Recibido: 08-06-2021 / Revisado: 17-06-202=
1 /
Aceptado: 06-07-2021 / Publicado: 05-08-2021
Sistemas de automatización en unidades LACT para la medición dinámica de hidrocarburos = en la industria petrolera
DOI: =
https://doi.org/10.33262/ap.v3i3.1.73
Automation systems in LACT units for dyna=
mic
measurement of hydrocarbons in the oil industry
<= o:p>
Andrés David Padilla Romero. [1],
<= o:p>
<= o:p>
Abstract.
The paper aims to present automation
systems in LACT units for the dynamic measurement of hydrocarbons in the oil
industry, due to the importance of their instruments in the processes of
custody transfer (CT) of hydrocarbons. For this, concepts about dynamic mea=
surement
in the hydrocarbon industry were developed. Subsequently, three automation
systems are presented in LACT units for the dynamic measurement of gas in a
two-line station, naphtha and diesel in the Pozos Colorados station, and oil in the complex of producti=
on and
facilities Indillana of the Petroamazonas
EP, each system contains a P&ID and the instruments for its automation =
and
control, Emerson and Siemens brand flow meters also shown. Systematized tab=
les
were prepared from the P&ID, which show the industrial instruments and
their connectivity, through SCADA, with the control instruments, as a guide=
to
design automation systems for LACT units. The correct dynamic measurement of
gas, naphtha, diesel and oil, for the CT process, by the automation systems
presented, depend on the standard linearity and repeatability of the flow
meter, the development of computer networks and networks communication thro=
ugh
field buses, these last two concepts are within what is called automation 4=
.0.
Keywords: LACT automation syst=
ems,
LACT units hydrocarbons, Dynamic measurement
hydrocarbons, P&ID of LACT units hydrocarbons, LACT unit instruments
hydrocarbons.
Resumen.
El artículo tiene por objetivo presentar
sistemas de automatización en unidades LACT para la medición dinámica de
hidrocarburos en la industria petrolera, debido a la importancia que tienen=
sus
instrumentos en los procesos de transferencia de custodia (TC) de
hidrocarburos. Para esto, se elaboró conceptos relacionados a la medición
dinámica en la industria de hidrocarburos. Posteriormente se presentan tres
sistemas de automatización en unidades LACT para la medición dinámica de ga=
s en
una estación de dos líneas, nafta y diésel en la estación Pozos Colorados, y
petróleo en el complejo de producción y facilidades In=
dillana
de Petroamazonas EP, cada sistema contiene un P&ID y los instrumentos p=
ara
su automatización y control, también se muestran medidores de caudal de la
marca Emerson y Siemens. A partir del P&ID se elaboró tablas sistematiz=
adas
que muestran los instrumentos industriales y su conectividad, mediante SCAD=
A, con
los instrumentos de control, como una guía para diseńar sistemas de automat=
ización
de unidades LACT. La correcta medición dinámica de gas, nafta, diésel y pet=
róleo,
para el proceso de TC, por parte de los sistemas de automatización presenta=
dos,
va a depender de la repetibilidad y linealidad estándar del medidor de fluj=
o,
el desarrollo de las redes informáticas y de las redes de comunicación medi=
ante
buses de campo, estos dos últimos conceptos están dentro de lo que se denom=
ina
automatización 4.0.
<= o:p>
Palabras claves: Sistemas de automatización LACT, unidades LACT de hidrocarburos, medición d= inámica de hidrocarburos, P&ID en unidades LACT de hidrocarburos, instrumentos = en unidades LACT de hidrocarburos.
Los hidrocarburos, tanto en el Ecuador como en el mundo, son una fuente de ingr= esos económicos para el presupuesto general de un estado y ganancias económicas = en el caso de empresas con fines de lucro. Estos hidrocarburos como el gas, gasolina, diésel, nafta, petróleo, entre otros, para su comercialización, atraviesan un proceso de transferencia de custodia (TC), en donde se debe asegurar que la calidad y cantidad del hidrocarburo, medido y transferido, = sea la estipulada en el contrato. Esto da origen a que la medición dinámica de = hidrocarburos debe ser confiable y precisa, ya que un error, sea de decimas o centésimas, generaría graves consecuencias económicas, tanto al vendedor como al compra= dor.
La T=
C en la
industria de hidrocarburos ha originado que la medición dinámica del fluido=
en
una tubería u oleoducto sea estandarizada, lo que ha permitido el desarroll=
o de
las denominadas unidades LACT (Lease Automatic
El constante desarrollo de la
tecnología mejora la automatización y control de las unidades LACT, a tal p=
unto
que los nuevos conceptos de industria 4.0, automatización 4.0, redes de com=
unicación
industrial, etc., simplifican su funcionamiento y potencian su rendimiento.=
La investigación propuesta b= usca contribuir con un análisis de la instrumentación y redes industriales utilizadas en lo= s sistemas de automatización para transferencia de custodia de hidrocarburos, revisand= o e ilustrando los conceptos involucrados.
En el desarrollo de este te=
ma de
investigación se siguió una metodología inductiva- sintética, fundamentándo=
se
en conceptos desarrollados por fuentes investigativas para elaborar una
síntesis y presentar un nuevo conocimiento. El artículo se fundamentó en la
revisión y análisis de investigaciones como las desarrolladas por Es=
cobar
et al. (2018) Instrumentación para sistemas automatizados de medición dinám=
ica
de hidrocarburos. Jiménez et al. (2013) Ingeniería de detalle para ampliaci=
ón y
automatización del proceso de bombeo en pozos petroleros. Falcón (2017)
Optimización del proceso de deshidratación del crudo en la planta de
tratamiento del complejo de producción y facilidades I=
ndillana
(CPF) de Petroamazonas EP. Siemens (2021) Productos para la instrumentación=
de
procesos, entre otras.
El desarrollo a nivel industrial de los hidrocarburos exigió como parte inicia= l su correcta medición dinámica, por esta razón, para garantizar que la cantidad= se ajuste a la realidad, se crearon conceptos como la transferencia de custodia (TC), medición dinámica, entre otros, para dar paso al diseńo y fabricación= de sistemas de medición dinámica para procesos de TC, conocidas en la industria petrolera como unidades LACT, siendo el medidor de flujo uno de los element= os de alta importancia del mismo.
La T= C es un proceso de compraventa de un hidrocarburo, donde el actual propietario cede= toda la posesión, el control y la responsabilidad de su manejo a un nuevo propietario. Este proceso de intercambio utiliza sistemas de instrumentación industrial para asegurar que la calidad y cantidad del hidrocarburo medido y transferido sea la estipulada en el contrato. El concepto de TC asegura que= las mediciones de caudal de un hidrocarburo sean de alta precisión, ya que, tie= ne propósitos fiscales (Escobar et al., 2018) (Lipták y Venczel, 2016).
