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INSTITUTO UNIVERSITARIO DE TECNOLOGÍADE ADMINISTRACIÓN INDUSTRIAL
IUTA – SEDE ANACO
AUTOMATIZACIÒN DEL POZO MUC-81 UBICADOEN LA ZONA PUNTA DE MATA, PDVSA DISTRITO
NORTE-ESTADO. MONAGAS
Trabajo Especial de Grado presentado como requisito para Optar al Título de Técnico Superior Universitario en la Especialidad de Instrumentación
Autores: Campos R, Megan R
Figuera Ll, Oscar A
Anaco, Marzo de 2010
INSTITUTO UNIVERSITARIO DE TECNOLOGÍADE ADMINISTRACIÓN INDUSTRIAL
IUTA – SEDE ANACO
CARTA DE APROBACIÒN DEL TUTOR
En mi carácter de tutor de Trabajo Especial de Grado, titulado Automatización del
Pozo MUC-81 Ubicado en la Zona de Punta de Mata, PDVSA Distrito Norte Estado
Monagas presentado por el ciudadano Megan Rafael Campos Rodríguez, cedula de
identidad 19.489.922 para optar al Título Superior Universitario en la especialidad de
Tecnología Instrumentista considero que dicho trabajo reúne los requisitos y meritos
suficientes para ser sometido a la presentación pública y evaluación por parte del
jurado examinador que se designe.
En la ciudad de Anaco a los 26 días del mes de Marzo de 2010.
_________________________
Firma
INSTITUTO UNIVERSITARIO DE TECNOLOGÍADE ADMINISTRACIÓN INDUSTRIAL
IUTA – SEDE ANACO
CARTA DE APROBACIÒN DEL TUTOR
En mi carácter de tutor de Trabajo Especial de Grado, titulado Automatización del
Pozo MUC-81 Ubicado en la Zona de Punta de Mata, PDVSA Distrito Norte Estado
Monagas presentado por el ciudadano Oscar Alejandro Figuera Llovera cedula de
identidad 17.592.854 para optar al Título Superior Universitario en la especialidad de
Tecnología Instrumentista considero que dicho trabajo reúne los requisitos y meritos
suficientes para ser sometido a la presentación pública y evaluación por parte del
jurado examinador que se designe.
En la ciudad de Anaco a los 26 días del mes de Marzo de 2010.
_________________________
Firma
INSTITUTO UNIVERSITARIO DE TECNOLOGÍADE ADMINISTRACIÓN INDUSTRIAL
IUTA – SEDE ANACO
CERTIFICACION
Por medio de la presente certificación se hace los bachilleres Megan Campos portador de la cedula de identidad V- 19489922 y Oscar Figuera portador de la cedula de identidad 17.592.854 elaboraron su Trabajo Especial de Grado titulado, AUTOMATIZACIÒN DEL POZO MUC-81 UBICADO EN LA ZONA PUNTA DE MATA, PDVSA DISTRITO NORTE-EDO. MONAGAS cumpliendo así con los fines académicos y obtuvieron una calificación de _______________ ( ) puntos.
Ing. Alejandro Ramírez Ing. Carlos Díaz Ing. Amilcar Escobedo
Tutor académico Jurado Calificador Jurado Calificador
MSc. Emilia Brito Ing. Rommer Gonzalez MSc. Vicenta de Cabrera
Jefe de División de Sede Coordinador de Área Coordinador de Investigación
ÍNDICE GENERAL
Pág.
Carta de Aceptación del Tutor........................................................................ iiiCertificación................................................................................................. vÍndice General……………………………………………………………... viLista de Cuadros o Tablas ………………………………………………… viiiLista de Gráficos o Anexos……………………………………………….. Dedicatoria…………………………………………………………………
ixx
Agradecimiento……………………………………………………………. xiiResumen…………………………………………………………………... xivINTRODUCCIÒN……………………………………………………….. 15CAPÍTULO I EL PROBLEMA1.1. Planteamiento del Problema....................................................................1.2. Formulación del Problema……………………………………………..
1820
1.3. Objetivos de la Investigación................................................................... 211.4. Justificación de la Investigación.............................................................. 221.5. Alcance y Delimitación...……………………………………………… 24CAPÍTULO II MARCO TEÓRICO2.1. Contexto de la Investigación................................................................ 262.2. Antecedentes......................................................................................... 272.3 Bases Legales…………………………………………………………. 282.3.1 Ley Orgánica De Telecomunicaciones (2007).................................... 292.3.2 Organismos de Regulación y Control de las Telecomunicaciones (2007)………………………………………………………………………..2.3.3 Ley de Metrología y su Reglamento (1998)……………………………
32
2.4 Bases Teóricas………………………………………………………….. 342.4.1. Tipos de Presión..................................................................... .............2.4.2. Presión Atmosférica………………………………………………… 2.4.2.1 Presión Absoluta.................................................................................2.4.2.2 Presión Manometrica…....................................................................2.4.3. Definición de Transmisores…….....................................................2.4.4. Tipos de Transmisores más Utilizados de Acuerdo a su Funcionamiento2.4.5 Transmisor Digital……………………………………………….2.4.5.1. Transmisor Eléctrico....................................................................2.4.5.2. Transmisor Neumático…………………………………………...2.4.5.3. Transmisor de Presión..................................................................2.4.5.4. Transmisor Electrónico.................................................................2.4.6. Procedimiento Generales para la Calibración de los Transmisores….2.4.7. La Calibración....................................................................................2.4.8. Manómetros.......................................................................................2.4.8.1 Principio de Funcionamiento...........................................................
343434353535363636373737393939
2.4.9. Regulador de Presión………..…………………………………….. 402.4.9.1 Principio de Funcionamiento…………………………………….. 402.4.10 Telemetría………………………………..………………………….2.4.11 Telecontrol…………………………………………………………..2.4.12Subsistema de manejo de datos y el Subsistema de Telecomunicaciones…………………………………………………………2.4.13 Transmisores de Redes……………………………………………..2.4.14 Receptores de Redes………………………………………………..2.4.15 R.T.U………………………………………………………………...2.4.16 Sistema de Scada…………………………………………………….2.4.17 Estación Maestra……………………………………………………..2.4.18 Unidad Terminal Remota (U.T.R)…………………………………2.5 Definición de Términos Básicos……………………………………….
