INSTITUTO POLITECNICO NACIONAL ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERIA

MECÁNICA Y ELECTRICA

AUTOMATIZACIÓN DE UN SEPARADOR VERTICAL DE ALTA

PRESIÓN

TESINA QUE PARA OBTENER EL TITULO DE:

I N G E N I R O M E C Á N I C O C. OYORZABAL ARRIETA JOSE MIGUEL

C. ROSAS CASASOLA FRANCISCO

I N G E N I E R O E N EN C O N T R O L

Y A U T O M A T I Z A C I Ó N C. CURIEL HERNANDEZ RODRIGO DETTER

ASESORES: M. en C. JUAN JOSE MUÑOZ CESAR

M. en C. PEDRO FRANCISCO HUERTA GONZALEZ

MÉXICO D,F; 2008

OBJETIVO

OBJETIVO Responder a las necesidades existentes en el control y medición de los

separadores verticales de alta presión pertenecientes a las instalaciones de PEP

(Pemex Exploración y Producción) las cuales son mantener confiables los

sistemas de control del proceso, reduciendo costos, eliminar errores de operación

y modernizar el sistema.

Mediante el control y monitoreo automatizado de las válvulas que cargan y

descargan al separador vertical.

I

JUSTIFICACIÓN TEÓRICA

JUSTIFICACIÓN TEÓRICA Como en todos los procesos de la industria petrolera, existen riesgos inherentes al

estar involucrados parámetros de presión y temperatura altos. Al salir de control

los parámetros normales de proceso, se incrementa el riesgo y por lo tanto las

probabilidades de registrar daños al personal y/o equipo por sobre presión,

incendio o explosión. Por eso es primordial mantener confiables los sistemas de

control de proceso.

II

ALCANCE

ALCANCE La tesina que se muestra a continuación es de carácter ilustrativo y cubre

únicamente los conceptos básicos empleados para automatizar un recipiente

sujeto a presión en un sistema simplificado. En el mismo no se cubren los

procedimientos completos de construcción y operación.

III

INTRODUCCION

INTRODUCCION

El desarrollo de esta tesina se realizo con el fin de automatizar un separador

vertical de alta presión.

Este separador se encuentra dentro de una batería de separación donde dicha

batería tiene como proceso separar la mezcla de hidrocarburo, la cual proviene de

los pozos petrolíferos que pertenecen a PEMEX.

La automatización en este separador se enfoca en controlar las válvulas donde

entra y sale el fluido (mezcla), así como el monitorear los niveles a los que opera

en tiempo real dicho separador.

Logrando esto por medio de un controlador lógico programable que se encarga de

procesar la información de entrada para posteriormente generar señales de

apertura o cierre en las válvulas.

IV

INDICE

ÍNDICE

OBJETIVO……………………….………………..…….……...………….I

JUSTIFICACIÓN TEÓRICA...……………….……….…...……….…II

ALCANCE…………………………………………...…….………………III

INTRODUCCIÓN…………..………………….……………...…………IV

ÍNDICE…………………………………………………..……...…….….…V

CAPITULO I ANTECEDENTES……………...…………….….01

1.1 METODOS DE SEPARACIÓN………………..…….…………02 1.2 RECIPIENTES SUJETOS A PRESIÓN.…………….………..07 1.3 EL PETROLEO….………………………….…………………...12

CAPITULO II ANTECEDENTES DEL PROCESO…….....20

2.1 ANTECEDENTES DEL PROCESO DEL SISTEMA OPERATIVO Y

LA BATERÍA DE SEPARACIÓN LUNA………………….……….21

2.2 ETAPAS DEL PROCESO DE SEPARACION…...………………..22

V

INDICE

CAPITULO III CONSIDERACIONES DEL CONTROL AUTOMATICO…………………………………………………………..28

3.1 SISTEMAS DE CONTROL…………………………………………..29

3.2 CLASIFICACIÓN DE LAZO DE CONTROL……………………...29

3.3 LAZO DE CONTROL CERRADO ……………….………………..29

CAPITULO IV IMPLEMENTACION DEL SISTEMA DE CONTROL POR MEVDIO DE UN CONTROLADOR LOGICO PROGRAMABLE………………………..........…………..38

4.1 RSLOGIX 500……………………...….………………….…………48

4.2 DIAGRAMA DE ESCALERA………………………………..……48

4.3 DIAGRAMA DE ESCALERA DEL SEPARADOR

VERTICAL DE ALTA PRESION………………………………..…48

4.4 COSTOS DE EQUIPO UTILIZADO….………….……………..….46

CONCLUSIONES…………………………….……...…………………47

BIBLIOGRAFÍAS…………………………….……....…………………48

VI

CAPITULO I

ANTECEDENTES

C A P I T U L O I A N T E C E D E N T E S

1 de 48

CAPITULO I

ANTECEDENTES

A N T E C E D E N T E S

1.1. METODOS DE SEPARACIÓN FÍSICOS

Los Métodos de Separación físicos se basan en diferencias entre las propiedades

físicas de los componentes de una mezcla, tales como: Punto de Ebullición

Densidad, Presión de Vapor, Punto de Fusión, Solubilidad, etc.

CONCEPTO DE MEZCLA

A diferencia de los compuestos, una mezcla está formada por la unión de

sustancias en cantidades variables y que no se encuentran químicamente

combinadas. Por lo tanto, una mezcla no tiene un conjunto de propiedades únicas,

sino que cada una de las sustancias constituyentes aporta al todo con sus

propiedades específicas.

Las mezclas están compuestas por una sustancia, que es el medio y llamado fase

dispersante, en el que se encuentran una o más sustancias en menor proporción

llamadas fase dispersa. De acuerdo al tamaño de las partículas de la fase

dispersa, las mezclas pueden ser homogéneas o heterogéneas.

TIPOS DE MEZCLAS

• MEZCLAS HOMOGÉNEAS

Son aquellas cuyos componentes no son identificables a simple vista, es decir, se

aprecia una sola fase física. Entre las mezclas homogéneas se distingue una de

gran interés: la solución o disolución química, como se muestra en la Figura 1.1. la

mezcla de de sal en agua.

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CAPITULO I

ANTECEDENTES

Figura 1.1.- La mezcla de sal en agua se obtiene una disolución homogénea (www.cdrtcampos.es)

• MEZCLAS HETEROGÉNEAS

Son aquellas cuyos componentes se pueden distinguir a simple vista,

apreciándose más de una fase física como se muestra en la Figura 1.2. el granito

es un claro ejemplo de este tipo de mezcla. Las mezclas heterogéneas se pueden

agrupar en: emulsiones, suspensiones y coloides.

Figura 1.2 El granito es una mezcla heterogenia. (www.ceipgrancapitan.es)

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CAPITULO I

ANTECEDENTES

DIFERENTES MÉTODOS DE SEPARACIÓN FÍSICA.

Existen numerosos métodos físicos para la separación de los componentes que

integran a una mezcla tales como: Evaporación, Sublimación, Tamizado,

Magnetismo, Cromatografía, Flotación, Cristalización, Destilación, Decantación,

Filtración y Centrifugación.

De todos estos métodos ya mencionados vamos a desarrollar más ampliamente

los que ocurren dentro de nuestro sistema de separación.

DECANTACIÓN:

El objeto de la decantación es el de conseguir que se depositen las partículas que

se encuentran en suspensión en el agua, tanto si se trata de partículas presentes

en el agua bruta como si se deben a la acción de un reactivo químico añadido en

el tratamiento. Durante este método físico se producen dos fenómenos que

tenemos que tener presentes.

Un flóculo en su sedimentación atrapará nuevas partículas coloidales o incluso

otros flóculos más pequeños, aumentando su volumen y por tanto su velocidad de

caída.

Por otra parte, si la concentración de estos es alta, los flóculos comenzarán a

establecer contactos entre sí, dificultándose mutuamente la caída. Por ejemplo

dos líquidos no se mezclan Figura 1.3; siempre y cuando exista una diferencia

significativa entre las densidades de las fases.