La m= edición dinámica de hidrocarburos es un proceso que requiere de la instrumentación, automatización y control industrial, para calcular, registrar y visualizar = con exactitud, y en tiempo real, el caudal que fluye por la tubería. Para la medición se realiza la evaluación de variables físicas de temperatura, pres= ión y velocidad (Escobar et al., 2018) (Sánchez, 2010).
Los = sistemas de medición dinámica tienen aplicaciones en los procesos de transferencia de custodia, estos sistemas contienen elementos de instrumentación industrial = que permiten la compraventa del hidrocarburo con exactitud y a través de una so= la medida. En la industria petrolera los sistemas de medición dinámica para TC= se realizan mediante las denominadas unidades LACT (Lease <= span class=3DSpellE>Automatic Custody Transfe= r), estas unidades son diseńadas y construidas siguiendo los lineamientos del Instituto Americano del Petróleo (API) (Escobar et al., 2018) (Sánchez, 201= 0).
Los conceptos básicos como LACT y unidad LACT han sido definidos, debido a que tienen relación con la medición dinámica de hidrocarburos. Para el diseńo y= fabricación de las unidades LACT se utilizan normas y estándares internacionales.
Las = siglas LACT significan Lease Auto= matic Custody Transfer y son utilizadas en la industr= ia de los hidrocarburos para procesos de TC, siendo su significado en espańol Fis= calización Automática para la Transferencia de Custodia.
La u= nidad LACT es un sistema constituido por elementos de instrumentación industrial;= como mecánicos, eléctricos, electrónicos, informáticos y redes de comunicación industrial; que miden y registran automáticamente la TC de hidrocarburos, producidos en campo o almacenados en tanques de reserva, conducidos por tub= ería u oleoducto a su lugar de destino, su estructura permite que el hidrocarburo cumpla con parámetros de calidad antes de ingresar al caudalímetro y que el flujo sea medido con precisión (Es= cobar et al., 2018) (Lipták y Ve= nczel, 2016) (ABUIN GARCÍA OIL, 2016).
La F= igura 1 muestra los elementos de una unidad LACT para medición de caudal de hidrocarburos, en este caso la unidad LACT está conectada por medio de una bomba de carga al tanque de almacenamiento. En la zona de bombeo está ubica= da la bomba de carga que realiza la succión, a través de la tubería, del hidro= carburo que está en el tanque, y lo envía a la zona de filtrado, en donde se verifi= ca la calidad del mismo, seguidamente, el hidrocarburo pasa a la zona de medic= ión con el objetivo de que sea medido su caudal, el instrumento utilizado en la= medición dinámica es un medidor de flujo con control industrial. Una vez registrado = el caudal del hidrocarburo su flujo se interconecta a la estación de bombeo pr= incipal para su despacho por tubería u oleoducto (FMC Technologies, 2012).
Figura 1. Unidad LACT para medición del caudal de hidrocarburos (FMC Technologies, 2012)
Dependiendo de los requer= imientos para el proceso de TC las unidades LACT varían en su tamańo, diseńo y configuración. Básicamente las unidades LACT están conformadas por los elementos de la Figura 1, siendo sus principales elementos (FMC Technologie= s, 2012):
|
Bomba de carga (Charge Pump) |
Válvula de desvió ( |
|
Sistema de maestro ( |
Medidor de caudal (Met=
er) |
|
Filtro y liberador de =
aire (Strainer/Air Release) |
Válvula de prueba ( |
|
Sonda de muestra y mon=
itor
de variables físicas (BS&W Probe and Moni=
tor) |
Válvula de control de
contrapresión (Back Pressure Control Valve) |
En el Ecuador las normas utilizadas para el diseńo y fabricación de unidades LACT= en la industria de hidrocarburos son las citadas a continuación:
Norma ASME/ANSI B31.3 Chemi=
cal
Plants and Petroleum Refinery Piping.
Norma API Specification for =
Lease
Automatic Custody Transfer (LACT) Equipment.
Norma API Manual of Petroleu=
m Measurement
Standards: Metering Assemblies Section 1 Lease Automatic Custody Transfer (=
LACT)
Systems.
Un m= edidor de flujo es un instrumento utilizado para la medición de caudal, gasto volu= métrico o gasto másico de algún tipo de fluido. Este instrumento es montado en línea con la tubería que transporta el hidrocarburo. Los medidores de flujo suelen denominarse caudalímetros, medidores de caudal o flujómetros.
El m= edidor de flujo es el elemento de mayor importancia en la TC de hidrocarburos, ya = que sin una correcta medición sería imposible o existiría errores al momento de facturar la compraventa. Para la medición de flujo en procesos de TC el med= idor interactúa con sensores, transmisores, transductores y base de datos, que evalúan las variables físicas como viscosidad, densidad, gravedad específic= a, compresibilidad, velocidad, temperatura y presión del fluido, estas variabl= es son analizadas por un computador de control para calcular la cantidad de fl= uido que pasa por la tubería en un intervalo de tiempo (caudal).
Para= la transferencia de custodia de hidrocarburos existen varios tipos de medidores de flujos que son utilizados según los requerimientos de la industria. En la Figura 2 se presenta una clasificación de los medidores de flujo.
Fi= gura 2. Clasificación de l= os medidores de flujo (Arequipa y Loyo, 2013)
Se presentan tres sistemas de automatizac=
ión en
unidades LACT para la medición dinámica de gas en una estación de dos línea=
s, nafta
y diésel en la estación Pozos Colorados, y petróleo en complejo de producci=
ón y
facilidades Indillana de Petroamazonas EP. En c=
ada
sistema se muestra un diagrama de tuberías e instrumentación y los instrume=
ntos
para la automatización y control. Al ser el medidor de caudal el elemento de
mayor importancia en una unidad LACT se ha expuesto medidores de las marcas
Emerson y Siemens. Como parte de un análisis se presentan resultados obteni=
dos
de la investigación.
<= o:p>
A continuación, se presenta =
el
diagrama de P&ID y los instrumentos para la automatización y control de=
la
unidad LACT para la medición dinámica de gas en una estación de dos líneas.=
En la Figura 3 se muestra el
P&ID de la unidad LACT para la medición dinámica del caudal de gas. El
P&ID sirve como guía para realizar los primeros pasos en la automatizac=
ión
y control de los elementos que conforman la unidad LACT, además de, permiti=
r la
correcta medición de caudal de gas en la estación de dos líneas. El P&ID
cuenta con dos líneas para el flujo de gas, siendo la conformación de
instrumentos de la primera línea igual a la segunda.
