres años fueron necesarios para crear la primera versión del software que permitió, de una manera gráfica y sencilla, diseñar un instrumento en la PC. A este software le dieron el nombre de Laboratory Virtual Instrument Engineering Workbenck, mas comúnmente conocido por las siglas LabView. El uso del computador digital en los sistemas de instrumentación y control ofrece:

1. Mejor rendimiento del proceso y por lo tanto menores costos y mayor producción. 2. Buena calidad y velocidad, necesarias para operar en tiempo real. 3. Mayor seguridad (inmediata acción de corrección y activación de alarmas). 4. Proporciona gran cantidad de información acerca del proceso

ELEMENTOS DE UN INSTRUMENTO VIRTUAL Software. Es la clave del instrumento virtual, ya que éste es el que sustituye al instrumento tradicional. El software juega un rol vital en el desarrollo de sistemas de adquisición de datos y control, además de dirigir la interacción de las especificaciones de hardware. El software se elige de acuerdo a las necesidades y preferencias del usuario. Muchos factores afectan la elección del software incluyendo aplicaciones, requerimientos, el hardware del computador, sistema operativo y el hardware de instrumentación. El software que el usuario escoge debe ser versátil, para adaptarse a diversas arquitecturas de computadores, a diversos instrumentos y dispositivos de adquisición de datos. El usuario debe escoger el software de acuerdo a ciertas características, tales como: una arquitectura abierta, desarrollo de actividades en diferentes plataformas, etc... Si existe un software que cubra las necesidades del usuario, entonces se dispondrá de el mismo, sin necesidad de empezar a desarrollar un nuevo software. (Omega Engineering , The Data Acquisition Systems. Handbook. Vol 28, 1992).

National Instruments es una de las compañías pioneras en el desarrollo de instrumentos virtuales y ha ofrecido paquetes que han venido a ser muy populares; en 1.986 introdujo su primera versión de LabView (LabView 1.0), desde la cual ha venido creciendo continuamente, ofreciendo hoy en día más de treinta (30) paquetes sobre varias plataformas, lo que se traduce en un enorme desarrollo y apoyo a la Instrumentación Virtual. En adición al LabView, surgió el LabWindows/CVI. El LabView combina tecnología de sistema operativo más reciente con técnicas de programación orientada a objetos, mientras que el LabWindows es diseñado bajo programación en Lenguaje C y Basic con librerías y funciones predefinidas. Otros paquetes de programación utilizados son: el DasyLab, Labtech, etc. Tarjetas de interfaz con el PC Los componentes con los cuales se hace la interfaz con el computador pueden ser de dos tipos: tarjetas insertadas dentro del computador (plug in) e instrumentos con puertos de comunicación operando independientemente (stand alone). Tarjetas "Plug in" Las tarjetas "plug in" están insertadas dentro las ranuras de expansión del PC y son diseñadas para una determinada arquitectura de computador personal, por ejemplo IBM PC compatibles o de la series MACHINTOSH. Estas tarjetas tienen un conector Terminal, a donde se aplican las señales provenientes de variables de proceso acondicionadas o no, así como terminales de salida. Estas tarjetas se diseñan con un determinado "software" para el PC. (CREUS, A, Instrumentación Industrial ,1997). Instrumentos "Stand Alone" Los instrumentos de medición con puertos de comunicación están conectados al PC por medio de un canal de comunicación normalizado y son independientes de la arquitectura del computador. Por ejemplo los PC pueden tener puertos de comunicación serial RS-232, y con este puerto de comunicación podría comunicarse con un dispositivo que también tuviese un puerto serial RS-232. Es posible también usar el puerto paralelo Centronics (para impresora) y conectar un sistema para adquisición de datos, que es útil cuando disponemos de un computador personal portátil, y por sus características podríamos monitorear procesos industriales en campo eventualmente para verificar el funcionamiento de un sistema de medición. Para los dispositivos "stand alone" (autónomos) no se ofrece un software particular, ya que sólo es necesario conocer el protocolo de comunicación normalizado. PERFORACIÓN PETROLERA

Para la extracción petrolera, se juegan bastantes factores socio, políticos y culturales que hay que tener en cuenta, aparte del estudio de suelos, para así llegar al óptimo procedimiento de generar un agujero de perforación para el pozo petrolero.(ECOPETROL, Petróleo En Colombia,1999).

Si el sitio escogido para el pozo exploratorio esta en una área remota, son muchas las labores que deben realizar para poder empezar la perforación. La compañía petrolera tendrá que adelantar la construcción de carreteras y proveer todos los medios de transporte necesarios. Deberá edificar viviendas y talleres y planear el suministro de agua,

electricidad y otros servicios indispensable. Una vez que se halla terminado todo este preparativo, podrá iniciarse el levantamiento de la torre, la instalación de la maquinaria y, la perforación del pozo exploratorio. La torre de perforación es una armazón muy recia, generalmente de unos 50 metros de alto, formada con barras de acero. Su oficio primordial es el de subir y bajar el equipo de perforación. Esta torre tiene varias plataformas, una es su parte mas alta, la otra es su parte media y una tercera reforzada cerca de su base, la cual se denomina piso de la torre. La herramienta de perforación es semejante al berbiquí y la broca del carpintero, por la forma como trabajan. La broca de perforación, compuestas de uñas metálicas, se fija a una tubería, la cual a su vez se tornilla una barra cuadrada llamada kelly. Esta barra atraviesa el orificio cuadrado de un disco de acero (la mesa rotatoria) ubicado en el piso de la torre. Un motor hace girar la mesa rotatoria de tal manera que la barra también gira, y al hacerlo la broca perfora las capas terrestres. (Mc. Cann Anne,, Introduction to Rotary Drilling, 1987).