La Separación se efectúa vertiendo la fase superior (menos densa) o la inferior

(más densa).

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CAPITULO I

ANTECEDENTES

Figura 1.3 .Ejemplo de decantación (http://mediateca.educa.madrid.org)

FILTRACIÓN:

La filtración puede definirse como la separación de uno o más elementos sólidos

de un elemento fluido (líquido o gas), mediante el paso de la mezcla a través de

un elemento poroso filtrante, llamado filtro Figura 1.4. Los Filtros o elementos

filtrantes pueden ser catalogados en función de múltiples características, siendo

estas las principales:

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Figura 1.4 .Ejemplo de filtración (http://mediateca.educa.madrid.org)

CAPITULO I

ANTECEDENTES

Material de fabricación: Los filtros pueden ser fabricados de multitud de materiales,

en función del destino de su uso.

Propiedades de filtrado: Una catalogación muy importante es el tamaño máximo

de las partículas que permiten pasar, definido por el tamaño del poro.

Caudal de Filtrado: Cada filtro posee, en función de su porosidad y superficie.

Elemento a filtrar: En el mercado existen Filtros para Agua, filtros de Aceite, de

Aire, gasolinas y combustibles, de gases, etc.

Forma: Los Filtros pueden ser planos, redondos, Filtros de manga, de cartucho, de

bolsa, etc.

CENTRIFUGACIÓN:

La centrifugación es un método físico de separación de líquidos no miscibles, o de

sólidos y líquidos por la aplicación de una fuerza centrífuga. Esta fuerza puede ser

muy grande. En la deshidratación de lodos, los sólidos separados comúnmente se

denominan torta y el líquido se denomina centrado.

Las separaciones que se llevan a cabo lentamente por gravedad pueden

acelerarse en gran medida con el empleo de equipo centrífugo Figura 1.5. La de

tornillos sin fin es una de la más utilizada, porque funciona en continuo y admite

cargas altas de sólidos.

Figura 1.5 .Ejemplo de centrifugación (http://mediateca.educa.madrid.org)

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CAPITULO I

ANTECEDENTES

1.2. RECIPIENTES SUJETOS A PRESION

Se define como recipiente sujeto a presión como equipo construido para operar

con fluidos a presiones diferente a la atmosférica, proveniente dicha presión de

fuentes externas o mediante la aplicación de calor desde una fuente directa,

indirecta o cualquier combinación de éstas Figura 1.6.

Figura 1.6 Recipientes sujetos a presión tipo cilíndricos esféricos y de uso (http://www.seepsa.com.mx

;http://www.textoscientificos.com)

TIPOS DE RECIPIENTES DEFINIDOS POR ASME

Existe una gran variedad de tipos de recipientes utilizados en las plantas

industriales como de proceso. Los diferentes tipos de recipientes que existen, se

clasifican de la siguiente manera:

POR SU USO:

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Los podemos dividir en recipientes de almacenamiento y en recipientes de

procesos. Los primeros nos sirven únicamente para almacenar fluidos a presión y

CAPITULO I

ANTECEDENTES

de acuerdo con sus servicios son conocidos como tanques de almacenamiento,

tanques de día, tanques acumuladores, etc.

POR SU FORMA:

Los recipientes a presión pueden ser cilíndricos o esféricos. Los primeros son

horizontales o verticales y pueden tener en algunos casos, chaquetas para

incrementar o decrecer la temperatura de los fluidos según sea el caso.

Los esféricos se utilizan generalmente como tanques de almacenamiento, y se

recomiendan para almacenar grandes volúmenes esféricos a altas presiones.

Puesto que la forma esférica es la forma natural que toman los cuerpos al ser

sometidos a presión interna esta sería la forma más económica para almacenar

fluidos a presión sin embargo en la fabricación de estos es mucho más cara a

comparación de los recipientes cilíndricos.

Los tipos más comunes de recipientes pueden ser clasificados de acuerdo a su

geometría como:

• Recipientes Abiertos.

• Tanques Abiertos.

• Recipientes Cerrados.

• Tanques cilíndricos verticales, fondo plano.

• Recipientes cilíndricos horizontales y verticales con cabezas formadas.

• Recipientes esféricos.

GENERALIDADES EN EL USO DE LOS TIPOS MÁS COMUNES DE RECIPIENTES:

RECIPIENTES ABIERTOS

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Los recipientes abiertos son comúnmente utilizados como tanque igualador o de

oscilación como tinas para dosificar operaciones donde los materiales pueden ser

decantados como: desecadores, reactores químicos, depósitos, etc.

CAPITULO I

ANTECEDENTES

Obviamente este tipo de recipiente es más que el recipiente cerrado de una misma

capacidad y construcción. La decisión de que un recipiente abierto o cerrado es

usado dependerá del fluido a ser manejado y de la operación. Estos recipientes

son fabricados de acero, cartón, concreto…. Sin embargo en los procesos

industriales son construidos de acero por su bajo costo inicial y fácil fabricación.

RECIPIENTES CERRADOS

Fluidos combustibles o tóxicos o gases finos deben ser almacenados en

recipientes cerrados. Sustancias químicas peligrosas, tales como ácidos o sosa

cáustica son menos peligrosas si son almacenadas en recipientes cerrados.

TANQUES CILINDRICOS DE FONDO PLANO

El diseño en el tanque cilíndrico vertical operando a la presión atmosférica, es el

tanque cilíndrico con un techo cónico y un fondo plano descansando directamente

en una cimentación compuesta de arena, grava o piedra triturada. En los casos

donde se desea usar una alimentación de gravedad, el tanque es levantado arriba

del terreno y el fondo plano debe ser incorporado por columnas y vigas de acero.

RECIPIENTES CILINDRICOS HORIZONTALES Y VERTICALES CON CABEZAS

FORMADAS

Son usados cuando la presión de vapor del líquido manejado puede determinar un

diseño más resistente. Varios códigos han sido desarrollados o por medio de los

esfuerzos del API y el ASME para gobernar el diseño de tales recipientes. Una

gran variedad de cabezas formadas son usadas para cerrar los extremos de los

recipientes cilíndricos. Las cabezas formadas incluyen la semiesférica, elíptica,

toriesférica, cabeza estándar común y toricoidal. Para propósitos especiales de

placas planas son usadas para cerrar un recipiente abierto. Sin embargo las

cabezas planas son raramente usadas en recipientes grandes.

RECIPIENTES ESFERICOS

El almacenamiento de grandes volúmenes bajo presiones materiales son

normalmente de los recipientes esféricos. Las capacidades y presiones utilizadas

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CAPITULO I

ANTECEDENTES

varían grandemente. Para los recipientes mayores el rango de capacidad es de

1000 hasta 25000 Psi (70.31 - 1757.75 Kg/cm²).

Y de 10 hasta 200 Psi (0.7031 - 14.06 Kg/cm²) para los recipientes menores.

Cuando una masa dada de gas esta almacenada bajo la presión es obvio que el

volumen de almacenamiento requerido será inversamente proporcional a la

presión de almacenamiento.

En general cuando para una masa dada, el recipiente esférico es más económico

para grandes volúmenes y bajas presiones de operación.

A presiones altas de operación de almacenamiento, el volumen de gas es

reducido y por lo tanto en tipo de recipientes cilíndricos es más económico.

TIPOS DE TAPAS DE RECIPIENTES BAJO PRESION INTERNA

Los recipientes sometidos a presión pueden estar construidos por diferentes tipos

de tapas o cabezas. Cada una de estas es más recomendable a ciertas

condiciones de operación y costo monetario.

TAPAS PLANAS:

Se utilizan para recipientes sujetos a presión atmosférica, generalmente, aunque

en algunos casos se usan también en recipientes a presión. Su costo entre las

tapas es el más bajo. Se utilizan también como fondos de tanques de

almacenamiento de grandes dimensiones.

TAPAS TORIESFERICAS:

Son las de mayor aceptación en la industria, debido a su bajo costo y a que

soportan grandes presiones manométricas, su característica principal es que el

radio del abombado es aproximadamente igual al diámetro. Se pueden fabricar en

diámetros desde 0.3 hasta 6 mts. (11.8 - 236.22 pulgs.).