4040
4141424242434344
CAPÍTULO III METODOLOGìA DE LA INVESTIGACIòN3.1. Diseño de la Investigación.................................................................... 483.2. Tipo de la Investigación....................................................................... 483.3. Operación de Variables.........................................................................3.4. Población y Muestra…………………………………………………..3.4.1 Población…………………………………………………………….3.4.2 Muestra………………………………………………………………..
49505050
3.5. Técnicas e Instrumentos para la Recolección de Datos.......................... 513.6. Técnicas y Herramientas de Procesamiento y Análisis de Datos…….. 53CAPÍTULO IV. RESULTADO DE LA INVESTIGACIÒN 4.1. Describir las Variables que se Controlan en el Pozo MUC-81,Ubicado en la Zona de Punta de Mata, PDVSA Distrito Norte Estado Monagas 574.2. Identificar los Instrumentos a Utilizar en la Automatización en el Pozo MUC-81 Ubicado en la Zona de Punta de Mata, PDVSA Distrito Norte Estado Monagas. 584.3. Implementar la Automatización del Pozo MUC-81 Ubicado en la Zona de Punta de Mata, PDVSA Distrito Norte Estado Monagas.4.4. Determinar las Diferencias del Antes y Después de la Automatización del Pozo MUC-81, Ubicado en la Zona de Punta de Mata, PDVSA Distrito Norte Estado Monagas.
60
64CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES DE LA INVESTIGACIÒN5.1 Conclusiones........................................................................................5.2 Recomendaciones…………………………………………………….
67 69
REFERENCIAS BIBLIOGRAFICAS 71
ANEXOS 73
LISTA DE CUADROS O TABLAS
Tabla Nº 1 Operaciones de Variables……………………………………..
Tabla Nº 2 Identificación los Instrumentos a Utilizar en la Automatización.
49
58
Tabla Nº3 Determinar las Diferencias del Antes y Después de la automatización.
64
LISTA DE GRAFICOS O ANEXOS
Anexo Nº 1 Caja de Montado………………………………………………
Anexo Nº 2 Regulador de Voltaje………………………………………….
Anexo Nº 3 Banco de Batería………………………………….………….
Anexo Nº 4 Placa…………………………………………………………..
Anexo Nº 5 Arreglos de Transmisores…………………………………….
74
74
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75
76
DEDICATORIA
Este proyecto el cual he realizado con todo mi esfuerzo, lo dedico con especial
agrado y de todo corazón a mis seres queridos por ser mi fuente de inspiración en este
importante camino y sobretodo a Dios Nuestro Señor, ya que a través de él sentí fe y
confianza.
A mis Padres, Campos Megan, Omelina Rodríguez, gracias por su apoyo y amor
que me brindaron esta oportunidad de estudiar y lograr esta meta.
A mi Hermana, Campos Angélica, que a través de ella me impulso y guío para
encaminarme hasta mi meta.
A mis Tutores industriales, como lo fue Daniel Cancino y el Ing.
Alejandro Ramírez, que siempre estuvieron ayudando en el desarrollo de este trabajo,
ellos son los que se merecen todos los créditos obtenidos al final de esta tesis.
Mis compañeros de clases, con los que compartí todo este tiempo para lograr
nuestros objetivos. Éxitos....
MEGAN CAMPOS…
DEDICATORIA
Mi tesis la dedico con todo mi amor y Cariño
Primeramente a DIOS que me diste la oportunidad de vivir y regalarme una familia
maravillosa.
Muy especialmente a mis Padres Emilio Figuera y María de Figuera que me
dieron la vida y han estado conmigo en todo momento. Gracias por todo Papa y
Mama por darme una carrera para mi futuro y por creer en mi, aunque hemos pasado
momentos difíciles siempre han estado apoyándome y brindándome todo su amor,
por todo esto les agradezco de todo corazón el que estén a mi lado en este momento
tan importante de mi vida.
Los quiero con todo mi corazón y todo este tiempo que invirtieron en darme una
educación se los estoy devolviendo con este trabajo
A mi hermano de alma y compañero Jesús Figuera, Gracias por apoyarme y
ayudarme en todo momento por ser fuente de inspiración y lucha para mi
A mis compañeros de clase y profesores por confiar en mi y darme una excelente
Educación.
A Todos Muchas Gracias
OSCAR FIGUERA...
AGRADECIMIENTOS
Le doy gracias a la empresa PDVSA DISTRITO NORTE PUNTA DE MATA, que sin su ayuda no podría hacer mi tesis de grado, estoy agradecida por apoyarme.
A mis padres Megan Campos y Omelina Rodríguez, nuevamente gracias por su
apoyo y amor que me brindaron esta oportunidad de estudiar y lograr esta meta
Agradezco a mi tutor académico Ing. Alejandro Ramírez por haber estado conmigo hasta el final de mi tesis, gracias a su apoyo y dedicación.
Al TSU Daniel Cancino, que siempre estuvo ayudando en el desarrollo de este trabajo
A la Institución gracias, por la formación académica, y por guiarme en el camino correcto.
A mis profesores, por apoyarme y ayudarme durante el semestre. Al personal
Académico, Administrativo, Biblioteca, Informática y de todas aquellas personas que
en mi memoria en este momento no recuerde. MUCHAS GRACIAS….
MEGAN CAMPOS….
AGRADECIMIENTOS
Definitivamente, Dios, mi Señor, mi Guía, mi Proveedor, mi Fin Ultimo; sabes lo
esencial que has sido en mi posición firme de alcanzar esta meta, esta alegría, que si
pudiera hacerla material, la hiciera para entregártela, pero a través de esta meta, podré
siempre de tu mano alcanzar otras que espero sean para tu Gloria.
Mi Hermano, mis Padres, por darme la estabilidad emocional, económica,
sentimental; para poder llegar hasta este logro, que definitivamente no hubiese podido
ser realidad sin ustedes. GRACIAS por darme la posibilidad de que de mi boca salga
esa palabra…FAMILIA.
A todos mis Amigos pasados y presentes; pasados por ayudarme a crecer y
madurar como persona y presentes por estar siempre conmigo apoyándome en todo
las circunstancias posibles, también son parte de esta alegría
A la Institución gracias, por la formación académica, y por guiarme en el camino correcto.
A mis Profesores, por apoyarme y ayudarme durante el semestre. Al personal
Académico, Administrativo, Biblioteca, Informática
Al TSU Daniel Cancino, que siempre estuvo ayudando en el desarrollo de este trabajo
A Todos Muchas Gracias
OSCAR FIGUERA...