<=
span
style=3D'mso-spacerun:yes'>
Figura 3. P&ID de la uni= dad LACT para la medición dinámica de caudal de gas (Escobar et al., 2018)
<= o:p>
Una vez que el gas ha sido t=
ratado
en la planta de procesamiento este pasa al comienzo de la tubería de la
estación para iniciar la fase de filtrado. En la fase de filtrado están
colocados el transmisor de análisis de cromatografía, transmisor de análisi=
s de
humedad y transmisor de análisis de punto de rocío, que aseguran que la cal=
idad
del gas este dentro de los parámetros establecidos. Posteriormente, el gas =
ingresa
a la fase de estabilización, en la cual, el gas pasa por las válvulas de bo=
la,
que son controladas por los sensores de posición ZSO XXX1, ZSC XXX1, ZSO XX=
X2 y
ZSC XXX2, y entra al convertidor FX para estabilizar su flujo, una vez
estabilizado el gas, el mismo ingresa a la fase de medición. En la fase de
medición se realiza el proceso de TC del hidrocarburo mediante un medidor de
flujo ultrasónico con indicador FE incorporado y un transmisor de flujo FT =
para
calcular el caudal del fluido, más adelante se encuentra un medidor de pres=
ión,
transmisor de temperatura, manómetro de presión, indicador de temperatura; =
y válvulas
de bola controladas por los sensores de posición ZSO XXX3, ZSC XXX3, ZSO XX=
X4 y
ZSC XXX4, para el despacho de gas por la tubería.
Todos los sensores y transmi=
sores
están comunicados con el computador de flujo y este a su vez con la estación
informática de medición. Esta
comunicación es de gran importancia, ya que, es aquí donde se interpretan l=
as
variables físicas de viscosidad, densidad, gravedad específica,
compresibilidad, velocidad, temperatura y presión del fluido, para calcular=
y
registrar la cantidad de fluido que pasa por la tubería.
En la Tabla 1 se muestran los
instrumentos que integran el sistema de automatización y control de la unid=
ad
LACT para la medición dinámica de gas en una estación de dos líneas.
En la parte superior izquier=
da de la
Tabla 1 están los instrumentos de campo y panel, los cuales, interactúan con
los instrumentos de campo de variable del proceso. En la parte superior der=
echa
se establece la conectividad entre los instrumentos de campo con los
instrumentos de control mediante el sistema de Supervisión, Control y
Adquisición de Datos (SCADA). La Tabla 1 indica si el instrumento está mont=
ado
en campo, mientras que su lazo de control lo identifica en el sistema de au=
tomatización. C=
omo la
primera línea de la estación de gas es idéntica a la segunda, los instrumen=
tos
industriales de la segunda línea son los mismos de la Tabla 1.
Tabla 1. Instrumentos del sistema de automatización y control de la unidad LACT para medición dinámica de gas en una estación de dos líneas
|
Instrumentos
de campo y de panel (I) |
Fase |
Instrumentos
de campo de variable del proceso conectados a los instrumentos de campo o=
de
panel |
|
Ubicado
en campo |
Lazo
de control |
|
|
|
|
|||||
|
Válvula
de compuerta 1 |
FF |
AT Transmisor
de análisis de cromatografía de gas |
|
AT |
I-AT |
XXX1 |
|
Válvula
de compuerta 2 |
FF |
AT Transmisor
de análisis de humedad |
AT |
|
|
XXX2 |
|
Válvula
de compuerta 3 |
FF |
AT Transmisor
de análisis de punto de rocío |
AT |
|
I-AT |
XXX3 |
|
Válvula
de bola 1 |
FE |
ZSC
Sensor de posición cerrado |
ZSC-ZSO |
|
I-ZSC-ZSO |
XXX1 |
|
ZSO
Sensor de posición abierto |
XXX1 |
|||||
|
Válvula
de bola 2 |
FE |
ZSC
Sensor de posición cerrado |
ZSC-ZSO |
|
I-ZSC-ZSO |
XXX2 |
|
ZSO
Sensor de posición abierto |
XXX2 |
|||||
|
Strainer |
FE |
FX
Convertidor de flujo |
|
|
I-FX |
XXX1 |
|
Medidor
ultrasónico de flujo |
FM |
FT Transmisor
de flujo |
FT |
|
I-FT-FE |
XXX1 |
|
FE
Indicador de caudal de flujo |
XXX1 |
|||||
|
FF
=3D Fase de filtrado, FE =3D Fase de estabilización, FM =3D Fase de medic=
ión |
Fuente: Elaboración propia basada en la Figura 3
Tabla 1.
Continuación
|
Instrumentos
de campo y de panel (I) |
Fase |
Instrumentos
de variable del proceso conectados a los instrumentos de campo o de panel=
|
|
Ubicado
en campo |
Lazo
de control |
|
|
|
|
|||||
|
Válvula
de compuerta para acoplar transmisor de presión |
FM |
PT
Transmisor de presión |
PT |
|
I-PT |
XXX1 |
|
Transmisor
de temperatura TT |
FM |
|
I |
|
I |
XXX1 |
|
Válvula
de compuerta para toma de presión |
FM |
PI
Manómetro de presión |
|
|
I-PI |
XX11 |
|
Indicador
de temperatura TI |
FM |
|
|
|
I |
XX11 |
|
Válvula
de bola 3 |
FM |
ZSC
Sensor de posición cerrado |
ZSC-ZSO |
|
I-ZSC-ZSO |
XXX3 |
|
ZSO
Sensor de posición abierto |
XXX3 |
|||||
|
Válvula
de bola 4 |
FM |
ZSC
Sensor de posición cerrado |
ZSC-ZSO |
|
I-ZSC-ZSO |
XXX4 |
|
ZSO
Sensor de posición abierto |
XXX4 |
|||||
|
Display indicador de caudal |
FM |
FI
Indicador de caudal |
I-FI |
|
|
XXX1 |
|
Display indicador total de cau=
dal |
FM |
FQI
Indicador total de caudal conectado con FI |
|
|
|
XXX1 |
|
Display de presión |
FM |
PI
Indicador de presión |
I-PI |
|
|
XX21 |
|
Display de temperatura |
FM |
TI Indicador
de temperatura |
I-TI |
|
|
XX21 |
|
Display de indicador |
FF |
ZI
Indicador de posición de la válvula de bola 1 |
I-TI |
|
|
XXX1 |
|
Display de indicador |
FF |
ZI
Indicador de posición de la válvula de bola 2 |
I-TI |
|
|
XXX2 |
|
Display de indicador |
FM |
ZI
Indicador de posición de la válvula de bola 3 |
I-TI |
|
|
XXX3 |
|
Display de indicador |
FM |
ZI
Indicador de posición de la válvula de bola 4 |
I-TI |
|
|
XXX4 |
|
Computadora
de flujo |
FM |
|
|
I |
|
|
|
Servidor
de comunicación externa |
FM |
|
|
I |
|
|
|
FF
=3D Fase de filtrado, FE =3D Fase de estabilización, FM =3D Fase de medic=
ión |
Fuente: Elaboración propia basada en la Figura 3
<= o:p>
El proyecto de aumento de la capacidad de
bombeo de nafta y diésel desde la estación Pozos Colorados, ubicada en la
ciudad de Santa Marta Colombia, hacia la estación Gala=
n
de Barrancabermeja, tuvo como una de sus mejoras, mediante la ingeniería de
detalle desarrollada por Jiménez =
et al.