TAPAS SEMIELIPTICAS:

Son empleadas cuando el espesor calculado de una tapa toriesférica es

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CAPITULO I

ANTECEDENTES

relativamente alto, ya que las tapas semielípticas soportan mayores presiones que

las toriesféricas. El proceso de fabricación de estas tapas es troquelado, su silueta

describe una elipse relación 2:1, su costo es alto y en México se fabrican hasta un

diámetro máximo de 3 mts.

TAPAS SEMIESFERICAS:

Utilizadas exclusivamente para soportar presiones críticas, como su nombre lo

indica, su silueta describe una media circunferencia perfecta, su costo es alto y no

hay límite dimensional para su fabricación.

TAPA 80:10:

Ya que en México no se cuentan con prensas lo suficientemente grande, para

troquelar tapas semielípticas 2:1 de dimensiones relativamente grandes, hemos

optado por fabricar este tipo de tapas, cuyas características principales son: El

radio de abombado es el 80% de diámetro y el radio de esquina o de nudillos es

igual a el 10% del diámetro. Estas tapas las utilizamos como equivalentes a la

semielíptica 2:1.

TAPAS CONICAS:

Se utilizan generalmente en fondos donde pudiese haber acumulación de sólidos y

como transiciones en cambios de diámetro de recipientes cilíndricos. Su uso es

muy común en torres fraccionadoras o de destilación, no hay límites en cuanto a

dimensiones para su fabricación y su única limitación consiste en que el ángulo de

vértice no deberá de ser calculado como tapa plana.

TAPAS TORICONICAS:

A diferencia de las tapas cónicas, este tipo de tapas tienen en su diámetro, mayor

radio de transición que no deberá ser menor al 6% del diámetro mayor ó 3 veces

el espesor. Tiene las mismas restricciones que las cónicas a excepción de que en

México no se pueden fabricar con un diámetro mayor de 6 más.

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CAPITULO I

ANTECEDENTES

TAPAS PLANAS CON CEJA:

Estas tapas se utilizan generalmente para presión atmosférica, su costo es

relativamente bajo, y tienen un límite dimensional de 6 mts. De diámetro máximo.

TAPAS ÚNICAMENTE ABOMBADAS:

Son empleadas en recipientes a presión manométrica relativamente baja, su costo

puede considerarse bajo, sin embargo, si se usan para soportar presiones

relativamente altas, será necesario analizar la concentración de esfuerzos

generada, al efectuar un cambio brusco de dirección.

1.3. EL PETROLEO

Es un líquido oleoso bituminoso de origen natural compuesto por diferentes

sustancias orgánicas. Se encuentra en grandes cantidades bajo la superficie

terrestre y se emplea como combustible y materia prima para la industria química.

El petróleo y sus derivados se emplean para fabricar medicinas, fertilizantes,

productos alimenticios, objetos de plástico, materiales de construcción, pinturas o

textiles y para generar electricidad Figura 1.7.

Figura 1.7 Gracias a los conocimientos generados por la química, se pueden obtener del petróleo numerosos y variados

elementos, fundamentalmente combustibles, que usamos a diario y que han revolucionado al mundo moderno. La

separación y transformación de estos derivados se realiza al interior de una refinería.

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CAPITULO I

ANTECEDENTES

CARACTERÍSTICAS Todos los tipos de petróleo se componen de hidrocarburos Figura 1.8, aunque

también suelen contener unos pocos compuestos de azufre y de oxígeno. El

petróleo contiene elementos gaseosos, líquidos y sólidos. La consistencia varía

desde un líquido tan poco viscoso como la gasolina hasta un líquido tan espeso

que apenas fluye. Existen categorías de petróleos crudos los de tipo parafínico, los

de tipo asfáltico y los de base mixta.

Figura 1.8 Todo petróleo se compone de hidrocarburos y azufre y de oxígeno.

FORMACIÓN El petróleo se forma bajo la superficie terrestre por la descomposición de

organismos marinos. Los restos de animales minúsculos que viven en el mar se

mezclan con las arenas y limos que caen al fondo en las cuencas marinas

tranquilas. Estos depósitos, ricos en materiales orgánicos, se convierten en rocas

generadoras de crudo. El proceso comenzó hace muchos millones de años,

cuando surgieron los organismos vivos en grandes cantidades, y continúa hasta el

presente. Los sedimentos se van haciendo más espesos y se hunden en el suelo

marino bajo su propio peso. A medida que van acumulándose depósitos

adicionales, la presión sobre los situados más abajo se multiplica por varios miles,

y la temperatura aumenta en varios cientos de grados. El cieno y la arena se

endurecen y se convierten en esquistos y arenisca; los carbonatos precipitados y

los restos de caparazones se convierten en caliza, y los tejidos blandos de los

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CAPITULO I

ANTECEDENTES

organismos muertos se transforman en petróleo y gas natural.

Una vez formado el petróleo, éste fluye hacia arriba a través de la corteza terrestre

porque su densidad es menor que la de las salmueras que saturan los intersticios

de los esquistos, arenas y rocas de carbonato que constituyen dicha corteza. El

petróleo y el gas natural ascienden a través de los poros microscópicos de los

sedimentos situados por encima. Con frecuencia acaban encontrando un esquisto

impermeable o una capa de roca densa: el petróleo queda atrapado, formando un

depósito. Sin embargo, una parte significativa del petróleo no se topa con rocas

impermeables sino que brota en la superficie terrestre o en el fondo del océano.

Entre los depósitos superficiales también figuran los lagos bituminosos y las

filtraciones de gas natural.

EXPLORACIÓN

Para encontrar petróleo bajo tierra, los geólogos deben buscar una cuenca

sedimentaria con esquistos ricos en materia orgánica que lleven enterrados el

suficiente tiempo para que se haya formado petróleo Figura 1.9 (desde unas

decenas de millones de años hasta 100 millones de años). Además, el petróleo

tiene que haber ascendido hasta depósitos porosos capaces de contener grandes

cantidades de líquido. La existencia de petróleo crudo en la corteza terrestre se ve

limitada por estas condiciones, que deben cumplirse. Sin embargo, los geólogos y

geofísicos especializados en petróleo disponen de numerosos medios para

identificar zonas propicias para la perforación. Por ejemplo, la confección de

mapas de superficie de los afloramientos de lechos sedimentarios permite

interpretar las características geológicas del subsuelo, y esta información puede

verse complementada por datos obtenidos perforando la corteza y extrayendo

testigos o muestras de las capas rocosas. Por otra parte, las técnicas de

prospección sísmica —que estudian de forma cada vez más precisa la reflexión y

refracción de las ondas de sonido propagadas a través de la Tierra— revelan

detalles de la estructura e interrelación de las distintas capas subterráneas. Pero,

en último término, la única forma de demostrar la existencia de petróleo en el

subsuelo es perforando un pozo. De hecho, casi todas las zonas petroleras del

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CAPITULO I

ANTECEDENTES

mundo fueron identificadas en un principio por la presencia de filtraciones

superficiales, y la mayoría de los yacimientos fueron descubiertos por

prospectores particulares que se basaban más en la intuición que en la ciencia.

Un campo petrolero puede incluir más de un yacimiento, es decir, más de una

única acumulación continua y delimitada de petróleo. De hecho, puede haber

varios depósitos apilados uno encima de otro, aislados por capas intermedias de

esquistos y rocas impermeables. El tamaño de esos depósitos varía desde unas

pocas decenas de hectáreas hasta decenas de kilómetros cuadrados, y su

espesor va desde unos pocos metros hasta varios cientos o incluso más. La

mayoría del petróleo descubierto y explotado en el mundo se encuentra en unos

pocos yacimientos grandes.

Figura 19 Localización y extración del hidrocarburo en un lecho marino.