Cuando la broca ha alcanzado una profundidad de 8 a 10 metros se devuelve a la superficie con el objeto de agregar un tubo adicional entre la broca y el kelly. Luego se introduce en el pozo y se continúa la perforación. La barra, el tubo y la broca constituyen la sarta de perforación. Mientras la perforación esta en progreso se bombea por la sarta un lodo especial preparado con arcilla, agua y varios productos químicos. El lodo regresa a la superficie por el espacio anular entre la tubería de perforación y la pared del orificio perforado, arrastrando consigo los pedazos de rocas cortados por el taladro. Ya en la superficie, la corriente del lodo pasa a través de una criba con el objeto de retener los pedazos de rocas, y continúa hacia la bomba para ser utilizada nuevamente. Muestras de los pedazos de rocas se recogen para examinarlas, ya que indican la clase de formación que atraviesa el taladro. El lodo de perforación tiene también otras finalidades, tales como el enfriamiento de la broca y la formación de una especie de argamasa sobre las paredes del pozo la cual impide que éstas se derrumben.

A medida que la broca penetra en el subsuelo, un mayor número de secciones de tubo se agregan a la tubería de perforación. Para ello es necesario levantarla dentro de la torre para que el extremo superior de la tubería este sobre el nivel de la mesa rotatoria. (AMERICAN PETROLEUM INSTITUTE (API), Specification for Rotary Drilling Equipment, 1965).

Figura 1. Sistemas y Componentes de Un sistema de perforación (Taladro) de pozo petrolero

Unos soportes especiales la sostienen mientras que se destornilla la barra y se agrega otra sección de tuberías. Se baja la sarta con este nuevo tubo y se sostiene con los soportes; luego se atornilla nuevamente la barra. La tubería de perforación baja por el orificio hasta que la barra pasa de nuevo a través de la mesa rotatoria. Arranca el motor que mueve la mesa y la perforación continua. Después de algún tiempo, la broca se desgasta y debe remplazarse por una nueva.

Para esto, toda la tubería de perforación tiene que sacarse a la superficie, desatornillarse en secciones de unos 30 metros a medida que va saliendo, y colocarse verticalmente en el piso de la torre. Después de cambiar la broca se atornilla la tubería y se baja de nuevo al pozo, sección por sección. Las paredes del pozo perforado tienen la tendencia a

derrumbarse, a pesar de la capa protectora de lodo, especialmente en formaciones de arena o arcilla. Por tal razón, se coloca una tubería de revestimiento de acero para fortalecer las paredes; esto se hace al comienzo, cuando el pozo ha alcanzado poca profundidad; de nuevo, cuando el pozo llega a su final, y algunas veces también en su parte media. (Seguridad y Cementación, http:www.opep.com).

VELOCIDAD DE LA PERFORACIÓN

La velocidad a la cual se perfora un pozo petrolero varia de acuerdo con al dureza de la roca. Algunas veces la broca puede cortar hasta unos 60 metros por hora; pero si se atraviesa una capa de roca muy dura, el progreso es mucho mas lento y puede llegar a ser de solo 35 cm. por hora. La perforación continúa hasta que se encuentre petróleo, o se abandone toda esperanza de encontrarlo. La profundidad de los pozos varía entre 1.000 y 3.500 metros.

METODOS DE INSTRUMENTACION PETROLERA Aunque los métodos que se utilizan en el proceso petrolero de medición de datos son muchos y muy variados (acústicos, térmicos, nucleares o químicos), nos basaremos en los más relevantes para representar los datos de funcionamiento del taladro de pozo petrolero: MEDICIONES MIENTRAS SE TALADRA (MWD/LWD) Las técnicas de medida para taladros direccionales (taladros que generan el agujero de extracción sin necesidad que este sea directamente lineal), son una de las medidas mas exactas y completas que se pueden tener. Las cuales son MWD (Measurement While Drilling) y LWD (Logging While Drilling) Estos tipos de mediciones (LWD/MWD), son sistemas que proporcionan revisiones de dirección, petrofísicas, de registro, y la información de perforación en tiempo real cuando se esta perforando. MWD se refiere a medidas adquiridas tanto abajo (perforando el pozo) como arriba (movimientos, torques, etc) esto expresamente describe la inspección direccional y medidas relacionadas con la perforación. LWD se refiere a medidas petrofísicas, similares para abrir el agujero, que se adquieren perforando. Estos sistemas están basados en la telemetría de fango (Mud logging), donde las variaciones en la presión ejercida por el instrumento pueden ser sentidas sobre la superficie vía un ordenador o mediante telemetría Electromagnética, y así la comunicación es establecida. (Roberts, Andrew, MWD field use and results in the Gulf Of Mexico, 1982). Las medidas básicas que toman los instrumentos del tipo LWD son Una suite de instrumentos que registran los parámetros diferentes de las rocas taladradas: El Rayo Natural Gama (GR) Hace un promedio de la Espectrometría del Rayo Gama (el Potasio, el Torio, el Uranio) o del Rayo Enfocado(Concentrado) Gama + 360 imágenes, la Espontánea Potencial la Resistencia (el Cambio de fase, el Desfasamiento y la Atenuación) + troncos de electrodo que Enfocan (Laterolog dispositivos) permiten hacer capturas del subsuelo en mas de 360 imágenes o aplicando troncos de Inducción para hallar la Densidad y la Porosidad de estos troncos de densidad de Bulto, en conclusión la LWD sirve para realizar medidas del subsuelo y petrofísicas principalmente.

