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
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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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