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CAPITULO I

ANTECEDENTES

PRODUCCIÓN PRIMARIA

La mayoría de los pozos petroleros se perforan con el método rotatorio. En este

tipo de perforación rotatoria, una torre sostiene la cadena de perforación, formada

por una serie de tubos acoplados. La cadena se hace girar uniéndola al banco

giratorio situado en el suelo de la torre. La broca de perforación situada al final de

la cadena suele estar formada por tres ruedas cónicas con dientes de acero

endurecido. La roca se lleva a la superficie por un sistema continuo de fluido

circulante impulsado por una bomba.

El crudo atrapado en un yacimiento se encuentra bajo presión; si no estuviera

atrapado por rocas impermeables habría seguido ascendiendo debido a su

flotabilidad hasta brotar en la superficie terrestre. Por ello, cuando se perfora un

pozo que llega hasta una acumulación de petróleo a presión, el petróleo se

expande hacia la zona de baja presión creada por el pozo en comunicación con la

superficie terrestre Figura 1.10. Sin embargo, a medida que el pozo se llena de

líquido aparece una presión contraria sobre el depósito, y pronto se detendría el

flujo de líquido adicional hacia el pozo si no se dieran otras circunstancias. La

mayoría de los petróleos contienen una cantidad significativa de gas natural en

solución, que se mantiene disuelto debido a las altas presiones del depósito.

Cuando el petróleo pasa a la zona de baja presión del pozo, el gas deja de estar

disuelto y empieza a expandirse. Esta expansión, junto con la dilución de la

columna de petróleo por el gas, menos denso, hace que el petróleo aflore a la

superficie.

A medida que se continúa retirando líquido del yacimiento, la presión del mismo va

disminuyendo poco a poco, así como la cantidad de gas disuelto. Esto hace que la

velocidad de flujo de líquido hacia el pozo se haga menor y se libere menos gas.

Cuando el petróleo ya no llega a la superficie se hace necesario instalar una

bomba en el pozo para continuar extrayendo el crudo.

Finalmente, la velocidad de flujo del petróleo se hace tan pequeña, y el coste de

elevarlo hacia la superficie aumenta tanto, que el coste de funcionamiento del

pozo es mayor que los ingresos que pueden obtenerse por la venta del crudo (una

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CAPITULO I

ANTECEDENTES

vez descontados los gastos de explotación, impuestos, seguros y rendimientos del

capital). Esto significa que se ha alcanzado el límite económico del pozo, por lo

que se abandona su explotación.

Recuperación mejorada de petróleo. En el apartado anterior se ha descrito el ciclo

de producción primaria por expansión del gas disuelto, sin añadir ninguna energía

al yacimiento salvo la requerida para elevar el líquido en los pozos de producción.

Sin embargo, cuando la producción primaria se acerca a su límite económico es

posible que sólo se haya extraído un pequeño porcentaje del crudo almacenado,

que en ningún caso supera el 25%. Por ello, la industria petrolera ha desarrollado

sistemas para complementar esta producción primaria que utiliza

fundamentalmente la energía natural del yacimiento. Los sistemas

complementarios, conocidos como tecnología de recuperación mejorada de

petróleo, pueden aumentar la recuperación de crudo, pero sólo con el coste

adicional de suministrar energía externa al depósito. Con estos métodos se ha

aumentado la recuperación de crudo hasta alcanzar una media global del 33% del

petróleo presente. En la actualidad se emplean dos sistemas complementarios: la

inyección de agua y la inyección de vapor.

Figura 1.10. Sistema de extración de un pozo en una torre de perforación

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CAPITULO I

ANTECEDENTES

CLASIFICACION DEL PETROLEO

La industria mundial de hidrocarburos líquidos clasifica el petróleo de acuerdo a su

densidad API (parámetro internacional del Instituto Americano del Petróleo, que

diferencia las calidades del crudo) Tabla1.1.

Aceite Crudo Densidad ( g/ cm3) Densidad grados API

Extrapesado >1.0 10.0

Pesado 1.0 - 0.92 10.0 - 22.3

Mediano 0.92 - 0.87 22.3 - 31.1

Ligero 0.87 - 0.83 31.1 - 39

Superligero < 0.83 > 39

Tabla 1.1 Clasificación del petróleo según su densidad API

Los tres tipos de petróleo crudo que exporta México son definidos en la Tabla 1.2.

1 Maya. Pesado con densidad de 22 grados API y 3.3% de azufre en peso.

2 Istmo. Ligero con densidad de 33.6 grados API y 1.3% de azufre en peso.

3 Olmeca. Superligero con densidad de 39.3 grados API y 0.8% de azufre en peso.

Tabla 1.2. Clasificación del petróleo según su densidad PEMEX

EL PETROLEO EN LA ACTUALIDAD

En la actualidad el petróleo es el principal energético, por lo que se le ha llamado

oro negro, pues después de su industrialización se obtienen productos variados

como: gasolina, gas doméstico, llantas, fertilizantes, pinturas, plásticos, telas,

diesel, asfalto, turbosina (gasolina para aviones), combustóleo, etcétera.

México es uno de los principales productores de petróleo Figura 1.11, pues ocupa

el sexto lugar en volumen de explotación petrolera diaria y está en los diez

primeros lugares en reservas probadas a nivel mundial.

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CAPITULO I

ANTECEDENTES

Debido a que el petróleo es una fuente de energía no renovable, se están

buscando otras alternativas que lo puedan sustituir, entre las cuales se pueden

citar: la energía hidráulica, la solar, la geotérmica, la nuclear y la eólica

Figura 1.11 Reservas probadas son aquellas que la industria considera que pueden ser recuperadas en las condiciones

económicas y operativas existentes.

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CAPITULO II

ANTECEDENTES DEL PROCESO

C A P I T U L O II ANTECEDENTES DEL PROCESO

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CAPITULO II

ANTECEDENTES DEL PROCESO

ANTECEDENTES DEL PROCESO

2.1 ANTECEDENTES DEL PROCESO DEL SISTEMA OPERATIVO DE LA BATERÍA DE SEPARACIÓN LUNA

Brevemente la forma de operar de la Batería denominada Luna, donde se lleva

acabo el proceso de separación de la mezcla gas-aceite la cual proviene de los

pozos productores del campo Luna. Dicho proceso de separación se realiza en

una sola etapa a una presión de 78 Kg/cm2. (1138 psi).

Debido a estas condiciones de operación, la planta se califica como batería de alta

presión Figura 2.1.

El gas separado se integra al gasoducto luna-Pijije-Sen-Oxiacaque a una presión

de 77 kg/cm2. (1094 psi).El crudo despuntado se integra al oleogasoducto Luna-

Pijije-Sen-Oxiacaque a una presión de 30 kg/cm2. (427 psi). La batería Luna esta

diseñada para manejar 15 MBD de aceite y 100 MMPCD de gas.

RVCAP-2

TACI 5,000 BLS

TM-1 5,000 BLS

RVCAP-1

SVAPM

RVPAP-1

RVPAP-2

SVAP-3

SVAP-2

SVAP-1

CABEZAL DERECOLECCIÓN

S.V.A.P-3

Figura 2.1 Reservas probadas son aquellas que la industria considera que pueden ser recuperadas en las condiciones

económicas y operativas existentes.

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CAPITULO II

ANTECEDENTES DEL PROCESO

2.2. ETAPAS DEL PROCESO DE SEPRACIÓN

En esta batería el proceso de separación y medición se realiza en las siguientes

secciones:

SEPARACIÓN

La batería de separación consta de tres separadores verticales 72´ x 20” de alta

presión (SVAP-1,2,3), y un separador vertical de alta presión 72´ x 20” de

medición en alta presión (SVAPM) Figura 2.2, los cuales operan a una presión de

80 Kg/cm2. (1138 psi) y a una temperatura de 67 º C (149 ºF). La capacidad de

diseño de cada SVAP y de medición es de 15 MBD de aceite y de 100 MMPCD de

gas, la separación de la mezcla gas-aceite, se lleva a cabo mediante el efecto

combinado de cambios de velocidad, choque, volumen y efecto centrifugo. El

aceite separado se descarga por el fondo de los separadores verticales a control

de nivel y enviado fuera del limite de la batería por el cabezal de crudo,

despuntado para integrarse al oleogasoducto Luna-Pijije-Sen- Oxiacaque a una

presión de 30 kg/cm2. (427 psi) El gas se descarga por el domo de los

separadores verticales y se envía a la sección de rectificación primaria.