Figura 2. Sistema de Adquisición de datos MWD de un Taladro de pozo petrolero

COMUNICACION Se entiende por comunicación el proceso mediante el cual un ente (sistema, humano, etc) transmite información a sus semejantes a y su entorno. Los canales de transmisión se pueden considerar los medios físicos en los que esta se produce. Para nuestro caso serán líneas de comunicación alambica o “buses de datos” El “bus” serie es una forma de transportar datos con un mínimo de líneas, aunque se vea limitada la velocidad. Esta modalidad se ha introducido con la aparición de los microcontroladores; cuando se necesitan más periféricos externos se comunica con ellos con el mínimo posible de líneas. Cada fabricante de microcontroladores ha adoptado un sistema de comunicación implementado en el circuito y es el que marca el tipo de bus serie a utilizar. Si un microcontrolador no tiene ningún tipo de modulo de comunicación, también se puede implementar por software y utilizando las líneas necesarias de un puerto

PROTOCOLO DE COMUNICACIÓN USB

Siglas de Universal Serial Bus fue creado en 1996 por siete empresas: IBM, Intel, Northern Telecom, Compaq, Microsoft, Digital Equipment Corporation y NEC.

El USB elimina la necesidad de adquirir tarjetas separadas para poner en los puertos bus ISA o PCI, y mejora las capacidades plug-and-play permitiendo a esos dispositivos ser conectados o desconectados al sistema sin necesidad de reiniciar. Cuando se conecta un nuevo dispositivo, el servidor lo enumera y agrega el software necesario para que pueda funcionar, lo que significa una enorme ventaja ya que posee habilidad de poder instalar y desinstalar dispositivos sin tener que abrir el sistema, lo cual es útil para dispositivos de almacenamiento desinstalables.

El cable USB soporta tres velocidades de transferencia de datos:

• Baja Velocidad (1.0): Bitrate de 1.5Mbit/s (192KB/s). Utilizado en su mayor parte por Dispositivos de Interfaz Humana (HID) como los teclados, los ratones y los joysticks.

• Velocidad Completa (1.1): Bitrate de 12Mbit/s (1.5MB/s). Esta fue la más rápida antes de que se especificara la USB 2.0 y muchos dispositivos fabricados en la actualidad trabajan a esta velocidad.

• Alta Velocidad (2.0): Bitrate de 480Mbit/s (60MB/s). PROTOCOLO DE COMUNICACIÓN I2C Es una interconexión serie con dos hilos, síncrona y bidireccional. Se utiliza para la interconexión de microcontroladores y sus periféricos (convertidores A/D, EEproms, drivers de display) u otros microcontroladores. Desarrollado por Valvo/Philips. Utiliza dos señales: SDA (Serial Data) y SCL (Serial Clock). Soporta el modo multimaster. El dispositivo puede trabajar como receptor o como transmisor, dependiendo de sus funciones. Cada dispositivo tiene su propia dirección de 7 bits. Cada dirección consiste comúnmente de una parte fija (4 bits internos del chip) y de una parte de dirección variable (3 pines del dispositivo) Figura 3. Modo de Funcionamiento Interfaz I2C

El “bus” I2C está basado en las siguientes definiciones: Transmitter: El dispositivo que envía los datos a la línea de datos serie. Receiver: El dispositivo que recibe los datos desde la línea de datos serie. Master: El dispositivo que empieza una transferencia, suministra la señal de “clock”. Slave: El dispositivo que es direccionado por el “master”. Multimaster: Más de un dispositivo puede ser el “master” para controlar el bus serie de datos y el bus serie de clock. Arbitration: Si más de un dispositivo intentara simultáneamente controlar el bus, tiene lugar un simple procedimiento de arbitraje, de modo que solamente un dispositivo puede ser el “Master”. Synchronization: Procedimiento para sincronizar la señal de “clock” de dos o más dispositivos (slaves). La velocidad máxima de transmisión en el modo estándar es de 100 kb/s o hasta 400 kb/s en el modo “fast”. El máximo número de dispositivos conectados al bus está limitado por la capacidad del propio bus que es de 400 pF, típicamente cada dispositivo tiene una capacidad de 10 pF. Se prepara para el futuro una velocidad de transmisión de 3,4 Mb/s. LAZO DE CORRIENTE 4 20 mA El lazo de corriente 4-20 mA se utiliza para las comunicaciones entre equipos industriales. De hecho es enviar una señal analógica a través de un lazo de corriente con un par de cables trenzado, en la figura se muestra un transmisor de tensión a 4-20 mA de Analog Devices. También desde un microcontrolador se puede a través de un DAC con salida 4-20 mA de Analog Devices AD420 o AD421 se puede implementar un lazo. CABLEADO Un cable es uno conductor o conjunto de conductores recubiertos por materiales aislantes, usualmente para comunicaciones se utiliza distintos tipos de cableados entre los mas conocidos es el de par trenzado en este tipo de cables suelen ir dos o mas cables trenzados entre si con una cubierta, la ventaja del trenzado es que se mantienen las propiedades eléctricas a lo largo de todo el cable y además las interferencias de los demás cables se reducen, para esto también se suelen recubrir o no con capas metálicas como forma para aislar. Los cables trenzados pueden ser como los llamados UTP, STP y S/STP que además van de acuerdo a categorías que definen su posible uso y frecuencias a las que pueden ser utilizados.