(2013), la adición de una unidad LACT en la estación, con lo cual, los
hidrocarburos fueron bombeados y transportados con un mayor flujo, a través=
del
poliducto. A partir del proyecto se detalló para esta investigación el diag=
rama
de tuberías e instrumentación y los instrumentos para la automatización y
control de la unidad LACT.
La unidad LACT es un diseńo original de la
estación Pozos Colorados, pero como se mencionó anteriormente, en la ingeni=
ería
de detalle se determinó que solo era necesario ańadir una unidad y ciertas
mejoras que no modifican el diseńo original. En la Figura 4 se muestra el
P&ID de la unidad LACT para la medición dinámica de caudal de nafta y
diésel, el diseńo de la unidad es un estándar que la integran la fase de
bombeo, la fase de filtrado y la fase de medición. El P&ID sirve como g=
uía
para realizar los primeros pasos en la automatización y control de los
elementos que conforman la unidad LACT, además de, permitir la correcta
medición de caudal en los hidrocarburos nafta y diésel de la estación Pozos
Colorados (Jiménez et =
al.,
2013).
<= o:p>
La primera fase es el sistem=
a de
bombeo que consta de una bomba booster que succ=
iona
el hidrocarburo por la válvula de bola de entrada la misma posee un sensor =
de
posición ZSV 1450A para detectar su estado. También se tiene un lazo de con=
trol
de baja presión (L) para succión a la entrada de la bomba, de igual forma, =
se
instaló un lazo de control de presión alta (H) en la descarga de la bomba <=
span
class=3DSpellE>booster. Existe un sensor de flujo todo o nada FS 145=
0A
para el control del caudal. Por seguridad se asoció una válvula de alivio de
presión con regulador PSV 1440D. A la salida del sistema se incorporó una v=
álvula
de bola que posee un sensor de posición ZSV 1451A para indicar su estado (<=
/span>Jiménez et al., 2013).
La segunda fase es el sistem=
a de
filtrado que consta de un filtro tipo canasta TFL-1604 que garantiza la cal=
idad
del hidrocarburo. El sistema tiene integrado un transmisor indicador de pre=
sión
diferencial PDIT 1304 que sirve para detectar si el filtro está deteriorado,
también se tiene un indicador de presión PI 1611D a la salida del sistema (=
Jiménez et al., 2013).
La tercera fase es el sistem=
a de
medición para la TC del hidrocarburo que consta de una válvula de compuerta=
con
control motorizado MOV 1311C que permite el paso de hidrocarburo proveniente
del sistema de filtrado. También se tiene una válvula de alivio de presión =
con
regulador PSV 1311C para la seguridad del sistema. Para la medición se tiene
incorporado un probador convencional FX 1311C que sirve para recalibrar in =
situ
el medidor de caudal tipo turbina FE, el medidor tiene integrado un transmi=
sor
de flujo FT 1311D. Más adelante de la tubería se encuentra un transmisor de=
presión
PT 1311D y una termocupla TW 1311E con transmisor de temperatura TT 1311E, =
que
envían las seńales recibidas hacia el computador de campo, para la evaluaci=
ón
de variables físicas del caudal, también se encuentra instalado un manómetr=
o de
presión PG 1311E. A la salida del sistema se acopló un indicador de tempera=
tura
TG 1311F y más adelante una válvula de control con actuador.
En la Tabla 2 se muestran los
instrumentos que integran el sistema de automatización y control de la unid=
ad
LACT para la medición dinámica de nafta y diésel en la estación Pozos Color=
ados.
En la parte superior izquier=
da de la
Tabla 2 están los instrumentos de campo y panel, los cuales, interactúan con
los instrumentos de campo de variable del proceso. En la parte superior der=
echa
se establece la conectividad entre los instrumentos de campo con los
instrumentos de control mediante el sistema de Supervisión, Control y
Adquisición de Datos (SCADA). La Tabla 2 indica si el instrumento está mont=
ado
en campo, mientras que su lazo de control lo identifica en el sistema de au=
tomatización.
Tabla 2. Instrumento= s del sistema de automatización y control de la unidad LACT para medición dinámic= a de nafta y diésel en la estación Pozos Colorados
|
Instrumentos de campo y de panel (I) |
Fase |
Instrumentos
de campo de variable del proceso conectados a los instrumentos de campo o=
de
panel |
Supervisión, Control y Adquisición de Datos (SCA=
DA) |
Ubicado en Campo |
Lazo de control |
||
|
Sistema de control |
Computador de campo para monitorear variables de medici=
ón |
Display con cone=
xión
al computador de campo |
|||||
|
Válvula de bola 1
|
FB |
ZSV Sensor de posición |
ZSV |
|
|
I-ZSV |
1450A |
|
Display indicador open |
FB |
ZLO Indicador de posición abierta de la válvula =
de
bola 1 |
I-ZLO |
|
|
|
1450A |
|
Display indicador close |
FB |
ZLC Indicador de posición cerrada de la válvula de =
bola 1 |
I-ZLC |
|
|
|
1450A |
|
Válvula de compuerta para acople de instrumentos=
de
baja presión |
FB |
PG Manómetro de baja presión |
PIT |
|
|
I-PG-PIT |
1450A |
|
PIT Transmisor indicador de baja presión |
1453A |
||||||
|
Display indicador de baja presión |
FB |
PI Indicador de baja presión |
I-PI-I04 |
|
|
|
1453A |
|
I04 Alarma de baja presión |
04 |
||||||
|
Bomba de transferencia boos=
ter |
FB |
|
|
|
|
I |
|
|
Válvula de compuerta para acople de instrumentos=
de
alta presión |
FB |
PG Manómetro de alta presión |
PIT |
|
|
I-PG-PIT |
1452A |
|
PIT Transmisor indicador de alta presión |
1451A |
||||||
|
Display indicador de alta presión |
FB |
PI Indicador de presión de descarga |
I-PI |
|
|
|
1451A |
|
Sensor de dispersión térmica para flujo FS |
FB |
|
|
|
|
I |
1450A |
|
Display indicador de flujo |
FB |
FAL Indicador de bajo caudal |
I-FAL-I04 |
|
|
|
1450A |
|
I04 Alarma de bajo caudal |
04 |
||||||
|
Válvula de compuerta para paso de alivio de pres=
ión |
FB |
|
|
|
|
I |
|
|
Válvula de alivio de alta presión |
FB |
PSV Regulador de válvula de alivio etapa de desc=
arga |
|
|
|
I-PSV |
1440D |
|
Válvula de bola 2 salida de flujo |
FB |
ZSV Sensor de posición |
ZSV |
|
|
I-ZSV |
1451A |
|
Display indicador open |
FB |
ZLO Indicador de posición abierta de la válvula =
de
bola 2 |
I-ZLO |
|
|
|
1451A |
|
Display indicador open |
FB |
ZLC Indicador de posición cerrada de la válvula de =