INSTITUTO UNIVERSITARIO DE TECNOLOGÍADE ADMINISTRACIÓN INDUSTRIAL
IUTA – SEDE ANACO
AUTOMATIZACIÒN DEL POZO MUC-81 UBICADOEN LA ZONA PUNTA DE MATA, PDVSA DISTRITO
NORTE-ESTADO. MONAGAS
AUTORES: Campos. R. Megan. RFiguera. Ll. Oscar. A
TUTOR: Alejandro Ramírez
Fecha: Marzo 2010
RESUMENLa Automatización del Pozo MUC-81 Ubicado en la Zona de Punta de Mata PDVSA distrito norte estado Monagas se realizo con la finalidad de optimizar los parámetros operacionales en el mismo con el fin de obtener un mejor conteo y registro de las variables en los procesos de producción y extracción de crudo. Para dar inicio a este proyecto los autores realizaron inspecciones directas en el área donde se encuentra ubicado el pozo MUC-81 donde se identificaron los componentes y equipos que lo conforman, también se realizaron las pruebas pertinentes para verificar el correcto funcionamiento los instrumentos utilizados para la puesta en marcha del proceso de automatización. En este proyecto los autores presentaron características relevantes de los instrumentos así como también el antes y después de haber realizado la automatización. El trabajo corresponde a una investigación de tipo Exploratoria mientras que el diseño de investigación fue de campo. Para realizar esta investigación se recurrió a la observación directa, el análisis bibliográfico y la entrevista no estructurada. Esta investigación es de gran importancia tanto para la empresa PDVSA como para los investigadores, ya que a través del mismo se pudo conocer, evaluar y corregir las condiciones operacionales del objeto de estudio.
INTRODUCCIÓN
La instrumentación es tan amplia que intervienen en gran parte de las actividades
del ámbito industrial. El técnico superior en instrumentación, entre otras cosas,
instala, desmonta y calibra instrumentos de medición y controles automáticos
utilizados en cada uno de los procesos. Por tanto, se requiere que el instrumentista
tenga una preparación acorde con el exigente y amplio campo laboral al cual se va a
enfrentar.
Lo importante es que existen todo tipo de instrumentos como lo son:
transmisores, switches, registradores, controladores y válvulas de control, que estén
en perfecto estado de funcionamiento con el fin de evitar contratiempos o de reducir
al máximo paros en las plantas y que generan pérdidas monetarias. La realización y
aplicación de los métodos adecuados para la calibración de los instrumentos y el
ajuste correcto de sus acciones, conseguirá el objetivo de toda planta industrial, ya sea
pequeña, mediana o grande.
El Presente Trabajo Especial de Grado se esta elaborando con la Finalidad de
optimizar y automatizar pozos dentro de las industrias petroleras aplicando la
telemetría, para de tal manera evitar el alto riesgo de peligro que corren los
operadores de pozos cuando tienen que ir a su rutina de supervisar dichos pozos
constantemente. Debido a la transferencia de datos por telemetría, la supervisión
constante a pozos será excluida, solo se ira a supervisar cuando el sistema indique una
señal de alarma.
El Trabajo Especial de Grado esta estructurado de la siguiente manera:
CAPÍTULO I: En este capítulo se hace referencia a la problemática planteada, el
objetivo general y los objetivos específicos los cuales llevaron al desarrollo de este
trabajo. Por otra parte, también se menciona la delimitación y alcance del mismo lo
que nos lleva a la justificación del problema planteado.
CAPÍTULO II: En este capítulo se plasmaron los antecedentes de
investigaciones anteriores, como referencias de material de apoyo, también los
fundamentos teóricos necesarios con el proceso de investigación. Esta cuenta con
ciertos aspectos legales, como las normas de la telecomunicación (2007), por otro
lado resaltan una serie de términos básicos que le facilite al lector un mejor
entendimiento de la presente investigación.
CAPÍTULO III: En este capítulo esta relacionado al conjunto de procedimiento,
métodos y técnicas que fueron usados para realizar el proceso de investigación. En
este resalta el tipo y diseño de la investigación, así como también la técnica de
recolección de datos que se utilizó para desarrollar los objetivos planteados.
CAPÍTULO IV: En este capítulo se da respuesta a los objetivos planteados
demostrando el cumplimiento de los mismos conjuntamente con un análisis para su
mejor entendimiento.
CAPÍTULO V: En este capítulo se muestran las conclusiones y recomendaciones
originadas durante el desarrollo del proyecto de investigación asegurando con esto
un aporte significativo a la empresa y a la institución.
CAPÌTULO IEL PROBLEMA DE INVESTIGACIÒN
1.1 PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA
Durante la década de los 40 y 50 las necesidades planteadas por el desarrollo
industrial constituyeron el motor de los fabricantes y de los propios usuarios para
idear y llevar a cabo la fabricación de instrumentos que son requeridos para la
medición y control en los procesos petroleros e industriales.
Se centralizaron en los procesos de funciones de medición y control más
importante perteneciente a una operación de optimizar el proceso, empezando por
ubicar paneles de control lógico programable (PLC) localmente montados, para
manipular las válvulas de control mediante señales de los instrumentos de medición y
control con la misión de mejorar el proceso, minimizar los costos y aumentar la
seguridad de las instalaciones. Las empresas fabricantes de instrumentos y equipos de
medición y control, ofrecen una gran gama de opciones para automatizar los procesos
industriales tales como: controladores lógicos programables, sistemas de control y
adquisición de datos (SCADA), sistemas de controles distribuidos y otros.
A nivel mundial en los países productores de hidrocarburos los procesos petroleros
son considerados con altos porcentajes de riesgos por manejar variables altamente
volátiles como altas temperaturas, presiones, flujos y otras. Para estos procesos
industriales tan importantes en las tecnologías avanzadas en la instrumentación se
unió al control de los procesos, para apoyar en la misión de medir y controlar las
variables como son (flujo, nivel, temperatura, presión, PH, humedad, etc.) y por lo
tanto los equipos e instrumentos que realiza esta labor, deben estar bien ajustados o
calibrados a normas de calidad sumamente rigurosas.
Petróleos de Venezuela (PDVSA) fue creada con el propósito de coordinar,
supervisar, y controlar las actividades relacionadas con la industria del petróleo y sus
derivados, una vez nacionalizada la industria del petróleo, el 1 de Enero de 1976.