Figura 2.2 Reservas probadas son aquellas que la industria considera que pueden ser recuperadas en las condiciones

económicas y operativas existentes.

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CAPITULO II

ANTECEDENTES DEL PROCESO

En específico el SEPARADOR VERTICAL DE ALTA PRESIÓN S.V.A.P.–3 cuenta con

cuatro boquillas principales mostradas y listadas a continuación Figura 2.3:

• De 8”Ø por donde entre la mezcla.

• De 2”Ø por donde salen las impurezas.

• De 8”Ø por donde sale el aceite.

• De 8”Ø por donde sale el gas.

Figura 2.3. SEPARADOR VERTICAL DE ALTA PRESIÓN S.V.A.P.–3

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CAPITULO II

ANTECEDENTES DEL PROCESO RECTIFICACIÓN PRIMARIA

En esta sección cuenta con dos rectificador vertical primarios de alta presión

RVPAP-1,2 Figura 2.4 el cual operan a una presión de 78 Kg/cm2. (1109 psi) y a

una temperatura de 67 ºC (149 ºF), la capacidad de diseño de cada rectificador es

de 100 MMPCD de gas. El gas proveniente de los separadores vertical de alta

presión se hacen pasar a través de los rectificador vertical de alta presión para

separar el aceite arrastrado de la corriente gaseosa, por medio del efecto

combinado de cambios de velocidad, choque, volumen y efecto centrifugo, el

aceite separado se descarga por el fondo del rectificador para ser enviado al

cabezal de crudo despuntado para integrarse al oleogasoducto Luna-Pijije-Sen-

Oxiacaque a una presión de 30 kg/cm2. (427 psi) y el gas rectificado se descarga

por el domo y se envía a la sección de enfriamiento.

Figura 2.4. RECTIFICADORES VERTICALES PRIMARIOS DE ALTA PRESION 1, 2 RVPAP-1,2

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CAPITULO II

ANTECEDENTES DEL PROCESO

ENFRIAMIENTO

En esta etapa se tiene ocho enfriadores de gas amargo de alta presión tipo solo

aires identificados como EAP-1,10 Figura 2.5, los cuales operan a 80 Kg/cm2.

(1138 psi) con temperatura de entrada de 67 ºC (152 ºF) la capacidad de diseño

de cada uno de los soloaires es de 35 MMPCD de gas.

Debido al enfriamiento del gas rectificado, se produce la condensación de los

hidrocarburos mas pesados (propano y etano), obteniéndose nuevamente una

mezcla gas-condensados que es enviada a la sección de rectificación secundaria

para llevar a cabo su separación.

Figura 2.5. ENFRIADORES EAP 1/10

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CAPITULO II

ANTECEDENTES DEL PROCESO

RECTIFICACIÓN SECUNDARIA

En la sección de rectificación secundaria se tiene dos rectificadores verticales

ciclónicos secundarios de alta presión (RVCAP-1,2) Figura 2.6 con presión de

operación de 78 Kg/cm2 (1109 psi), temperatura de 36 ºC (96.8 ºF) y capacidad de

100 MMPCD de gas.

El gas proveniente de los enfriadores de gas de alta presión se hace pasar a

través de los RVCAP-1,2 para separar los condensados por medio del efecto

combinado de cambios de velocidad, choque, volumen y efecto centrifugo.

Los condensados se descargan por el fondo del RVCAP 1-2 y enviados al cabezal

de crudo despuntado para integrarse al oleogasoducto Luna-Pijije-Sen-Oxiacaque

a una presión 30 kg/cm2. (427 psi). El gas separado se descarga por el domo y se

envía al cabezal de gas procesado para integrarse al gasoducto Luna-Pijije-Sen-

Oxiacaque.

Figura 2.3. RECTIFICADORES VERTICALES CICLÓNICOS SECUNDARIOS DE ALTA PRESIÓN RVCAP-1,2

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CAPITULO II

ANTECEDENTES DEL PROCESO

MEDIOS DE CONTROL

El control de la descarga de líquidos de los separadores, rectificadores se efectúa

por el fondo de los recipientes a través de la acción de válvulas de control

instaladas en la descarga del recipiente controlada por un control de nivel. El gas

separado se descarga por el domo del recipiente, en el cual se encuentra la

válvula de seguridad del tipo balanceada.

En el gasoducto se controla su presión para que no se incremente a más de 80

kg/cm2 a través de la acción de un paquete de regulación de gas a quemador el

cual cuenta con dos válvulas de control (una en operación y otra de relevo)

accionadas por un control de presión.

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CAPITULO III

CONSIDERACIÓNES TEÓRICAS DEL CONTROL AUTOMÁTICO

C A P I T U L O III CONSIDERACIONES TEÓRICAS DEL

CONTROL AUTOMÁTICO

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CAPITULO III

CONSIDERACIÓNES TEÓRICAS DEL CONTROL AUTOMÁTICO

CONSIDERACIONES TEÓRICAS DEL CONTROL AUTOMÁTICO.

El control automático se define como el mantenimiento de un valor deseado dentro

de una cantidad o condición, comparándolo con el valor deseado, y utilizando la

diferencia para proceder a reducirla.

3.1 SISTEMAS DE CONTROL

Un sistema de control es un ordenamiento de componentes físicos conectados de

tal manera que el mismo pueda comandar, dirigir o regularse a sí mismo o a otro

sistema.

3.2 CLASIFICACIÓN DE LAZO DE CONTROL

Los sistemas de control se clasifican en sistemas de lazo abierto y de lazo

cerrado; los cuales se definen a continuación:

• UN SISTEMA DE CONTROL DE LAZO ABIERTO: Es aquel en el cual la

acción de control es independiente de la salida.

• UN SISTEMA DE CONTROL DE LAZO CERRADO: Es aquel en el que la

acción de control es en cierto modo dependiente de la salida.

3.3 LAZO DE CONTROL CERRADO

• - Sensores de Nivel.

• - Transmisor.

• - Controlador Lógico Programable (PLC).

• - Relevadores de Control.

• - Válvulas.

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CAPITULO III

CONSIDERACIÓNES TEÓRICAS DEL CONTROL AUTOMÁTICO

SENSORES.

Un sensor o transductor es un dispositivo que transforma un tipo de variable física

(por ejemplo, fuerza, presión, temperatura, velocidad, etc.) en otro. Se utiliza para

medir una variable física de interés, y se pueden clasificarse en dos tipos básicos,

analógico o digitales dependiendo de la forma de la señal convertida.

Los transductores analógicos proporcionan una señal variable continua, por

ejemplo voltaje o corriente eléctrica. Esta señal puede ser tomada como el valor

de la variable física que se mide.

Los transductores digitales producen una señal de salida que en código binario se

considera bajo o alto (ceros o unos), en la forma de un conjunto de bits de estado

en paralelo o formando una serie de pulsaciones que pueden ser contadas. En

una u otra forma, las señales digitales representan el valor de la variable medida.

Los transductores digitales suelen ofrecer la ventaja de ser más compatibles con

los controladores que los sensores analógicos en la automatización y en el control

de procesos.

CARACTERÍSTICAS DE LOS SENSORES

EXACTITUD

La exactitud de la medición debe ser tan alta como fuese posible. Se entiende por

exactitud que le valor verdadero de la variable se pueda detectar sin errores

sistemáticos positivos o negativos en la medición. Sobre varias mediciones de la

variable, el promedio de error entre el valor real y el valor detectado tendera a ser

cero.

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CAPITULO III

CONSIDERACIÓNES TEÓRICAS DEL CONTROL AUTOMÁTICO

PRECISIÓN

La precisión de la medición debe ser tan alta como fuese posible. La precisión

significa que existe o no una pequeña variación aleatoria en la medición de la

variable. La dispersión en los valores de una serie de mediciones será mínima.