bola 2 |
I-ZLC |
|
|
|
1451A |
|
Filtro tipo canasta |
FF |
PDIT Transmisor indicador de presión diferencial=
|
PDIT |
|
|
I-PDIT |
1304 |
|
Válvula de compuerta |
FF |
PI Indicador de presión de filtrado |
|
|
|
I-PI |
1611D |
|
Válvula de compuerta motorizada |
FM |
MOV Control de válvula motorizada |
MOV |
|
|
I-MOV |
1311C |
|
Válvula de compuerta para paso de alivio de pres=
ión
etapa medición |
FM |
|
|
|
|
I |
|
|
Válvula de alivio de presión |
FM |
PSV Regulador de válvula de alivio etapa medició=
n |
|
|
|
I-PSV |
1311C |
|
Probador convencional de recalibración del medid=
or
de caudal |
FM |
FX Medidor de flujo comparativo |
|
|
|
I-FX |
1311C |
|
Medidor de caudal tipo turbina |
FM |
FE Elemento primario de medición de caudal |
|
FT |
|
I-FE-FT |
|
|
FT Transmisor de flujo |
1311D |
||||||
|
Válvula de compuerta para acople de instrumento de transmisión |
FM |
PT Transmisor de presión de caudal |
|
PT |
|
I-PT |
1311D |
|
Válvula de compuerta para acople de instrumento =
de medición |
FM |
PG Manómetro de presión de caudal |
|
|
|
I-PG |
1311E |
|
Termocupla de temperatura de caudal TW |
FM |
Transmisor de temperatura TT |
|
I |
|
I-TT |
1311E |
|
Indicador de temperatura TG |
FM |
|
|
|
|
I |
1311F |
|
Computadoras de control de variables físicas de
caudal FC |
FM |
TI Indicador de temperatura |
|
|
TI-PI-FQR-FY-FIC |
I |
|
|
PI Indicador de presión |
|||||||
|
FQR Registrador de flujo |
|||||||
|
FY Controlador de flujo |
|||||||
|
FIC Controlador indicador de flujo |
|||||||
|
Display indicador de temperatura |
FM |
TI Indicador de temperatura de flujo |
I-TI |
I-TI |
|
|
1311D |
|
Display indicador de presión |
FM |
PI Indicador de presión de flujo |
I-PI |
I-PI |
|
|
1311D |
|
Display indicador de registro de flujo |
FM |
FQR Indicador de registro de flujo |
I-FQR |
I-FQR |
|
|
1311D |
|
Display indicador de flujo |
FM |
FI Indicador de flujo |
I-FI |
I-FI |
|
|
1311D |
|
Válvula de control con actuador |
FM |
|
|
I |
|
I |
|
|
FB =3D Fase de bombeo, FF =3D Fase de filtrado, =
FM =3D
Fase de medición |
Fuente: Elaboración propia basada=
en la
Figura 4
El campo Indianilla, ubicado=
en el
cantón Shushufindi, pertenece al bloque 15 de la empresa pública (EP)
ecuatoriana de exploración y explotación de hidrocarburos Petroamazonas. En
este campo son extraídos una mezcla de petróleo, gas y agua, y enviados al
complejo de producción y facilidades CPF Indianilla para su separación a pa=
rtir
de una serie de procesos. Una vez obtenido el petróleo es enviado a tanques=
de
almacenamiento para posteriormente realizar su medición dinámica de flujo
mediante la unidad LACT y enviarlo por oleoducto a la estación de transfere=
ncia
de Shushufindi (Falcón, 2017). A partir del proyecto se detalló para esta
investigación el diagrama de tuberías e instrumentación y los instrumentos =
para
la automatización y control de la unidad LACT.
En la Figura 5 se muestra el
P&ID de la unidad LACT para la medición dinámica de caudal de petróleo,=
el
diseńo de la unidad es un estándar que la integran la fase de bombeo, la fa=
se
de muestreo y la fase de medición. El P&ID sirve como guía para realizar
los primeros pasos en la automatización y control de los elementos que
conforman la unidad LACT, además de, permitir la correcta medición de caudal
del hidrocarburo en el CPF Indianilla (Falcón, 2017).
<= o:p>
Fi= gura 5. P&ID de la unidad LACT para la medición dinámica de caudal de petróleo = (Falcón, 2017)
La primera fase es el sistem=
a de
bombeo, consta de bombas booster P139A y P139B =
que succionan
el petróleo del tanque de almacenamiento y lo envía a los intercambiadores =
de
calor A-300A/B, con el fin de reducir su temperatura para precautelar el
medidor de flujo (Falcón, 2017).
La segunda fase es el sistem=
a de
muestreo, aquí se encuentra el dispositivo de muestreo automático (Sample Cylinder), en dond=
e se
recolecta un volumen específico de petróleo y lo analiza acorde a las
necesidades del proceso de fiscalización (Falcón, 2017).
La tercera fase es el sistem=
a de
medición para la TC del hidrocarburo que consta de tres medidores de caudal=
que
miden los barriles de petróleo por día (Barrels=
Oil Per Day, BOPD) que fluyen por la tubería (Falcón,
2017).
En la Tabla 3 se muestran los
instrumentos que integran el sistema de automatización y control de la unid=
ad
LACT para la medición dinámica de petróleo en el complejo de producción y
facilidades (CPF) Indillana de Petroamazonas EP=
.
En la parte superior izquier=
da de la
Tabla 3 están los instrumentos de campo y panel, los cuales, interactúan con
los instrumentos de campo de variable del proceso. En la parte superior derecha se establec=
e la
conectividad entre los instrumentos de campo con los instrumentos de control
mediante el sistema de Supervisión, Control y Adquisición de Datos (SCADA).=
La
Tabla 3 indica si el instrumento está montado en campo, mientras que su laz=
o de
control lo identifica en el sistema de automatización.
Tabla 3. Instrumentos del sistema de
automatización y control de la unidad LACT para medición dinámica
|
Instrumentos
de campo y de panel (I) |
Fase |
Instrumentos
de variable del proceso conectado con los instrumentos de campo o de pane=
l |
Sistema
de control |
Ubicado
en Campo |
Lazo
de control |
|
Bomba
de transferencia booster P139A |
FB |
|
|
I |
|
|
Display indicador bomba P139A<= o:p> |
FB |
HIC
Sensor de transmisión de datos de la bomba P139A |
I-HIC |
|
P139A |
|
Bomba
de transferencia booster P139B |
FB |
|
|
I |
|
|
Display indicador bomba P139B<= o:p> |
FB |
HIC
Sensor de transmisión de datos de la bomba P139B |
I-HIC |
|
P139B |
|
Display indicador de presión b=
omba
P139A |
FB |
PT
Transmisor de presión |
I-PI |
I-PT |
|
|
PI indicador de presión |
P139A1 |
||||
|
Display indicador de presión b=
omba
P139B |
FB |
PT
Transmisor de presión |
I-PI |
I-PT |
|
|
PI indicador de presión |
P139B1 |
||||
|
Intercambiador
de calor |
FB |
|
|
I |
|
|
TAH
Alarma de alta temperatura |
FMU |
|
|
I |
100 |
|
FB
=3D Fase de bombeo, FMU =3D Fase de muestreo, FM=3D Fase de medición |
Fuente: Elaboración propia basada en la Figura =
5
Tabla 3.