3.4.2 ESTADO DEL ARTE En la actualidad y precisamente en Colombia los Instrumentos electrónicos de Instrumentación petrolera son netamente mecánicos, para censar los datos Realizando una búsqueda exhaustiva en Internet encontramos una variada oferta en instrumentación electrónica que analiza distintos parámetros en la exploración y producción petrolera; oferta en la que encontramos distintas compañías en las que destacamos wagner instrumentaron y petron (Principales proveedores de Instrumentación Petrolera en Colombia) de las que se recopilo la siguiente información:

Productos: • Controlador de Perforación Automático • Ancla de Línea Muerta • Sistema de presión de Lodo • Registrador de presión • Sistema de RPM y SPM • Sistema de Torque • Indicador de Peso

Aplicaciones: • Monitoreo, registro y control de actividades en taladros de perforación y

workover • Pesaje de cargas en grúas de levantamiento • Pesaje de silos de cemento, etc... • Pesaje unidades de wireline • Monitoreo, registro y control de actividades de cementación de pozos. • Monitoreo y control del torque

Figura 4 Sistema de RPM Rotativo de Petron Instrumentation

El sensor rotatorio de la RPM necesaria para tomar decisiones críticas en la perforación. Especificaciones Técnicas. Tarifa máxima de conteo: 300 cuentas por minuto w/soft se dividen Ambiente de funcionamiento del •: -15°F a +160°F ) (- 26°C a +71°C) humedad del 95% Dimensiones del dispositivo: Anchura 1.9pulgadas (l 4.7cm); profundidad 1.9 pulgadas (l 4.7cm); altura 2.4pulgadas (6.0cm) Montaje del dispositivo: Abrazadera a bombear.

Teoría de operación: Los movimientos midieron por los cierres de interruptor Señal de salida: Lógica baja y alta, 0 y 5vdc Propósito de la medida: Número de la RPM y de revoluciones totales Los resultados del software de uso se pueden exhibir en monitores en formato gráfico o de texto, y se pueden hacer salir en una variedad de impresoras y de trazadores. Las comunicaciones inmediatas se pueden proporcionar a la taladradora, al geólogo y al otro personal de la compañía. Los alarmar audibles y visuales se pueden instalar en las localizaciones específicas en el aparejo como sea necesario. Figura 5. Sistema Automático de Control para Perforación “Satellite”

El Sistema Automático de Control para Perforación “Satellite”, provee un control automático sobre el peso de la mecha mediante la manipulación mecánica de la palanca de freno del malacate (Drawwork´s), permitiendo a la mecha una rata de penetración constante para una operación de perforación más optima, rápida y eficiente. El funcionamiento del sistema esta basado en la relación existente entre la tensión de la línea muerta y el peso sobre la mecha. El sistema utiliza la presión hidráulica generada por el sensor de peso del ancla de la línea muerta. Al aumentar la tensión de la línea muerta sobre el nivel pre seleccionado en el controlador del sistema, el “Satellite” responde liberando tensión en la línea automáticamente al subir la palanca de freno del malacate. Esto permite al tambor girar y aliviar la tensión de la línea muerta. Al alcanzar el valor de peso pre seleccionado, la palanca de freno automáticamente baja y el tambor deja de girar. Este sistema reduce los costos de perforación, incrementa la vida útil de la mecha y ayuda a asegurar una trayectoria de perforación precisa. Caracteristicas: • Válvula de aire especial que permite una respuesta suave inclusive en ambientes de perforación extremos. • Dos engranajes proporcionan las velocidades que cubren un rango amplio de ratas de penetración. • La unidad de control es activada hidráulicamente, y recibe la señal directamente del indicador de peso o sensor del ancla de la línea muerta del taladro, eliminando la necesidad de equipos adicionales.