RANGO DE FUNCIONAMIENTO

El sensor debe tener un amplio rango de funcionamiento y debe ser exacto y

preciso en todo el rango.

VELOCIDAD DE RESPUESTA

El transductor debe ser capaz de responder a los cambios de la variable detectada

en un tiempo mínimo. Lo ideal sería una respuesta instantánea.

CALIBRACIÓN

El sensor debe ser fácil de calibrar. El tiempo y los procedimientos necesarios

para llevar a cabo el proceso de calibración deben ser mínimos. Además, el

sensor no debe necesitar una recalibración frecuente. El término desviación se

aplica con frecuencia para indicar la pérdida gradual de exactitud del sensor que

se produce con el tiempo y el uso, lo cual hace necesaria su recalibración.

FIABILIDAD

El sensor debe tener una alta fiabilidad. No debe estar sujeto a fallos frecuentes

durante el funcionamiento.

TIPOS DE SENSORES

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CAPITULO III

CONSIDERACIÓNES TEÓRICAS DEL CONTROL AUTOMÁTICO

INDUCTIVOS

Los sensores inductivos consisten en una bobina cuya frecuencia de oscilación

cambia al ser aproximado un objeto metálico a su superficie axial. Esta frecuencia

es empleada en un circuito electrónico para conectar o desconectar un tiristor y

con ello, lo que esté conectado al mismo, de forma digital (ON-OFF) o,

analógicamente. Si el objeto metálico se aparta de la bobina, la oscilación vuelve a

empezary el mecanismo recupera su estado original. Estos sensores pueden ser

de construcción metálica para su mayor protección o, de caja de plástico. Y

pueden tener formas anular, de tornillo, cuadrada, tamaño interruptor de límite,

etc.

Además, por su funcionamiento pueden ser del tipo empotrable al ras en acero o,

del tipo no empotrable. Los del tipo no empotrable se caracterizan por su mayor

alcance de detección, de aproximadamente el doble.

La técnica actual permite tener un alcance de hasta unos 100 mm en acero. El

alcance real debe tomarse en cuenta, cuando se emplea el mismo sensor en otros

materiales.

Ciertos marcas fabrican estos sensores en dos partes, una parte es el sensor

propiamente dicho y el otro es el amplificador de la señal de frecuencia

mencionada arriba, con el fin de usarlos en zonas peligrosas. A estos sensores se

les conoce como de "Seguridad Intrínseca".

Eléctricamente se especifican por el voltaje al que trabajan (20-40 V C.D., 90-130

V C.A., etc. ) y por el tipo de circuito en el que trabajan ( dos hilos, PNP, NPN, 4

hilos, etc.). Generalmente los tipos en corriente directa son más rápidos -

Funcionan en aplicaciones de alta frecuencia. - que los de corriente alterna.

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CAPITULO III

CONSIDERACIÓNES TEÓRICAS DEL CONTROL AUTOMÁTICO

CAPACITIVOS

Existen muchas aplicaciones que requieren el sensar a distancia materiales no

metálicos y, para ello se emplea este tipo de sensor que usa el efecto capacitivo a

tierra de los objetos a sensar. Ejemplos: Presencia de agua en un tubo o el cereal

dentro de una caja de cartón.

El elemento funcional primario del sensor capacitivo de proximidad es un oscilador

de alta frecuencia con un electrodo flotante en el circuito de base de un transistor.

En el estado de inactividad hay un campo ruidoso en la región de base, que

representa el área activa del sensor de proximidad. Cuando un objeto aparece

dentro del área activa, empiezan las oscilaciones. La etapa de conmutación

rectifica las oscilaciones de alta frecuencia y la señal continua resultante se aplica

a la etapa de salida. La etapa de conmutación incluye un sistema de señal de

retroalimentación, el nivel del cual puede ajustarse en algunos modelos, a través

de un potenciómetro; esto capacita el sensor de proximidad de variar su

sensibilidad de respuesta.

Principalmente se emplean para líquidos y sólidos no metálicos y, externamente

son muy parecidos a los sensores inductivos.

Tanto los sensores inductivos como los capacitivos tienen una distancia máxima

de accionamiento, que depende en gran medida del área de la cabeza sensora

(bobina o electrodo), por ello a mayor diámetro, mayor distancia máxima.

Además, la distancia de sensado siempre se especifica para agua en estado

líquido pero, para otros materiales es diferente. Para el vidrio se tiene que

considerar un factor de corrección del 65%, mientras que para el agua congelada

del 30%.

Además de los voltajes y circuitos mencionados en los inductivos, existe también

en los sensores capacitivos un tipo con salida analógica (4-20 mA).

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CAPITULO III

CONSIDERACIÓNES TEÓRICAS DEL CONTROL AUTOMÁTICO

MAGNÉTICOS.

De los sensores magnéticos tenemos los siguientes tipos: los mecánicos o tipo

"reed", los de tipo electrónico o de efecto Hall y, los transformadores lineales

variables (LVDT).

Los sensores de tipo "reed" tienen gran difusión al emplearse en muy bajos

voltajes, con lo que sirven de indicador de posición a PLCs y, además, por

emplearse como indicador de posición de los cilindros neumáticos de émbolo

magnético de las marcas que tienen mayor difusión.

Los sensores de efecto Hall, son semiconductores y por su costo no están muy

difundidos pero en codificadores ("encoders") de servomecanismos se emplean

mucho.

Los transformadores lineales variables (LVDT) proporcionan una lectura de

posición, usando la inductancia mutua entre dos embobinados. Un núcleo

magnético móvil acopla el voltaje de excitación en corriente alterna a los dos

secundarios. La fase y la amplitud del voltaje del secundario varía de acuerdo con

la posición del núcleo. Cuando el núcleo está en medio de los embobinados, los

voltajes de ambos están 180 grados desfasados y son de igual magnitud, por lo

que el voltaje neto es cero. Cuando el núcleo se mueve hacia la escala positiva, la

señal en fase con la onda de entrada crece y viceversa cuando el núcleo se

mueve hacia la escala negativa.

SELECCIÓN DE LOS SENSORES EN LA AUTOMATIZACIÓN

La selección se basa en la decisión sobre cual es el sensor más adecuado. Esto

depende del material del objeto el cual debe detectarse, si el objeto es metálico,

se requiere un sensor inductivo. Si el objeto es de plástico, papel, o si es líquido

(basado en aceite o agua), granulado o en polvo, se requiere un sensor capacitvo.

Si el objeto puede llevar un imán, es apropiado un sensor magnético.

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CAPITULO III

CONSIDERACIÓNES TEÓRICAS DEL CONTROL AUTOMÁTICO TRANSMISOR.

Es un dispositivo que capta la variable de proceso a través del elemento primario,

codifica las señales ópticas, mecánicas o eléctricas, las amplifica, y las convierte

a una señal de transmisión estándar.

TIPOS DE TRANSMISORES.

Existen varios tipos de señales de transmisión: neumática, electrónicas, digitales,

hidráulicas y telemétricas. Las mas empleadas son las tres primeras, las

hidráulicas se utilizan cuando se necesita una gran potencia, y las telemétricas

cuando hay distancia de varios kilómetros.

NEUMÁTICOS.

Los transmisores neumáticos generan una señal neumática variable linealmente

de 3-15 psi (libra por pulgada cuadrada) para el campo de medida de cero a cien

por ciento de la variable. Normalizada por SAMA- Asociación de fabricantes de

instrumentos (Scientific Apparatus Markers Association) y a sido adoptada por los

fabricantes de controladores y transmisores neumáticos en Estados Unidos.

En los países que se emplea el sistema métrico decimal se emplea la señal de

0.2-1 bar (1bar = 1.05 kg/cm2) que equivale aproximadamente a 3-15 psi, pero el

rango de 0.2-1 kg/cm2 es cada día menos utilizada por no estar normalizada. Las

unidad normalizadas es el pascal y el bar (1bar=10 a la 5 pascal) que tiene un

alcance menor al 3-15 psi.