Continuación
|
Instrumentos
de campo y de panel (I) |
Fase |
Instrumentos
de variable del proceso conectado con los instrumentos de campo o de pane=
l |
Sistema
de control |
Ubicado
en Campo |
Lazo
de control |
|
TAL
Alarma de baja temperatura |
FMU |
|
|
I |
100 |
|
Display indicador BSW |
FMU |
BSW
Transmisor de agua libre y sedimentos |
I-BSW |
BSW |
|
|
Dispositivo
de muestreo automático (Sample Cylinder) |
FMU |
FAIL
Alarma de muestra |
|
I-FAIL |
FAIL |
|
Válvula
de control con actuador |
FM |
|
I |
I |
|
|
Medidor
de caudal (<=
/span>barriles
de petróleo por día) (STREAM A) |
FM |
FT
Transmisor de flujo |
FT- FACMED1 |
FT-FACMED1-FAH-FAL-FQIT=
A |
100A |
|
FACMED1
Factor de medición |
100A |
||||
|
FAH
Alarma de alto flujo |
100A |
||||
|
FAL
Alarma de bajo flujo |
100A |
||||
|
FQITA
Alarma de indicación de cantidad de flujo |
100A |
||||
|
Display indicador de barriles =
de
petróleo por día (A) |
FM |
FQI
Indicador integrador de cantidad de flujo |
I-FQIT |
|
100A |
|
Medidor
de caudal (<=
/span>barriles
de petróleo por día) (STREAM B) |
FM |
FT
Transmisor de flujo |
FT- FACMED2 |
FT-FACMED2-FAH-FAL-FQIT=
A |
100B |
|
FACMED2
Factor de medición |
100B |
||||
|
FAH
Alarma de alto flujo |
100B |
||||
|
FAL
Alarma de bajo flujo |
100B |
||||
|
FQITB
Alarma de indicación de cantidad de flujo |
100B |
||||
|
Display indicador de barriles =
de
petróleo por día (B) |
FM |
FQI
Indicador integrador de cantidad de flujo |
I-FQIT |
|
100B |
|
Medidor de caudal (<= /span>barriles de petróleo por día) (STREAM C)<= o:p> |
FM |
FT
Transmisor de flujo |
FT- FACMED3 |
FT-FACMED1-FAH-FAL-FQIT=
A |
100C |
|
FACMED3
Factor de medición |
100C |
||||
|
FAH
Alarma de alto flujo |
100C |
||||
|
FAL
Alarma de bajo flujo |
100C |
||||
|
FQITC
Alarma de indicación de cantidad de flujo |
100C |
||||
|
Display indicador de barriles =
de
petróleo por día (B) |
FM |
FQI
Indicador integrador de cantidad de flujo |
I-FQIT |
|
100C |
|
Transmisor
de temperatura de flujo |
FM |
|
I |
I |
|
|
Display indicador de temperatu=
ra de
flujo |
FM |
TI Indicador
de temperatura de flujo |
I-TI |
|
|
|
Transmisor
de presión de flujo |
FM |
|
I |
I |
|
|
Display indicador de presión de
flujo |
FM |
PI
Indicador de presión de flujo |
I-PI |
|
|
|
Transmisor
de flujo |
FM |
|
I |
I |
|
|
Display indicador total de bar=
riles
de petróleo por día a la salida del tubo |
FM |
FI
Indicador de flujo |
I-FI |
|
|
|
FB
=3D Fase de bombeo, FMU =3D Fase de muestreo, FM=3D Fase de medición |
Fuente: Elaboración propia basada en la Figura =
5
<= o:p>
El medidor de caudal es el
instrumento de mayor importancia en una unidad LACT por tal motivo se hará
referencia a varios de ellos que son utilizados los procesos de transferenc=
ia
de custodia de hidrocarburos.
El medidor de caudal ultrasó=
nico
Daniel modelo 3417, mostrado en la Figura 6, fue fabricado para maximizar el
tiempo de actividad y ofrecer una precisión superior en transferencia de
custodia de gas. Este medidor es lo más avanzado en verificación y validaci=
ón
de mediciones (Emerson, 2016). La medición del caudal se basa en el princip=
io del
tiempo de tránsito de los pulsos de ultrasonido que viajan diagonalmente a
través de las paredes de la tubería, siendo la diferencia de los tiempos
directamente proporcional al caudal.
Fi= gura 6. Medidor de caudal ultrasónico Daniel 3417 para flujo de gas (Emerson, 2016)
<= o:p>
El software Daniel MeterLink permite a los operarios monitorear el medid=
or
desde una PC o una computadora portátil, para un diagnóstico inmediato en l=
as
posibles alteraciones del caudal. El extenso registro del medidor permite
observar tendencias en los dos medidores a lo largo del tiempo, ayudando a
extender los ciclos de calibración (Emerson, 2016).
La Tabla 4 muestra los parám=
etros y
especificaciones técnicas del medidor de caudal ultrasónico modelo Daniel 3=
417
diseńado y fabricado con respaldo de la compańía de tecnología Emerson Elec=
tric
Co. Este medidor de caudal es extensamente utilizado en la industria petrol=
era,
centrales térmicas, embarcaciones marinas, buques portacontenedores y en
aplicaciones donde se tenga toda clase de procesos que involucre fluidos ti=
po
gas.
<= o:p>
Tabla 4. Parámetros = del medidor de caudal ultrasónico Daniel 3417 (Emerson, 2016)
|
Parámetros |
Espec=
ificaciones
técnicas |
|
Materi=
ales |
Carcaza: Acero al carbono Elementos internos: Acero inoxidable y aleación =
de
aluminio |
|
Tamańo=
s de
la tubería |
DN200 a DN1050 (8 in a 42 in) |
|
Tipos =
de
fluido |
Gas |
|
Lineal=
idad |
ą0,1 % de la lectura en todo el rango de calibra=
ción
de caudal |
|
Repeti=
bilidad |
ą0,05 % de lectura para 5 a 100 fps
(1,5 a 30,5 m/s) |
|
Rango =
de
temperatura operativa |
Transductores T-21: -20=
°C a
+100 °C (-4 °F a +212 °F) |
|
Transductores T-22: -50=
°C a
+100 °C (-58 °F a +212 °F) |
Fuente: Elaboración propia basada en (Emerson, 2016)
El medidor de caudal tipo turbina Daniel =
modelo
1500, mostrado en la Figura 7, es el mejor instrumento de medición de caudal
volumétrico para transferencia de custodia de crudo o productos refinados c=
omo
nafta y diésel. La medición del caudal se basa en el principio de la veloci=
dad
angular de las aspas de la turbina, esta velocidad es originada por la pres=
ión que
ejerce el hidrocarburo sobre las aspas, siendo directamente proporcional al
caudal que fluye por la tubería (Emerson, 2020).