Desde entonces se ha convertido en una de las corporaciones energéticas más
importantes del mundo. En este sentido una de las características más resaltantes de
Petróleos de Venezuela (PDVSA) a sido garantizar una imagen vanguardista en lo
que a procesos industriales se refiere, siendo la automatización de los procesos una
constante en el argot diario de esta gran industria por lo cual surge como tecnología
novedosa la “Automatización de pozos por Telemetría” que consiste en la unión de
las comunicaciones electrónicas con los procesos de extracción y refinación del
petróleo y sus derivados. Esta tecnología tiene la particularidad de permitir un fácil
conteo y registro de las variables presentes en cada proceso y para el caso de este
proyecto las variables presentes en el Pozo MUC-81.
Debido al auge que ha alcanzado la industria petrolera y con esta su margen de
explotación y exploración de hidrocarburos, Petróleos de Venezuela (PDVSA) se vio
en la necesidad de facilitar y mejorar los procesos de extracción de crudo siendo la
automatización por telemetría de los pozos, una herramienta útil y muy importante ya
que permite la supervisión de dichos pozos casi sin la presencia del personal técnico
en el área donde se encuentren ubicados los pozos.
El Pozo MUC-81 ubicado en la zona de Punta de Mata estado Monagas tiene la
función de extraer 4000 Bls/día (Barriles por día) aproximadamente siendo esta una
cantidad que lo convierte en uno de los pozos con mayor margen de extracción de
crudo radicando en este particular la importancia del mismo. En este sentido la
empresa llego a la conclusión de automatizar el pozo MUC-81 mediante la utilización
de telemetría para reducir al mínimo la supervisión directa o en sitio de dicho pozo
garantizando así la prevención de accidentes al personal encargado, y daños al
ambiente que podrían ser ocasionados debido a un derramen de petróleo.
1.2 FORMULACIÓN DEL PROBLEMA
Ante la siguiente situación se procede a formular las siguientes interrogantes:
¿Cuales son las variables que maneja el pozo MUC-81?
¿Identificar los instrumentos a utilizar para la automatización del pozo MUC-
81?
¿Cómo se realizara la automatización del pozo MUC-81?
¿Cuales serán las diferencias luego de automatizar el pozo MUC-81?
1.3 OBJETIVOS DE LA INVESTIGACIÓN
1.3.1 OBJETIVO GENERAL DE LA INVESTIGACIÓN
Implementar la Automatización del Pozo MUC-81 Ubicado en la Zona de Punta de
Mata, PDVSA Distrito Norte Estado Monagas con la finalidad de obtener un mejor
conteo y registro de las variables manejadas en el pozo, evitando accidentes y
perdidas en la producción.
1.3.2 OBJETIVOS ESPECIFICOS DE LA INVESTIGACIÓN
1) Describir las Variables que Maneja el Pozo MUC-81, Ubicado en la Zona de
Punta de Mata, PDVSA Distrito Norte Estado Monagas.
2) Identificar los Instrumentos a Utilizar en la Automatización del Pozo MUC-81
Ubicado en la Zona de Punta de Mata, PDVSA Distrito Norte Estado Monagas.
3) Implementar la Automatización del Pozo MUC-81 Ubicado en la Zona de Punta
de Mata, PDVSA Distrito Norte Estado Monagas.
4) Determinar las Diferencias del Antes y Después de la Automatización del Pozo
MUC-81, Ubicado en la Zona de Punta de Mata, PDVSA Distrito Norte Estado
Monagas.
1.4 JUSTIFICACIÓN DE LA INVESTIGACIÒN
La aplicación de la instrumentación y la automatización en la industria es
fundamental en los controles de los procesos industriales los cuales son cada vez más
sofisticados para garantizar que las acciones que se realizan para transformar la
materia prima y los demás insumos de las industrias se corresponden con los
requerimientos recientes de seguridad en la operación de los equipos, un control más
estricto de calidad de los productos, de mayor eficiencias energéticas y la
preservación del medio ambiente.
En el proceso de pozos productores de crudo se hace necesario a lo largo de las
diferentes etapas que conforman las líneas de producción del pozo, elaboración o
modificación de los productos de un conjunto de instrumentos para realizar las
diferentes mediciones y las diferentes variables operacionales del proceso tales como,
presión y temperatura, las cuales serán las variables operacionales representativas del
pozo como tal.
Debe señalarse que este proceso garantice que las variables se visualicen a través
de una sala de control, sin necesidad de enviar a un operador al pozo Muc-81 a
verificar las variables mencionadas anteriormente.
La importancia de esta investigación radica en la implementación de una nueva
tecnología para garantizar y minimizar paros imprevistos y derrames de petróleo en el
pozo MUC-81 Ubicado en la Zona de Punta de Mata, PDVSA Distrito Norte Estado
Monagas previniendo pérdidas materiales y ambientales además de darle la facilidad
a los empleados de poder encender o apagar varios equipos, o de cambiar el flujo a
través de una válvula sin la necesidad de estar físicamente allí, ahorra tiempo y
dinero. Estas soluciones de automatización por telemetría permiten la recopilación de
datos inalámbricamente desde una gran variedad de equipos electrónicos permitiendo
una más rápida asimilación y procesamiento de grandes cantidades de datos.
A la Empresa: Proporcionara a la empresa un registro de las diferentes etapas
presentes en el proceso de automatización, así como también los beneficios
obtenidos mediante la implementación de la automatización, lo cual permitirá dar
recomendaciones útiles para futuras automatizaciones.
Al IUTA y sus Estudiantes: Servirá de punto de apoyo a todos aquellos
estudiantes de las diferentes especialidades que lo requieran lo cual será muy
necesario dado la poca existencia de material relacionado con la telemetría en la
institución. En ese sentido la institución contara con la primera tesis en la cual se
utiliza la telemetría para automatizar un pozo petrolero realizada en el estado
Anzoátegui lo cual es significativo a nivel educativo y profesional.
A los Investigadores: esta investigación dará a los investigadores la oportunidad
de realizarse a nivel profesional poniendo a prueba las destrezas y conocimientos
que poseen y proporcionándoles muchos otros lo cual les servirá de base para su
creciente formación en el campo laboral.