En una válvula de control se pueden emplear señales neumáticas de 0.6-1.4 de

0.4-2 o de 0.8-2.4 bars gracias a la función de conversión de la señal de entrada

3-15 psi (0.2-1 bar) que puede realizar el posicionador acoplado a la válvula o bien

médiate resortes especiales dispuestos en el servomotor de la válvula.

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CAPITULO III

CONSIDERACIÓNES TEÓRICAS DEL CONTROL AUTOMÁTICO

ELÉCTRONICOS.

Los transmisores eléctricos generan la señal estándar de 4-20 mA C.C. a

distancias de 200 m a 1 km. según sea el tipo de instrumento transmisor. Todavía

se pueden encontrar transmisores que envía las señales de 1-5 mA c. c. de 10-50

mA c. c. 0.5 mA de c. c. 0-20 mA c. c. utilizadas anteriormente pero el rango de

norma es el 4-20 mA c. c.

Por razones de norma se considera que las señales neumáticas son de 0.2-1 bar

(3-15 psi) y la electrónica de 4-20 mA. De c.c.

DIGITALES.

Se denominan trasmisores inteligentes, que quiere decir que el sensor tienen

incorporada funciones adicionales que se añaden a las propias de la medida

exclusiva de la variable. Lógicamente dichas funciones son proporcionadas por un

microprocesador, pero esto no es esencial para que el instrumento pueda

aplicársele la denominación de inteligente.

Hay dos modelos básico de trasmisores inteligentes:

El capacitivo.- esta basado en la variación de capacidad que se produce en un

condensador formado por dos placas fijas y un diafragma sensible interno y unidos

a las mismas, cuando se le aplica una presión o presión diferencial a través de dos

diafragmas externos. La trasmisión de la presión del proceso se realiza a través de

un fluido que rellena el interior del condensador. El despeamiento del diafragma

sensible es de solo 0.1mm como máximo. Un circuito formado por un oscilador y

demodulador transforma la variación de la capacidad en la señal analógica de

transmisión de 4-20 mA c.c.

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CAPITULO III

CONSIDERACIÓNES TEÓRICAS DEL CONTROL AUTOMÁTICO

El de semiconductor aprovecha la propiedad eléctrica de los semiconductores a

ser sometido a tensiones. El modelo de semiconductor difundido esta fabricado a

partir de una delgada película de silicio y utiliza técnicas de dopaje para generar

una zona sensible a los esfuerzos. Se comporta como un circuito dinámico de

puente de Wheatstone aplicable a la medida de presión, presión diferencial y nivel,

formado por una pastilla de silicio difundido en el que se halla embebidas las

resistencia de un puente de Wheatstone. El desequilibrio del puente originado por

la variable da lugar a una señal de salida de 4-20 mA cc.

CONTROLADORES LÓGICOS PROGRAMABLES.

Un controlador lógico programable (PLC) se define como una computadora

especializada, diseñada para controlar maquinas y procesos en ambientes

industriales operando en tiempo real. La National Electrical Manufacturers

Association (NEMA) define al PLC como un dispositivo electrónico digital que

utiliza una memoria programable para almacenar instrucciones y para implementar

funciones especificas tales como funciones lógicas, secuenciales, de

temporizacion, de conteo y aritméticas para controlar maquinas y procesos.

Fue desarrollado para reemplazar los circuito secuenciales de relevadores para el

control de maquinas. Trabaja atendiendo sus entradas y dependiendo de su

estado conecta o desconecta sus salidas. Para su funcionamiento el usuario

elabora un programa lógico que proporciona los resultados deseados al

introducirlo en la memoria del PLC. Dicho programa se introduce en el controlador

a través de la unidad de programación que permite además funciones adicionales

como depuración de programas, simulación, monitorización de control del PLC.

Las señales de entrada pueden proceder de elementos digitales, como finales de

carrera y detectores de proximidad, o analógicos, como sensores de temperatura y

dispositivos de salida en tensión o corrientes continuas. A partir de estas señales

el PLC gobierna las señales de salida según el programa de control previamente

almacenado en su memoria, según sea el estado de las señales de entrada.

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CAPITULO III

CONSIDERACIÓNES TEÓRICAS DEL CONTROL AUTOMÁTICO

Los PLC actualmente son utilizados en muchas aplicaciones reales, en la

industria petrolera, textil, papelera, tratamientos térmicos etc. casi cualquier

aplicación que necesite algún tipo de control eléctrico.

VÁLVULAS DE CONTROL.

En el control automático de los procesos industriales la válvula de control juega un

papel muy importante en el bucle de regulación. Realiza la función de variar el

caudal del fluido de control que modifica a su vez el valor de la variable medida

comportándose como un orificio de área continuamente variable. Dentro del bucle

de control tiene tanta importancia como el elemento primario, el transmisor y el

controlador.

Una válvula de control se compone básicamente del cuerpo y del servomotor. El

cuerpo contiene en su interior el obturador y los asientos, y esta provisto de rosca

o de bridas para conectar la válvula a la tubería. El obturador es quien realiza la

función de control de paso del fluido y puede actuar en la dirección de su propio

eje o bien tener un movimiento rotativo. Esta unido en un vástago que pasa a

través de la tapa del cuerpo y que es accionado por el servomotor.

TIPOS DE VÁLVULAS.

Las válvulas pueden ser de varios tipos, según sea el diseño de cuerpo y el

movimiento del obturador.

Las válvulas de movimiento lineal en las que el obturador se mueve en la

dirección de su propio eje se clasifican como se especifica a continuación.

El control automático se empieza a utilizar fundamentalmente porque reduce el

costo de los procesos industriales, lo que compensa con creces la inversión en

equipo de control. Además hay muchas otras ganancias, como por ejemplo la

eliminación de mano de obra pasiva y la eliminación de errores; por ello es el

deseo de implementarlo en los recipientes a presión.

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CAPITULO IV

IMPLEMENTACIÓN DEL SISTEMA DE CONTROL POR MEDIO DE UN CNTROLADOR LÓGICO

C A P I T U L O IV IMPLEMENTACIÓN DEL SISTEMA DE

CONTROL POR MEDIO DE UN CONTROLADOR LÓGICO

PROGRAMABLE.

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CAPITULO IV

IMPLEMENTACIÓN DEL SISTEMA DE CONTROL POR MEDIO DE UN CNTROLADOR LÓGICO

IMPLEMENTACIÓN DEL SISTEMA DE CONTROL POR MEDIO DE UN CONTROLADOR LÓGICO PROGRAMABLE.

Considerando el procedimiento de operación manual actual del separador, en esta

tesina sugerimos la implementación de un sistema de control de lazo cerrado

conformado por sensores de nivel, para cada etapa del separador, (etapa de

condensado y etapa de aceite) comunicado con el controlador lógico programable

(PLC) micrologic 1000 marca Allen Bradley, que por medio de sus salidas activara

las válvulas de control permitiendo o eliminando el flujo de liquido encontrado en

cada etapa o si es necesario bloqueando la alimentación del separador para evitar

la sobre presión del contenedor.

Para la programación del PLC es necesario contar con un software que le permita

la intercomunicación PC-PLC. En este caso utilizaremos el ambiente

RSLOGIX500.

4.1 RSLOGIX 500

RSLogix 500 Figura 4.1 es un software de ingeniería basada en Windows con la

cual se tiene la capacidad de programar un controlador (PLC). RSLogix 500 en

conjunto con RSLogix Emulate 500 se puede diseñar y simular el proceso

completo si tener necesidad de contar con el plc físicamente. Con ayuda de la PC

y el programa RSLogix 500 se genera un conjunto de instrucciones llamado

Diagrama de Escalera.

Dentro de los beneficios encontrados con el RSlogix 500 se encuentran:

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CAPITULO IV

IMPLEMENTACIÓN DEL SISTEMA DE CONTROL POR MEDIO DE UN CNTROLADOR LÓGICO • Crear y rastrear tus programas de escalera desde la PC ejecutando

RSLogix 500 sin tener que esperar por la disponibilidad del equipo o de la

máquina.