<= o:p>
<= o:p>
Fi= gura 7. Medidor de caudal tipo turbina Daniel 1500 para flujo de hidrocarburos (Eme= rson, 2020)
<= o:p>
La Tabla 5 muestra los parám=
etros y
especificaciones técnicas del medidor de caudal tipo turbina Daniel 1500
diseńado y fabricado con respaldo de la compańía de tecnología Emerson Elec=
tric
Co. Este medidor de caudal es extensamente utilizado en la industria de
petróleo crudo, productos refinados de petróleo, carga y descarga de vagone=
s y
buques cisterna de hidrocarburos, almacenamiento flotante y descarga de
hidrocarburos, entre otras.
Tabla 5. Parámetros = del medidor de caudal tipo turbina Daniel 1500 (Emerson, 2020)
|
Parámetros |
Especificaciones
técnicas |
|
Materiales=
|
Carcaza: Acero al carbo=
no Elementos internos: Ace=
ro
inoxidable, aleación de níquel y aleación de aluminio |
|
Tamańos de=
la
tubería |
DN25 a DN600 (1 in a 24=
in) |
|
Tipos de f=
luido |
Petróleo crudo y deriva=
dos de
petróleo |
|
Linealidad
estándar |
ą0,25 % (1 in a 2,5 in<=
span
class=3DGramE>); ą0,15% (=
3 in a
24 in) |
|
Repetibili=
dad |
ą0,02 % |
|
Rango de
temperatura operativa estándar |
Acero al carbono: -29 °=
C a
+60 °C (-20 °F a +140°F) |
|
Acero inoxidable: -40°C=
a
+60°C (-40°F a +140°F) |
Fuente: Elaboración propia basada en (Emerson, 2020)
El m= edidor de caudal másico tipo Coriolis SITRANS FCS300 mostrado en la Figura 8, es actualmente utilizado para la medición de caudal en procesos de transferenc= ia de custodia de gas, crudo o productos refinados como nafta y diésel. La medición del caudal se basa en la ley de movimiento de Coriolis (Siemens, 2= 021).
Fi= gura 8. Medidor de caudal másico tipo Coriolis SITRANS FC300 para flujo de gas, dié= sel y nafta (Siemens, 2021)
La Tabla 6 muestra los parámetros y especificaciones técnicas del medidor de caudal másico tipo Coriolis SITRANS FC300 diseńado y fabricado con tecnología de la compańía Siemens.
Tabla 6. Parámetros = del medidor de caudal tipo Coriolis SITRANS FC300 (Siemens, 2021)
|
Parámetros |
Especificaciones
técnicas |
|
Materiales=
|
Carcaza: Acero inoxidab=
le Elementos internos: Ace=
ro
inoxidable, aleación de níquel y aleación de aluminio |
|
Tamańos de=
la
tubería |
DN15 a DN150 (1/2 in a =
6 in) |
|
Tipo de fl=
uido |
Petróleo crudo, derivad=
os de
petróleo, gas |
|
Linealidad
estándar |
ą0,2 % para líquidos ą0,4 % para gases |
|
Repetibili=
dad |
ą0,05 % |
|
Rango de
temperatura operativa estándar |
-40 °C a +70 °C (-40 °F=
a
+158°F) |
Fuente: Elaboración propia basada en (Siemens, 2021)
La red de comunicación, para
procesos de TC de hidrocarburos, permite al sistema de Supervisión, Control=
y
Adquisición de Datos (SCADA) establecer la conectividad entre el Nivel 0,
integrado por sensores, transmisores actuadores y todo dispositivo de campo,
con el Nivel 1, integrado por controladores lógicos programables (PLC),
sistemas de control numérico, tarjetas de microprocesadores o
microcontroladores y computadores industriales. <=
/span>Las redes de comunicación in=
dustrial
para TC de hidrocarburos, mediante unidades LACT, utilizan buses de campo p=
ara
la transmisión de datos en forma digital bidireccional entre controladores y
dispositivos de campo, lo que simplifica la instalación y operación de la i=
nstrumentación
y equipos utilizados en los procesos de medición dinámica de hidrocarburos.=
Actualmente, en los sistemas=
de
automatización de la industria petrolera, incluyendo sistemas de automatiza=
ción
en unidades LACT, el bus de campo está reemplazando a las conexiones punto a
punto que son sistemas de control aislados y centralizados y que funcionan =
con
un bucle de corriente de 4 a 20 mA. La tecnolog=
ía de
bus de campo es la red de comunicación industrial más sofisticada, ya que
facilita el control distribuido entre dispositivos de campo y controladores=
. Para
la establecer la conectividad entre la instrumentación de campo con los
sistemas de control en unidades LACT, se la realiza mediante buses de campo
como HART, ControlNet, Dev=
iceNet,
CAN Bus, Profibus y Founda=
tion
Field Bus, entre otros.
La Figura 9 muestra un siste=
ma de automatización
que integra la instrumentación de campo con los controladores mediante buse=
s de
campo. Este sistema de automatización puede ser utilizado en unidades LACT =
para
la medición dinámica de hidrocarburos como los presentados en la Figura 3,
Figura 4 y Figura 5. La Figura 9 muestra la conectividad de los elementos de
campo como transmisores de presión, válvulas de control, medidores de flujo=
, transmisores
de nivel y transmisores de temperatura de alta tecnología, con los controla=
dores
lógicos programables (PLC) y las unidades de periferia descentralizada,
mediante redes de comunicación con buses de campo tipo PROFINET, PROFIBUS D=
P,
HART protocol, PROFIBUS PA. El sistema SCADA
integrado por la estación de servicio central, estación de ingeniería SIMAT=
IC
PCS 7 y la estación de mantenimiento SIMATIC PCS 7, realiza la gestión y
control de cualquier sistema local o remoto, gracias a una interfaz gráfica=
que
comunica al usuario con el sistema.
Fi= gura 9. Sistema de automatización para la integración de la instrumentación de campo con los controladores mediante buses de campo (Siemens, 2021)
<= o:p>
La Figura 10 muestra un sist=
ema de
automatización con aplicación basada en la nube SITRANS SAM IQ desarrollada=
por
la compańía de tecnología Siemens. La aplicación Sitrans SAM (Smart Asset Management o Gestión de Activos Inteligentes) e=
s una tecnología
que en los últimos ańos está siendo implementada en el sector industrial,
incluso en donde se requiera medición de flujo. En la Figura 10 se observa =
como
el medidor de flujo y otros dispositivos de campo están interactuando con l=
os
dispositivos de control mediante buses de campo, mientras que la gestión del
sistema de automatización lo realiza el sistema SCADA. Como parte del
desarrollo de las redes informáticas la aplicación Sitrans SAM conecta la n=
ube
con el sistema de automatización.