1.5 ALCANCE Y DELIMITACIÓN DE LA INVESTIGACIÓN
Esta investigación que se titula automatización del pozo MUC-81 se llevo a cabo
en la empresa PDVSA ubicada en Campo Rojo Av. Bolívar en la ciudad de Punta de
Mata Distrito Norte en el Estado Monagas; con la finalidad de Automatizar con el
sistema de telemetría, al pozo anteriormente mencionado, para así obtener un mejor
conteo y registro de las variables manejadas en el pozo. La automatización del pozo
MUC-81 se realizó en el periodo comprendido desde el 10 de Diciembre de 2009
hasta el 14 de Enero de 2010.
CAPÌTULO IIMARCO TEÒRICO
2.1 CONTEXTO HISTORICO DONDE SE DESARROLLA LA INVESTIGACIÓN:
PDVSA, GAS VENEZUELA:
En dicho contexto histórico y respetando las particularidades de los procesos
políticos resulta de interés nacional fomentar alianzas entre las empresas estatales
petroleras del Perú y Venezuela. No solamente por la importancia que tiene Petróleos
de Venezuela (PDVSA), un gigante del sector de hidrocarburos a nivel mundial con
una producción que supera los 2.5 millones de barriles diarios, sino por las
potencialidades de una empresa que ha desarrollado fortalezas en la producción y
tratamiento de crudos pesados. Éstos actualmente en nuestro país no pueden ser
procesados por las refinerías locales y se tienen que exportar.
A Venezuela se le reconoce aproximadamente 80 billones de barriles de reservas
probadas que representan el 6.7 % de las reservas a nivel mundial y se estiman en
más de 150 billones las reservas probables y posibles. Si a ello, se agrega que más del
50 % de su producción se realiza en el mercado norteamericano, a pesar del discurso
antiimperialista del Comandante Chávez. Ello nos demuestra la primacía de los
intereses económicos sobre los discursos.
PDVSA es una empresa petrolera que realiza ventas anuales superiores a los 100
mil millones de dólares, es decir, tiene ingresos que superan a la producción total de
bienes y servicios de nuestro país (PBI), que en el mejor de los casos bordea los 65
mil millones de dólares. De allí, la necesidad de alianzas estratégicas entre las
empresas estatales de hidrocarburos para que PetroPerú pueda por ejemplo acceder al
financiamiento necesario para la modernización de sus refinerías como la de Talara,
que se estima en 1000 millones de dólares. El sólo anuncio internacional que
PetroPerú está respaldado por PDVSA nos facilitaría el acceso a un financiamiento
conveniente al interés nacional.
En resumen final PDVSA GAS VENEZUELA, es una de las empresas motoras
más importantes de Venezuela y también a nivel internacional.
2.2 ANTECEDENTES DE LA INVESTIGACIÓN.
Se refiere a aquellas investigaciones que anteceden al nuestro, es decir trabajos
donde de hayan manejado las mismas variables o que se hayan planteado objetivos
similares al nuestro.
Fidias Arias (2006) describe que: “los antecedentes se refieren a los estudios
previos. Trabajo y Tesis de Grado, Trabajos de Ascenso, artículos e informe
científicos relacionados con el problema planteado, esto quiere decir; investigaciones
realizadas anteriormente y que guardan vinculación con nuestro proyecto (Pág. 106)
Para el estudio de la automatización y telemetría del pozo Muc-81 ubicado en la
zona Punta de Mata, PDVSA Distrito Norte Estado Monagas, fue necesario la
consulta previa de trabajos anteriores vinculados al tema a los fines consiguientes de
establecer un fundamento teórico sobre el cual sustentar la investigación y tener como
punto de apoyo un trabajo físico ya antes realizado.
En este presente sentido se investigo en la biblioteca del Instituto Universitario de
Tecnología de Administración Industrial I.U.T.A, sede nacional Anaco,
encontrándose la siguiente información:
Br Centeno, José (2006), en su Trabajo Especial de Grado realizado en el IUTA
sede Anaco, titulado “Propuesta de Automatización de una Maquina Recuperadora de
Gas Refrigerante a la Empresa SERTECA, C.A Puerto Ordaz Estado Bolívar, “cuyo
Objetivo General fue Proponer la implementación de un sistema de Automatización
de una Maquina Recuperadora de Gas Refrigerante de la Empresa SERTECA, C.A
para optimizar su funcionamiento”.
El trabajo estuvo enmarcado en una metodología de tipo descriptiva con diseño de
campo, las técnicas de recolección de datos como la observación directa, el análisis
documental y los implementos fueron: Libros de notas, fichas, lápices, y computador
todo ello permitió al investigador concluir que la empresa desecha los gases
refrigerantes que contienen los sistemas climatizadores y estos liberados a la
atmosfera ocasionando contaminación del ambiente al no ser recuperados y suelen ser
muy costosos, recomendando que para mejorar el sistema de control adecuado de la
maquina recuperadora lo más indicado es la instalación de un microprocesador de
tipo PIC16F89 , para que controle los dispositivos que se incorporan al mismo.
Allen, Emerson (2003), su Trabajo titulado “ Elaboración de un Sistema de
Control Automatizado para la Recolección de Datos del Separador Trifásico
Cilíndrico Horizontal IUTA sede Anaco Estado Anzoátegui” para mejorar el
funcionamiento en la operatividad del equipo, siendo su metodología de tipo
Descriptiva, y su diseño de Campo, concluyendo que cualquier proceso que involucre
la automatización de los equipos con una secuencia lógica, o bien de lecturas
variables, análogos o el control de determinados sistemas análogos puede ser llevados
a un plc, como una solución para que tal proceso se ejecute de manera automática,
Recomendando que se deberían realizar mantenimientos previos a todo el equipo y
sus componentes.
2.3 BASES LEGALES.
En las Bases Legales, tal como la denominación de la sección lo indica, se
incluyen todas las referencias legales que soportan el tema o problema de
investigación. Para ello, se pueden consultar: (a) la constitución nacional; (b) las
leyes orgánicas; (c) las gacetas gubernamentales; entre otros dispositivos apropiados.
Considerando lo expuesto en la orientación metodológicas para la elaboración
escrita del trabajo especial de grado (2005). Las define como: “Instrumentos legales
tales como: leyes u otro ordenamiento jurídico para su cabal desarrollo”;…(p.28).
2.3.1 LEY ORGANICA DE TELECOMUNICACIONES (2007)
DISPOSICIONES FUNDAMENTALES
Artículo 1.- Responsabilidad del Estado
Corresponde al Estado el control y regulación en materia de Telecomunicaciones a
cuyo efecto protegerá la seguridad y la soberanía nacional. Será de responsabilidad
del Estado la provisión de servicios públicos de telecomunicaciones y la
administración del espectro electromagnético, en los
Términos de esta ley. Se declaran las telecomunicaciones de interés general.