• Mejora sensiblemente el desarrollo de los programas de RSLogix 500

• Reduce las fallas en los equipos o máquinas por errores en la lógica de los

programas.

• Prueba tus pantallas de HMI con las que se podrá detectar errores desde tu

PC.

Figura 4.1 Portada del programaRSLinx version 2.2.

4.2 DIAGRAMA DE ESCALERA.

Es el método mas usual de programación de PLC, esta diseñado para permitir una

programación de manera sencilla basado en símbolos y esquemas del diagrama

de control electromagnético. El termino diagrama de escalera se usa porque de

alguna manera parece escalera, se inicia en la parte superior de la escalera y

generalmente se trabaja hacia abajo. En la Figura 4.2 se muestra la semejanza de

un diagrama electromecánico y el diagerama correspondiente en lenguaje de PLC.

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CAPITULO IV

IMPLEMENTACIÓN DEL SISTEMA DE CONTROL POR MEDIO DE UN CNTROLADOR LÓGICO

A

B

Figura 4.2 A) Continuidad Lógica (Electromecánico)

B)Continuidad Eléctrica.(Lenguaje de PLC)

4.3 DIAGRAMA DE ESCALERA DEL SEPARADOR VERTICAL.

El diagrama de escalera del tanque separador esta elaborado considerando las

tres partes en las que esta dividido, es decir, condensado, crudo y evaporado

Figuran 4.3. Es importante mencionar que la entrada I:0:0 y I:0:1 en conjunto con

la salida O:0:0 en el diagrama de escalera representan el arranque o alimentación

del tanque, la salida O:0:0 indica el encendido de la válvula de alimentación del

crudo extraído del pozo. Para analizar el modo de operación lo describiremos por

etapas.

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CAPITULO IV

IMPLEMENTACIÓN DEL SISTEMA DE CONTROL POR MEDIO DE UN CNTROLADOR LÓGICO

Figura 4.3 Diagrama de escalera del arranque del separdor.

ETAPA 1.- CONDENSADO.

a etapa de condesado esta monitoreado por tres sensores de nivel, colocados a

tamos con el diagrama de escalera, los sensores de

nivel se encuentran identificados como la entrada I:0:2, I:0:3 e I:0:4 para el veinte,

as y agua, el agua por su peso se

deposita en el fondo del tanque, al cubrir el liquido el veinte por ciento del nivel el

L

diferentes alturas, si lo empa

el setenta y cinco y el noventa y cinco por ciento respectivamente. La información

recaudada por los sensores estará representada por tres lámparas colocadas en

el tablero de control que indicara el nivel de ocupación del tanque y el diagrama de

empalmes lo tenemos identificado como las salidas O:0:1,para el veinte O:02 para

el setenta y cinco y O:0:3 para el noventa y cinco por ciento. Y para finalizar

contamos con la salida O:0:4 que representa el accionamiento de la válvula de

desahogo de nivel de la etapa de condesado.

El modo de operación se inicia al arrancar la salida O:0:0 que representa el flujo

de alimentación del crudo combinado con el g

contacto I:0:2 normalmente abierto se cierra energizando la lámpara indicadora. Al

encontrar el liquido el sensor de setenta y cinco por ciento el contacto I:0:3

normalmente abierto se cierra energizando la lámpara indicadora y la válvula de

salida del condensado misma que no cerrara mientras el nivel del liquido sea

superior al veinte por ciento. Considerando que el nivel del condensado siga

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CAPITULO IV

IMPLEMENTACIÓN DEL SISTEMA DE CONTROL POR MEDIO DE UN CNTROLADOR LÓGICO

subiendo, localizara el sensor de nivel del noventa y cinco por ciento. En la Figura

4.4 no se muestra el diagrama de escalera de la etapa de condensado.

Figura 4.4 Diagrama de escalera de la zona de condesnado.

ETAPA 2.- AREA DE ACEITE.

La etapa de aceite trabaja de forma muy similar a la etapa de condensado. Esta

etapa esta representada en el diagrama de escalera Figura 4.5 por los

l 15 %, I:0:6 para el 70 % y I:0:7 para el 90%. Y

las salidas indicadoras en el tablero de control están conectadas a las salidas

a indicadora, al

mismo tiempo que

sensores

de nivel I:0:5 para representar e

O:0:5, para el 15%, O:0:6 para el 70 % y O:0:7 para el 90%. La salida O:0:8 es la

salida que energiza la apertura de la válvula de salida del aceite.

El modo de operación se describe a partir del nivel del aceite, al encontrar el punto

de 20 % la lámpara indicadora de nivel de aceite se enciende, y cuando el nivel

llega al contacto I:0:6 del 70 % el contacto energiza la lámpar

la válvula de salida del aceite la cual no se cierra hasta que el nivel desciende por

debajo del 15%. Y el punto de 90% se indica al alcanzar el aceite el sensor de

nivel I:0:7.

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CAPITULO IV

IMPLEMENTACIÓN DEL SISTEMA DE CONTROL POR MEDIO DE UN CNTROLADOR LÓGICO

Figura 4.5 Diagrama de escalera de la zona de aceite.

ETAPA 3.- EVAPORADO.

Para la etapa de evaporación únicamente esta monitoreada por la válvula de

desfogue que se accionara al superar su capacidad máxima de presión, misma

que accionara un conta ón general Figura 4.6. cto y cerrara la válvula de alimentaci

Figura 4.6 Diagrama de escalera de la zona de gases.

SIMULACION DEL PROCESO Se simulo en el programa 3D Studio version 3D MAX-X el proceso de operacion del separador vertica tomaticas de control

ropuestas en el programa Rslogix 500 indicadas en los insisos anteriores.

a animacion se puede visualizar en el CD que se anexa.

l, considerando las condiciones aup L

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CAPITULO IV

IMPLEMENTACIÓN DEL SISTEMA DE CONTROL POR MEDIO DE UN CNTROLADOR LÓGICO 4.4 COSTOS DE EQUIPO UTILIZADO Se sugiere la aplicación del plc Allen Bradley micrologic 1000 ya que en otras

partes de la planta es utilizado para control de bombeo del crudo asi, como en la

tecnologia que esta

operando en la planta y eliminamos posibles problemas de comunicación en el

futuro o es posible ocupar equipos existentes en la planta.

Especificaciones del artículo:

PLC ALLEN BRADLEY MICROLOGIX 1000 MOD. 1761-L32AWA

ALIMENTACION: DE 85 A 240 VCA

ENTRADAS: 20 DE AC

SALIDAS: 12 A RELEVADOR

Lista de Precios: $7,295

(Para comparación de costo)

seccion de refinacion, por tal motivo ocuparemos la misma

Figura 4.4 Diagrama de escalera de la zona de condesnado

Programas RSLogix 500para MicroLogix

1000 Cat #9223-PA1E

Lista de Precios: $5700

(Para comparación de costo)

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CONCLUSIONES

C O N C L U S I O N E S

Logramos establecer las condiciones de operación desead

dentro del separador vertical, y con ello garantizar

seguridad del personal que labora en la planta de batería de

as

la

Con la implementación del sistema automático, el separador

vertical prolongara su tiempo de vida útil, ya que las

presiones a las que se somete nunca excederán las

presiones de diseño.

ático se logra elevar la eficiencia del

separador ya que el proceso es monitoreado en tiempo real

dentro de todas su etapas, y los niveles de condensado y

aceite se mantienen constantes, por tal motivo las filtraciones

de condensado por la vía de aceite son mínimas y flujo de

aceite por la vía de condensado es casi nula.

separación.

Con el sistema autom

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BIBLIOGRAFIAS

B I B L I O G R A F I A S - Instrumentacion Industrial CREUS,Antonio Ed Alfaomega 6ta edicion 2003 750 p. -Asme boiler & pressure vessel code an international code Section viii; division 1 Edicion 2004 julio 01 The american society of mechanical engineers new york, new york 693 p.

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