Un sensor de peso opcional esta disponible para aquellos casos en los cuales el indicador de peso existente en el taladro no pueda ser utilizado para enviar la señal al sistema de perforación “satélite”. Figura 6. Registros de Funciones Hidráulicas de Wagner Instrumentation

Se trata de registradores de funciones hidráulicas en el taladro que registran el comportamiento de los fluidos de perforación. De Wagner Instrumentations 12” los registradores del mapa redondos son fidedignos y disponibles en las numerosas configuraciones para satisfacer cada necesidad. Los registradores graban cualquier función hidráulica y entra con los relojes de la multi-velocidad en cualquier batería operando configuraciones manuales. Beneficios . Permite años de uso exacto, fidedigno . Puede calibrarse directamente para el uso con cualquier tipo de función hidráulica a 16000 psi presión o 30,000 psi 4 x 1 presión del deboosted . .Disponible con multi relojes de velocidad en 1 hr., 4 hr., y 24 hr. Y duración en la batería. .Calibra dentro de .5% exactitud . Disponible en las versiones Métricas o inglesas. . Disponible con las medidas construyeron en la base . ¼ optativo” la manga de alta presión disponible (especifica la longitud al pedir). . El protector del diafragma optativo. Especificaciones técnicas: Para la instalación del equipo se requieren saber: . Rango de presión o capacidad ser grabado . Viento manual o el reloj eléctrico . La velocidad del reloj (1 hr. 4hr. o 24 hr.) . La pared (el tablero) montaña o el tipo portátil.

Figura 7. Registrador de taladrado de Wagner Instrumentation

El registrador de taladrado es una robusta herramienta esencial para la supervisión de un taladro: -Registrador de suelo de taladro fiable. -Diseñado para supervisar a 7 modos de funcionamientos. -El graba las dimensiones y funciones de taladrado, como el peso de cordón de taladro, la proporción de penetración, presión de la bomba, el torque, y otros datos. -El Drilling recorder viene completo con toda la montura necesaria el hardware y el hardware de la instalación necesario para cada función se diseña a el registro. Los rasgos: . Disponible con 12 o 24 horas . Disponible en cualquier configuración a a 7 plumas y en diferentes sistemas métricos . Las capacidades magnetofónicas incluyen peso, la presión de la bomba, la proporción de penetración, la RPM rotatoria, el torque, y proporción de la bomba SPM . Completamente mecánico . Los usos reproducen el papel del carbono . El registrador viene completo con montar hardware y hardware de la instalación por la función pidió Beneficios: . Medios mecánicos, no se necesita ninguna fuente de poder eléctrica. . El registrador se opera fácilmente y se mantiene y reparó por el personal en el sitio . El registrador es de fácil operacion a través de la instrumentación existente y equipo proporcionados con el registrador . Las subsistencias los archivos exactos de los funcionamientos de taladrado importantes Especificaciones: . El número de funciones a ser grabado (Qué funciones serán grabadas y las capacidades de esas funciones) . Inglés, Métrico, o SI Metric Como se puede apreciar, estos instrumentos solo poseen su estructura predefinida (sistemas “embebidos”), lo que no permite que sean flexibles y multitarea, de igual modo son muy pocos los que pueden tener una interfaz a PC.

Tesis de Grado relacionadas En Colombia, la parte de nueva investigación y aplicación de tecnologías en el área de petróleos, la podríamos definir como inexistente o casi nula, realizándose únicamente estudios de tesis de carácter medio – ambiental y socio- político. De igual forma el 80% de las tesis mas técnicas tratan acerca de la forma y distribución de los pozos, y los tipos de petróleo a encontrar (petrología) por lo cual, tan solo mencionamos dos de las mas relacionadas con lo que se plantea realizar en este proyecto BASE DE DATOS PARA EL DEPARTAMENTO DE PERFORACION DE ECOPETROL, Alexander Espita González. Fundación Universidad de América. Ing. Petróleos 1991.Bogotá, Colombia En esta se manejan los procesos que se han requerido en el transcurso de la explotación petrolera, en el cual se muestra que la instrumentación petrolera en Colombia, es muy básica y obsoleta IMPLEMETACION DEL MWD/LWD EN POZOS COSTA AUERA (CAMPO DE LA GUAJIRA), Carlos. A. Torres. Fundación Universidad de América. Ing. Petróleos 1997. .Bogotá, Colombia En esta se observa que manejando un taladro direccional operado con esta tecnología (MWD/LWD), la producción aumenta de un 30% a un 70 % y disminuye los costos a un 12%. 3.4.3 Marco Legal Para garantizar la calidad, buen funcionamiento y aplicabilidad de cualquier sistema electrónico se debe tener en cuenta una serie de normas, como las siguientes:

• ISO/TC 67/SC 6: Materiales, Equipamiento y Estructuras para Empresas petroleras. Equipo de Sistemas y Procesamiento

Estandardización del equipo de sistematización y procesamiento usado en extracción, producción, refinamiento y transporte por oleoductos, tubos petroquímicos y gaseoductos de empresas petroleras y de gas natural • ISO 10012-1:1997, Requisitos de aseguramiento de la calidad en los equipos

de medición. Parte 1: Sistema de confirmación metrológica de los equipos de medición:

Proporciona directrices sobre las principales características de un sistema de calibración para asegurar que las mediciones son llevadas a cabo con la exactitud y precisión deseadas.

• NORMA NEMA IP. Es la norma que rige para el diseño y construcción de alojamiento de dispositivos electrónicos, características de las protecciones de los mismos para la integración con el usuario.