El concepto de gestión de ac=
tivos
inteligentes, a través de la aplicación Sitrans SAM, permite el diagnóstico=
y monitorización
de los datos en los dispositivos de campo, a través del navegador web Google
Chrome instalado sea en ordenador de escritorio, table=
t
y smartphone. Esta aplicación es de gran ayuda en procesos productivos de
manufactura o en procesos de producción de hidrocarburos en donde realiza
medición dinámica con unidades LACT, ya que, mediante el big
data se rastrea los instrumentos industriales que conforman la unidad LACT
durante su ciclo de vida con el objetivo de su reparación o remplazo. Entre=
los
principales beneficios que presenta esta aplicación en sistemas de automati=
zación
en unidades LACT es la de evitar futuras fallas de los dispositivos, reducc=
ión
de costos de mantenimiento, mediciones confiables en dispositivos de medici=
ón, comunicación
vía internet para diagnóstico y evaluación de instrumentos de campo, entre
otros.
Fi= gura 10. Sistema de automatización con apl= icación basada en la nube SITRANS SAM IQ (Siemens, 2021)
A partir del P&ID se ela=
boró
tablas sistematizadas que muestran los instrumentos industriales y su
conectividad, mediante SCADA, con los instrumentos de control, como una guía
para diseńar sistemas de automatización de unidades LACT para la medición
dinámica de hidrocarburos en la industria petrolera.
Como resultado se ha present=
ado tres
sistemas de automatización en unidades LACT para la medición dinámica de
hidrocarburos en la industria petrolera, los mismos que constan de un diagr=
ama de
tuberías e instrumentación, instrumentos para la automatización y control,
medidores de flujo y la red de comunicación mediante buses de campo.
Actualmente, los sistemas de
automatización industrial, incluido los procesos de producción para TC de
hidrocarburos, utilizan la tecnología de buses de campo para establecer la
conectividad entre la instrumentación de campo y los controladores, entre l=
os
buses de campo se tiene HART, ControlNet, DeviceNet, CAN Bus, Profibus y Foundation Field Bus, tecnología que se basa en conce=
ptos
de automatización 4.0 y que se está implementando con más frecuencia en las
industrias.
Los sistemas de automatizaci=
ón en
unidades LACT para la medición dinámica de hidrocarburos, por lo general, t=
ienen
un diseńo basado en tres fases. La primera es la fase de bombeo, la segunda=
es
la fase de filtrado, muestreo y calidad, y la tercera es la fase de medició=
n.
El elemento principal de una=
unidad
LACT es el medidor de flujo, su selección dependerá de factores como el tip=
o de
hidrocarburo, la capacidad del instrumento para realizar medidas con exacti=
tud,
repetibilidad y linealidad estándar, así como, la compatibilidad de la marc=
a con
los instrumentos industriales.
<= o:p>
ˇ
La correcta medición dinámica de =
gas,
nafta, diésel y petróleo, para el proceso de TC, por parte de los sistemas =
de automatización
presentados, va a depender principalmente de la repetibilidad y linealidad
estándar del medidor de flujo, el desarrollo de las redes informáticas y
actualmente de las redes de comunicación mediante buses de campo. Estas dos últimos conceptos están dentro de lo que se
denomina automatización 4.0.
ˇ
Un sistema de automatización de
unidades LACT para la medición dinámica de hidrocarburos en la industria
petrolera puede obtenerse de dos maneras. La primera, mediante un diseńo y
fabricación en el sitio donde se debe realizar la medición, como los expues=
tos
en esta investigación, y la segunda, adquiriendo en el mercado una unidad ya
fabricada conocida como patín de medición que son certificados para proceso=
s de
TC.
ˇ
El medidor de flujo es el princip=
al
instrumento en el proceso de transferencia de custodia de hidrocarburos, su
capacidad de realizar medidas de linealidad estándar de alrededor de ą0,2 %=
y
de repetibilidad de alrededor de ą0,05 %, se debe al desarrollo tecnológico=
de
empresas como Emerson, Siemens
y otras más, que fabrican estos instrumentos.
ˇ =
El
propósito de fabricar y automatizar las unidades LACT es la medición de flu=
jo
de hidrocarburos con precisión y repetitividad de acuerdo a los estándares =
de
la API.
<= o:p>
ABUIN GARCÍA OIL. (2016). LACT Unidades de medición fiscal. (Boletín CTS00). Venezuela.
Arequipa, H., & Loyo, E. (2013). Estandarización de las inspecciones té=
cnicas
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producción del distrito amazónico (Tesis de Grado). UCE. Quito.
Emerson.
(2016). Daniel modelo 3417 Medidor=
de
caudal de gas ultrasónico redundante de cuatro rutas. USA: DAN-GUSM.
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de
deshidratación del crudo en la planta de tratamiento del complejo de produc=
ción
y facilidades Indillana (CPF) de Petroamazonas =
EP,
bloque 15 en el ańo 2015. Rediseńo del proceso de deshidratación del crudo =
en
el ańo 2015 (Tesis de Maestría). UTC. Latacunga.
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ión de
los sistemas de medición estática y dinámica de combustible en el proceso de
generación de una central termoeléctrica (Tesis de Grado). ESPE. Sangolquí.
Siemens.
(2021). Productos para la instrumen=
tación
de procesos (Catálogo FI 01-2021). Alemania: Siemens AG. Recuperado de
https://support.industry.siemens.com/cs/document/109745616/cat%C3%A1logo-fi=
-01-%C2%B7-2021-productos-para-la-instrumentaci%C3%B3n-de-procesos?dti=3D0&=
amp;lc=3Des-WW
=
PARA
CITAR EL ARTÍCULO INDEXADO.
Padilla Rom=
ero,
A. D., Chamba Melo, S. C., Aguilera Flores, G. C., & Anguaya
Isama, H. F. . (2021=
).
Sistemas de automatización en unidades LACT para la medición dinámica de
hidrocarburos en la industria petrolera. AlfaPublicaci=
ones,
3(3.1), 628. https://doi.org/10.33262/ap.v3i3.1.73
El artículo que se
publica es de exclusiva responsabilidad de los autores y no necesariamente
reflejan el pensamiento de la Revi=
sta Alfa
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El artículo qu=
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en propiedad de la revista y, por tanto, su publicación parcial y/o total en
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=
[1] Ingeniero electrónico en Automatización y Control,
Instituto Superior Pedagógico Martha Bucaram de Roldós Bilingüe
Intercultural, apadilla@in=
stitutos.gob.ec,
https://orcid.org/0000-0002-2547-6545
[2] Ingeniería en Informática y sistemas computaciona=
les,
Instituto Superior Pedagógico Martha Bucaram de Roldós Bilingüe
Intercultural, schamba@institutos.gob.ec, https://orcid.org/0000-0003-2104-=
2114
[3]
Licenciatura en Ciencias de la Educación, mención plurilingüe, Instituto
Superior Pedagógico Martha Bucaram de Roldós Bilingüe Intercultural,
[4] Ingeniería en Ambiente y Desarrollo, Instituto
Superior Pedagógico Martha Bucaram de Roldós Bilingüe Intercultural, hanguaya@institutos.gob.ec,
https://orcid.org/0000-0002-6142-4961
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