Artículo 2.- Ámbito de la Ley
La presente Ley Orgánica de Telecomunicaciones tiene por objeto establecer las
políticas generales de las telecomunicaciones, las normas para regular, administrar,
vigilar y controlar el sector de las telecomunicaciones, la definición de las potestades
del Estado sobre la materia, y el régimen de derechos y obligaciones de los usuarios y
operadores de redes y servicios.
Los aspectos relacionados con la administración del espectro electromagnético, la
instalación, operación y desarrollo de redes de telecomunicaciones, en todos los
campos, incluso en los de radiodifusión y televisión, se someterán a las disposiciones
contempladas en la presente Ley. Los servicios de radiodifusión y televisión se
regirán por la Ley de Radiodifusión y Televisión, y más normas vigentes sobre la
materia. Esta ley regula, la instalación, operación y desarrollo de redes de
telecomunicaciones, incluyendo las que se utilicen como soporte de los servicios de
radiodifusión sonora y de televisión; la prestación de servicios de
telecomunicaciones; y el aprovechamiento del espectro electromagnético.
Los servicios de radiodifusión y televisión se regirán por la Ley de Radiodifusión
y Televisión, y por las disposiciones vigentes sobre la materia. No obstante, las
infraestructuras de red que se utilicen como soporte de los servicios de radiodifusión
sonora y de televisión, así como los aspectos relacionados con el espectro, se
someterán a las disposiciones contempladas en la presente ley.
Artículo 3.- Principios fundamentales del régimen de telecomunicaciones
La regulación de las telecomunicaciones en el Ecuador integra como principios
fundamentales al concepto de servicio universal y al régimen de libre competencia,
que conjuntamente constituyen la base del régimen legal y reglamentario. En
consecuencia, las telecomunicaciones se regirán bajo
los siguientes principios básicos:
a) Derecho a la propiedad y promoción de la inversión privada;
b) Seguridad jurídica;
c) Libertad de empresa;
d) Libre y leal competencia.
e) Control de la posición dominante y sanción de práctica restrictiva a la libre y leal
competencia;
f) Trato igualitario y acceso no discriminatorio;
g) Reducción de disparidades regionales y sociales;
h) Desarrollo de las telecomunicaciones, promoción de nuevas tecnologías y
neutralidad tecnológica;
i) Protección del usuario;
j) Continuidad y calidad del servicio;
k) Provisión del servicio universal;
l) Administración eficiente de los recursos escasos;
m) Regulación y control autónomos e independientes.
n) Modernización, y simplificación administrativa.
Todos los servicios de telecomunicaciones se brindarán en régimen de libre
competencia, evitando los monopolios, prácticas restrictivas o de abuso de posición
dominante, y la competencia desleal, garantizando la seguridad nacional, y
promoviendo la eficiencia, universalidad, equidad, accesibilidad, continuidad y la
calidad del servicio.
La presente ley se interpretará de acuerdo con las disposiciones constitucionales e
internacionales vigentes en el país.
Artículo 23.- Licencias
La prestación de servicios de telecomunicaciones, así como el establecimiento y la
explotación de redes, para ser ofrecidas al público, deben contar con una licencia
previa. Las frecuencias que no requieran concesión, podrán ser dadas bajo el régimen
de licencias.
El articulo 1, 2 ,3 y 23 de la ley orgánica de telecomunicaciones expresa
brevemente las principales funciones que tienen que optar las plantas telemétricas
ubicadas en cada distrito; esto quiere decir que tienen que cumplir con requisitos
primordiales establecidos en los artículos antes mencionados como es ofrecer el
servicio a todo publico, como también el pago obligatorio del mismo, y
obligatoriamente las empresas telemétricas tienen que contar con una identificación
que los certifique como una empresa que ofrece un servicio de calidad.
2.3.2 DE LOS ORGANISMOS DE REGULACIÓN Y CONTROL
DE LAS TELECOMUNICACIONES (2007)
Artículo 47. Política, Regulación y Control de las Telecomunicaciones
El Consejo Nacional de Telecomunicaciones, CONATEL, es el organismo
responsable de establecer la política general de las telecomunicaciones, así como la
administración y regulación de las telecomunicaciones de conformidad con esta ley.
La Superintendencia de Telecomunicaciones, SUPTEL, es el organismo técnico
responsable del control y vigilancia tanto de la prestación de los servicios de
telecomunicaciones como de la operación e instalación de redes y del espectro
radioeléctrico, sin perjuicio de las demás atribuciones legales y constitucionales.
El artículo 47 de la presente ley de telemetría ofrece que el servicio de
telecomunicaciones y comunicación debe ser regulado y controlado constantemente,
el encargado de todas estas fases es la empresa de CONATEL Y SUPTEL.
2.3.3 LEY DE METROLOGÍA Y SU REGLAMENTO (1998)
Esta ley establece lo siguiente:
Artículo 1. En el Territorio Nacional de la República se regirá el Sistema Legal de
Medida, integrando por:
1. Las unidades del Sistema Métrico Decimal, compuesto por unidades.
2. Los Múltiplos y Submúltiplos decimales de las internacionales SI.
3. Las unidades fuera del Sistema Internacional SI de carácter accesorio que
determine el reglamento.
4. El Ejecutivo nacional podrá, además autorizar el uso de otras unidades de
medidas no pertenecientes al sistema legal, originadas mediante tratados o convenios
internacionales, pero indicando su equivalencia correspondiente.
5. Artículo 16. Todo instrumento o equipo de medida que sea utilizado en
establecimientos industriales del país, deberá ser calibrado periódicamente. El
servicio nacional de Metrología podrá mediante autorización expresa, exceptuar
temporalmente, empresas fabriles de la obligación de calibrar ciertos instrumentos o
equipos de medición.
Las leyes o artículos sobre la metrología son los encargados y usados en cada
laboratorio de calibración y medición de instrumentos, su uso es obligatorio debido a
que estas son las que rigen la calidad de cada calibración a dichos instrumentos, uno
de los artículos más resaltantes sobre la metrología indica que cada instrumento debe
ser calibrado periódicamente para calcular con el menor margen de error las variables
allí medidas.
2.4 BASES TEÓRICAS.
Las bases teóricas constituyen el corazón del trabajo de investigación, pues es
sobre este que se construye todo el trabajo. Una buena base teórica formará la
plataforma sobre la cual se construye el análisis de los resultados obtenidos en el
trabajo, sin ella no se puede analizar los resultados.