• ISO 10007:1995, Gestión de la calidad. Directrices para la gestión de la configuración:

Proporciona directrices para asegurar que un producto complejo mantiene su funcionalidad cuando son cambiados sus componentes individualmente

• NORMA NTC – OHSA 18001 Regula los dispositivos de medición MWD/LWD, para que tengan los valores necesarios de calidad y seguridad necesarios.

3.5 OBJETIVOS

3.5.1 Objetivos Generales. - Desarrollar los componentes básicos de la instrumentación virtual, (hardware y

software necesario para mostrar y si se desea manipular los datos por computador). Monitoreando el comportamiento en condiciones de trabajo de una o si se desea varias torres petroleras.

3.5.2 Objetivos Específicos.

- Acoplar y diseñar los diferentes sensores que estarán en el taladro petrolero, bien sea a nivel óptico, mecánico o eléctrico.

- Optimizar los diseños de los diferentes bloques del en cuanto a soporte y calidad

para su correcto trabajo en condiciones resistentes a temperatura y clima. - Implementar los diferentes tipos y protocolos de comunicación entre

microcontroladores (I2C, USB) bien sea para la comunicación y trasmisión de datos entre ellos o hacia el ordenador; creando una red de dispositivos configurable y administrable

- Desarrollar el software necesario para recibir datos de la tarjeta y así lograr la

instrumentación virtual.

- Documentar el proyecto con miras de ser soporte para el grupo de investigación INTEGRA en desarrollo de instrumentos virtuales de este tipo.

3.6 ALTERNATIVA DE SOLUCIÓN Descripción El siguiente es el diagrama de bloques propuesto inicialmente para el proyecto.

3.6.1 Especificaciones Técnicas SENSORES

Se usarán dos tipos de sensores para adquirir las variables que queremos mostrar en el PC -Sensor infrarrojo: Consta de 2 diodos emisores, 2 receptores de luz infrarroja y una rueda dentada que se quiere usar como encoder, puestos en disposición tal que permite hacer un conteo y establecer la dirección de los giros en un motor, en nuestro caso el de un taladro. -Sensores análogos: Consta de 4 entradas analógicas que detectan diferencias en corriente entre el rango de 4 a 20 mA. Adaptable a las salidas analógicas de algunos instrumentos. MICROCONTROLADOR ESCLAVO El proyecto constará de 4 microcontroladores esclavo que recibirán las señales adquiridas por medio de los sensores análogos e infrarrojo; analizarán y calcularán la magnitud de estas. En el caso de los sensores infrarrojos recibirá, las señales para determinar dos parámetros lar revoluciones por minuto (rpm), y el conteo up down, en cuanto a los sensores análogos recibirá el rango de corriente y determinará dichas variables: En el conteo UP DOWN el micro contará y comparará los pulsos enviados para determinar el número y dirección de los giros en el motor y determinar también la estabilidad y movimiento. Con el dato del conteo se obtendrán las RPM contando el número de pulsos en un tiempo determinado, y dividendo estas en dicho tiempo. Como VARIABLES DE LOS SENSORES denominamos a los datos que resultarán de la lectura y análisis de los valores recibidos por medio de los sensores análogos.

Hasta aquí comprende a lo que llamamos bloque esclavo que consta de una tarjeta esclavo conectado a un sensor infrarrojo y cuatro entradas análogas. Todos los datos obtenidos y calculados por el microcontrolador son envidos a un microcontrolador maestro por COMUNICACIÓN con el protocolo I2C. MICROCONTROLADOR MAESTRO Este micro recibirá los datos de las 4 tarjetas esclavas, dado el caso los analizaría y volverá a codificar esta vez para hacer comunicación con un PC por medio del modulo programable SCI (serial comunication interface) que enviará al computador la información obtenida a través de los distintos sensores/ o transductores. ORDENADOR El PC al que va a ser conectado este hardware debe estar en condiciones adecuadas para un funcionamiento optimo del software que se quiera usar (LabView, visual Basic...) .También deberá constar de un puerto USB para lograr la comunicación con la tarjeta maestro, aquí por medio del software mas apropiado se llevara el monitoreo del estado de trabajo y las distintas variables trabajadas; aquí se podrán modificar las variables de cuerdo a los instrumentos usados

3.7 Metodología Propuesta

- Investigación de sistemas - Apropiación de Tecnología - Diseño de Prototipos - Prototipo de Hardware - Evaluación y programación de software - Prototipo definitivo - Diseño y montaje De Circuito Impreso - Acoples finales y carcasa. - sustentación Investigación de sistemas Durante este tiempo se reunirá información acerca de los sistemas de monitoreo petrolero existentes en el mercado con el fin de comprender su funcionamiento y sus características esenciales para así encontrar la forma de mejorar y comprender nuestro aporte en la capacidad tecnológica de nuestro país. Apropiación de Tecnología Se realizarán búsqueda de información acerca de la tecnología PsoC, después de la cual procederemos a la familiarización con el software de diseño y programador y se realizaran los primeros prototipos. Diseño de Prototipos Luego de manejar apropiadamente la tecnología se procederá a desarrollar los prototipos correspondientes a nuestro proyecto, procediendo a: Seleccionar componentes. Programar el microcontrolador. Montaje de prototipos.