Según Ortiz (2007) La define como “Es importante señalar en el proyecto la
estrecha relación entre teoría, el proceso de investigación y la realidad o entorno”.
(Pág. 25)
2.4.1 TIPOS DE PRESIÓN:
Según Creus A (Op.Cit), dice los tipos de presión más conocidos en los procesos
son:
Presión atmosférica
Presión absoluta
Presión manométrica
2.4.2 PRESIÓN ATMOSFÉRICA:
Según el manual del Centro Internacional de Educación y Desarrollo (CIED)
(1995) expresa en su libro de instrumentación de mantenimiento el siguiente
concepto:
Es la presión ejercida por la capa de aire que rodea la tierra, bajo la acción
de la gravedad. Depende de la latitud y condiciones atmosféricas del momento.
La presión atmosférica es considerada normal cuando tiene un valor de 760 mm
Hg al nivel del mar y 60 °F (14,7 psi) (p. 127)
2.4.2.1 PRESIÓN ABSOLUTA:
Según el manual CIED (Op.Cit) expresa que:
“Tiene como origen o referencia el cero absoluto (cuando la ausencia de masa es
total), es decir el valor más bajo de presión” (p. 127)
2.4.2.2 PRESIÓN MANOMÉTRICA:
Según el manual CIED (Op.Cit) expresa lo siguiente: “Es la presión medible a
partir de la presión atmosférica. Generalmente los manómetros parten desde cero,
donde esta incluida la presión atmosférica (14,7 PSI)”. (p. 128)
2.4.3 TRANSMISORES:
Según Creus A (Op.Cit), define transmisores como:
“Los transmisores son instrumentos que detectan la variable del proceso y envían
una señal normalizada, directamente proporcional a los cambios de la variable, a
un instrumento receptor (indicador, registrador, controlador o una combinación de
estos)” (p. 11)
2.4.4 LOS TIPOS DE TRANSMISORES MÁS UTILIZADOS DE
ACUERDO A SU FUNCIONAMIENTO SON:
Digitales
Eléctrico
Neumático
Hidráulico
Presión
Nivel
Electrónica.
“Los tipos mencionados anteriormente son los más populares de hoy en día dentro de
una organización de trabajo.
A continuación se describe cada uno de ellos, y también los procedimientos legales
para la calibración de los mismos.
2.4.5 EL TRANSMISOR DIGITAL:
En los años 1986 con el uso de los microprocesadores se han fabricados
transmisores que enviar su información digitalmente, estos están en fase normalizada.
2.4.5.1 EL TRANSMISOR ELÉCTRICO:
Esta comparado con el neumático genera salida que varia desde 4 a 20 mA teniendo
igualmente un "cero vivo" y la relación de 1 a 5 se conserva en su rango de
variaciones seleccionada, la corriente continua por su alto aislamiento, los distancia
considerables, reduce los problemas de chispas y corrientes residuales en los
transmisores y genera al sistema de medición un poder de discriminación entre la
medida y las perturbaciones. “La enciclopedia libre” (Wikipedia) (op.cit)
2.4.5.2 EL TRANSMISOR NEUMÁTICO: Este Obtiene la medida del
elemento sensor y la convierte en una señal neumática, el rango de estos transmisores
se normaliza de 3 a 15 PSI y es totalmente lineal. “La enciclopedia libre”
(Wikipedia) (op.cit)
2.4.5.3 EL TRANSMISOR DE PRESIÓN:
Este tipo de transmisor se utilizan en los sistemas de transmisión remota, para
enviar mediciones tanto de presión como diferencial de presión, a distancias
excesivamente largas, tiene muchas ventajas, dentro de las cuales se puede
mencionar, seguridad, economía y conveniencia. http://www.google.com
2.4.5.4 EL TRANSMISOR ELECTRÓNICO:
Esta compuesto por un transductor capacitado, la presión del proceso se transmite
por de diafragmas separadores y un fluido de sello, que contiene (Aceite de silicona)
a un diafragma sensor en el centro de la celda. http://www.google.com
El diafragma sensor se reflecta como respuesta a la diferencial de presión a través del
mismo. El desplazamiento del diafragma sensor por placas de un capacitador, ambos
lados del diafragma sensor, es donde existe la diferencia en capacitancia entre el
diafragma sensor y las placas del capacitor se convierte en una señal electrónicamente
de 4 a 20 mA DC.
2.4.6 LOS PROCEDIMIENTO GENERALES PARA LA
CALIBRACIÓN DE LOS TRANSMISORES SON LOS
SIGUIENTES:
La guía para la instrumentación 2009 (CEOCA) “Establece que la calibración
consiste en comparar un instrumento patrón con el instrumento a calibrar” según lo
antes expuesto surge el siguiente procedimiento:
Un instrumento representativo, es considerado que esta bien calibrado usando sus
puntos de campo de medida, la diferencia entre el valor real de la variable y el valor
transmitido, esta comprendida entre los límites por la precisión del instrumento. Un
instrumento ideal (sin errores), la relación entre los valores reales de la variable
comprendida dentro del campo de la medida y los valores de lectura del aparato es
lineal. Si el instrumento es un transmisor neumático, cuando el índice adopte las
posiciones 0 - 50 - 100% de escala, las señales de salida correspondientes son: 4 y 12
y 20 mA de corriente continúa respectivamente.
Las condiciones de funcionamiento estático, la desviación con respecto a la
relación lineal indicada, dan origen a los errores de calibración del instrumento,
suponiendo que esta desviación no supera la exactitud dada por el fabricante del
instrumento ya que este en este caso se consideraría el instrumento calibrado aunque
no coincidiera exactamente la curva variable con la lectura con la recta ideal. Esta
curva puede descomponerse hallarse en forma aislada o combinada de los
instrumentos tales como:
Error de cero: Todas las lecturas están desplazadas con un mismo valor con
relación a la recta representativa del instrumento, cada de uno de los instrumentos
esta propenso a este tipo de error debido a que es muy común.
Error de multiplicación: Todas las lecturas aumentan o disminuyen
progresivamente con relación a la representativa, en la que se observará que el punto
base no cambia y que la desviación progresiva puede ser negativa o positiva.
Error de angularidad: La curva coincide con los puntos 0 y 100% de la recta
representativa, pero se aparta de la misma en los restantes. El máximo de la
desviación suele estar haciendo la mitad de la escala.