Prototipo de Hardware Luego de realizar los correspondientes diseños se procederá a montar el hardware definitivo acoplando las distintas etapas de este; comparando con tacómetros existentes para que así se provea un rango menor de error y así garantizar exactitud en el periférico montado realizando la visualización por LCD. Evaluación y programación de software Después de evaluar el software que nos provea más facilidad para nuestro trabajo procederemos a recopilar información acerca de la programación de este y comenzaremos a desarrollar el software para realizar la visualización por PC. Prototipo definitivo Se acoplarán hardware y software por medio de la interfaz y se procurara evitar cualquier error para la realización del prototipo que quede como definitivo. Diseño y montaje De Circuito Impreso En esta etapa se diseñan y montar los circuitos impresos, correspondientes al prototipo definitivo siendo acordes con las reglas internacionales y de diseño para apegarnos lo más posible a los sistemas que son comercializados. Teniendo en cuenta los diferentes parámetros como las corrientes, los voltajes que manejara el circuito además la posición de los componentes y los acoples de las señales de entrada y de salida. Así mismo se irán evaluando y calibrando hasta lograr el funcionamiento óptimo de nuestro modulo.

Acoples finales y carcasa Se acoplarán el encoder y los sensores infrarrojos al eje del motor, también se utilizarán de ser posible conectores tipo banana para la entrada de los sensores análogos, se acoplarán también las tarjetas para que sea posible la comunicación I2C inalámbrica. Y se diseñara una carcasa adecuada para el ambiente de trabajo y ubicación y que cumpla con los distintos reglamentos al respecto.

3.8 RESULTADOS ESPERADOS Obtendremos un modulo de instrumentación virtual aplicable a varios taladros sin distinción de marca o referencia; compatible con distintos tipos de instrumento cuya salida análoga sea de 4 a 20mA. Un dispositivo de precisión de fabricación nacional con interfaz serial a computador y protocolo I2C para comunicación interna del equipo, ajustado a las normas requeridas y con un software que permita el monitoreo de las variables. Logrando con esto una nueva alternativa en instrumentación.

3.9 ESTRATEGIA DE COMUNICACIÓN • Articulo IEEE • Presentación en Público, mediante exposición • Póster Informativo

3.10 TRAYECTORIA DEL GRUPO INVESTIGADOR Y PRESENTACIÓN DEL EQUIPO DE INVESTIGADORES Grupo de investigación en integración, automatización y redes de aplicación industrial INTEGRA, dirigido por el ingeniero Ricardo Piraján Cantillo.

El grupo de investigación INTEGRA fue creado a partir del proyecto de Investigación RISP (Red de Instrumentos para supervisión de procesos), a principios del año 1999. En principio se trabajo los temas de instrumentación y redes de aplicación industrial en un entorno de producción. El proyecto RISP concluyó a finales del año 2004 con la publicación del libro RED DE DATOS PARA INSTRUMENTACION. A mediados del año 2004 nace el Proyecto Desarrollo de un modulo de análisis y diseño electrónico mediante Instrumentación Virtual, el cual fortalece y complementa la visión del grupo de Investigación; este proyecto de investigación se encuentra en fase de ejecución. En los últimos dos años el grupo ha definido concretamente las líneas de investigación en las cuales estará trabajando. Siendo ellas (Instrumentación, Automatización, Redes Industriales). Áreas de Investigación dentro del proyecto Adquisición de Datos: Objetivo: Conocer y manejar lo relacionado con conversión análoga digital, adecuación de señales y almacenamiento en buffer de memoria para los instrumentos virtuales a realizar dentro del Grupo. Buses de Comunicación: Objetivo Estudiar y diseñar soluciones en cuanto a comunicación con el PC en especial en buses ISA, PCI y USB. Comunicaciones Industriales: Objetivo Estudiar y diseñar soluciones especialmente en buses y/o protocolos de comunicación PROFIBUS, MODBUS, AS-i, red 4-20mA, HART. Generación de señales: Objetivo Profundizar en el conocimiento de generación y síntesis de señales mediante medios digitales, para la implementación de fuentes de señales programables mediante software. Resultados y logros:

• A finales del año 2004 con la publicación del libro RED DE DATOS PARA INSTRUMENTACION.

• Osciloscopio UD

Objetivo: Realizar un Osciloscopio Virtual que tenga un ancho de banda mínimo de 4 MHz y comunicación al PC mediante bus USB. Responsables: Sandra Cárdenas, Juan David Fonseca, Director: Ing. Ricardo Piraján Cantillo

• Comparación de Dos métodos de análisis Espectral

Objetivo: Implementar y verificar, cuantitativa y cualitativamente, cual es la mejor alternativa para implementar un instrumento de análisis espectral mediante instrumentación Virtual. Responsables: Gloria Judith Zambrano, Ernesto Cadena. Director: Ing. Ricardo Piraján

Asesor Ing. Jaime Burgos

3.11. CRONOGRAMA DE ACTIVIDADES

4.0 PRESUPUESTO

PRESUPUESTO GLOBAL DE LA PROPUESTA POR FUENTES DE FINANCIACIÓN (En miles de $)

FUENTES TOTAL RUBROS Empresa UDFJC CONTRAPARTIDA

PERSONAL ------ ------ 1600 1600 EQUIPO ------ ------ 4470 4470 MATERIALES ------ ------ 600 600 BIBLIOGRAFÍA ------ ------ ------ ------ SOFTWARE ------ ------ ------ ------ SERVICIOS DE ASESORÍAS

----- ------ ------ -----

VIÁTICOS ------ ------ ------ -----

TOTAL ------- ------- 6670 6670

DESCRIPCIÓN DE LOS GASTOS DE PERSONAL (En miles de $)

INVESTIGADOR FORMACIÓN FUNCIÓN DENTRO DEL PROYECTO

TOTAL

Mario Salazar Tecnólogo Ejecutor 800

Francisco González Tecnólogo Ejecutor 800

1600

DESCRIPCIÓN DE LOS EQUIPOS QUE SE PLANEA ADQUIRIR (En miles de $)

RECURSOS EQUIPO

JUSTIFICACIÓN Colciencias Contrapartida

TOTAL

Sistema de desarrollo PsoC Programer

Herramienta indispensable de desarrollo

X

190

TOTAL 190

DESCRIPCIÓN Y CUANTIFICACIÓN DE LOS EQUIPOS DE USO PROPIO (En miles de $)

EQUIPO VALOR (CONTRAPARTIDA)

Computador 1.000 Multimetro 60 2 Fuentes de alimentación 30 Osciloscopio 3.000 TOTAL 4.280

*El valor del computador y del multímetro fue tomado con un porcentaje de depreciación del 20% del valor de su compra.

MATERIALES Y SUMINISTROS

(En miles de $)

Materiales* Valor 5 microcontroladores 100 componentes 50 5 Circuitos impresos 450 TOTAL 600

5.0 REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS Mandado Pérez, Enrique, (1995) Instrumentación electrónica Barcelona, España: Primera Edición, Marcombo, S.A. ASHOK, albardar.(2002). Procesamiento de señales analógicas y digitales. Mexico. Thompson learning. E. Guijarro; José M. Ferrero Corral (1998) Instrumentación electrónica. Valencia, España. Universidad Politécnica De Valencia Biel D., Manuel, A, Prat J., Sánchez, F. (2002). Instrumentación Virtual. Marcombo, S.A. Calderon J. (1998) Instrumentación Virtual (Reporte de Postgrado en Automatización e Instrumentación). Mérida-Venezuela. Universidad de Los Andes. Facultad de Ingeniería. Disponible: http://www.ing.ula.ve/~labinst/jesusc.htm (Consulta Julio 15, 2007) Instrumentation Reference and Catalogue. National Instruments. USA. 1997. LAZARO, Antoni Manuel, Labview 7.1, Cataluña, España: 2005, Thompson learning The Data Acquisition Systems. Handbook. Vol 28. Omega Engineering, USA, 1992 CREUS, Antonio (1997) Instrumentación Industrial, Barcelona, España: Sexta edición, Alfa omega y marcombo. BARNEY, George C. (1988) Intelligent Instrumentation. Prentice Hall.

ECOPETROL. (1999)Petroleo En Colombia

ALVAREZ, Carlos Guillermo (2003) La situación del Petroleo en Colombia como puerta al desarrollo de Comunidades,Departamento de Economia Universidad Distrital De Colombia Mc. CANN, Anne. (1982), Introduction to Rotary Drilling. University Of Texas. EEUU. 1 AMERICAN PETROLEUM INSTITUTE (API), (1965) Specification for Rotary Drilling

Equipment (SPEC 7).Washington D.C. EEUU

AMERICAN PETROLEUM INSTITUTE (API), (1987) Terminology (Bulletin D20).Washington D.C. EEUU

MOORE, William (1981). Fundaments Of Rotary Drilling. Houston Energy Publications. Washington DC. EEUU

OPEP. (2002) Seguridad y Cementacion .http:www.opep.com

AMERICAN PETROLEUM INSTITUTE (API), (1992) Rotary And Directional Drilling Survey Calculation And Methods (SPEC 12).Washington D.C. EEUU

PERSON, A J. (1982) Miscellaneous Well Logs. University Of Texas. EEUU

ROBERTS, Andrew.(1982) MWD field use and results in the Gulf Of Mexico, Papier SPE 11226

ANEXOS 3.1 ANÁLISIS DEL PROBLEMA PROBLEMA 1 2 3 4 5 TOTAL

ACTIVO Falta de Innovación tecnológica en Colombia para Instrumentación Petrolera

0

2

1

2

2

7

Extremados costos para dispositivos MWD

0

0

2

0

2

4

Cantidad Superior De Taladros y déficit de aparatos de Control y Monitoreo De Datos

0

0

0

0

2

2

Poca disponibilidad de instrumentación virtual para este fin.

0

1

2

0

1

4

Riesgo Industrial por errores humanos o de instrumentos obsoletos

0

0

0

0

0

0

TOTAL PASIVOS

0

3

5

2

7

17

17 / 5 = 3.4 0 – No es causa 1 – Causa indirecta 2– Causa directa

3.2 JERARQUIZACIÓN

3.3 PRIORIZACIÓN DE PROBLEMAS