Los instrumentos pueden ajustarse para corregir estos errores, pero hay que señalar
que algunos instrumentos, no pueden tener ajuste, debido a su construcción de error
de angularidad.
2.4.7 LA CALIBRACIÓN:
Es un conjunto de operaciones cuya finalidad es establecer una relación comparativa,
en condiciones especificas, entre los valores obtenidos por un instrumento de medida
y los valores correspondientes de esa misma magnitud realizados por patrones, para
asignar la validez de las calibraciones que son indispensable para mantener la cadena
de la trazabilidad metrológica. La trazabilidad es la propiedad asignable a un
resultado de medida a un patrón que permite relacionarlo con referencias
determinadas. El papel que desempeña los laboratorios de calibración en la calidad
industrial, es para asegurar la valides y la trazabilidad de las medidas realizadas con
sus equipos de inspección. “La enciclopedia libre” (Wikipedia) (op.cit)
2.4.8 MANÓMETROS:
Es un instrumento que posee un elemento primario que actúan en
función de la variable presión. Los más utilizados son los manómetros
con tubo de bourdón tipo (C). Este tubo esta abierto en un extremo, por
el cual se conecta al sistema que se quiere medir por medio de un
casquillo roscado. Este tipo “C” es uno de los mas comunes pero existen
diversos tipos. “La enciclopedia libre” (Wikipedia) (op.cit)
2.4.8.1 PRINCIPIO DE FUNCIONAMIENTO:
Al aumentar la presión del sistema donde esté conectado, el tubo tiende a buscar
su forma original y provoca en el extremo cerrado del tubo de movimiento que es
transmitido por medio de un eslabón al sector dentado, el cual gira un piñón que tiene
acoplado al puntero, este se mueve en el sentido en que asciende la escala, mostrando
en ella el valor de la presión que ha producido tal deformación. Manual de la
instrumentación (CEOCA) (p.23)
2.4.9 REGULADOR DE PRESIÓN:
Según la enciclopedia libre (Wikipedia) (op.cit) establece que: “Es el que se encarga
de mantener una presión deseada en la salida, la cual es seleccionada previamente y
suministra la demanda de flujo cuando es exigida por los cambios en el proceso,
dependiendo de su capacidad con respecto al proceso”.
2.4.9.1 PRINCIPIO DE FUNCIONAMIENTO:
Existe una gran variedad de reguladores de presión, unos automáticos llamados
auto – reguladores, los cuales reciben la presión aguas abajo a través de conductos
internos o líneas externas, lo cual es aplicado a un diafragma que se opone a la fuerza
de un resorte, por lo tanto, origina cambios en la posición del tapón. De esa manera,
se modifica el valor del flujo a través del regulador, manteniendo aguas abajo la
presión que ha sido pre ajustada; así como existen grandes variedades de modelos
económicos, también los hay a elevados precios pero ofreciendo calidad. Manual de
la instrumentación (CEOCA) (p.31)
2.4.10 TELEMETRÍA:“La enciclopedia libre” (Wikipedia) (op.cit)
La telemetría es una tecnología que permite la medición remota de
magnitudes físicas y el posterior envío de la información hacia el
operador del sistema. Fue desarrollada en 1915, a mediados de la
primera guerra mundial, por el alemán Khris Osterhein y el italiano
Franchesco Di Buonanno para medir a qué distancia se encontraban
objetivos de artillería.
2.4.11 TELECONTROL
Sistemas de control. Centro de control: funciones; componentes. Unidad de
transmisión remota: componentes. Sistemas de comunicación: protocolos; distintos
medios de comunicación. : http://www.google.com
2.4.12 SUBSISTEMA DE MANEJO DE DATOS Y EL SUBSISTEMA DE TELECOMUNICACIONES:
Son la parte que más nos interesa de la sonda espacial, ya que es donde se
encuentran los equipos que realizan las funciones que permiten la comunicación
sonda-Tierra.
La comunicación es enteramente digital, transmitiéndose símbolos binarios ("1" y
"0"). La modulación habitualmente utilizada es en fase. Todas las comunicaciones
que se realicen entre la nave espacial y el equipo de seguimiento en Tierra se pueden
dividir en dos grupos: el uplink (enlace de subida) y el downlink (enlace de bajada).
Manual de redes (p. 225)
2.4.13 TRANSMISORES DE REDES:
Son dispositivos electrónicos que generan un tono a una radio frecuencia prediseñada,
típicamente en la banda-S (unos 2 GHz) o en la banda-X (unos 8 GHZ). Se le
denomina portadora. Puede ser enviada a la Tierra tal cual o modulada con los datos
de la sub.-portadora en el transmisor. La señal generada pasa por un amplificador de
potencia que la eleva a rangos de decenas de vatios. http://www.google.com
2.4.14 RECEPTORES DE REDES:
Son dispositivos electrónicos sensibles a una amplia gama de frecuencias,
generalmente unos cuantos KHz. alrededor de la frecuencia prediseñada para la
misión. Una vez detectado el uplink, el PLL del receptor seguirá cualquier cambio en
frecuencia dentro de su ancho de banda, pudiéndola proporcionar al transmisor como
referencia para formar el downlink coherente. http://www.google.com
2.4.15 RTU:
“Guía de Hardware del Controlador RTU”
Una RTU, o Remote Terminal de la Unidad es un dispositivo electrónico
controlado por microprocesador que interfaces de los objetos en el mundo físico
a un sistema de control distribuido o sistema SCADA mediante la transmisión
de telemetría de datos en el sistema y / o alterar el estado de la vinculación de
objetos basada en el control de los mensajes recibidos el sistema. (P.2-4)
2.4.16 SISTEMA DE SCADA:
“Guía de Hardware del Controlador RTU”
Es una aplicación de software especialmente diseñada para funcionar
sobre ordenadores (computadores) en el control de producción,
proporcionando comunicación con los dispositivos de campo
(controladores autónomos) y controlando el proceso de forma automática
desde la pantalla del ordenador. También provee de toda la información
que se genera en el proceso productivo a diversos usuarios, tanto del
mismo nivel como de otros usuarios supervisores dentro de la empresa
(supervisión, control calidad, control de producción, almacenamiento de
datos, etc.). (p. 3-6)
2.4.17 ESTACIÓN MAESTRA:
“Guía de Hardware del Controlador RTU”
Se refiere a los servidores y el software responsable para comunicarse con el equipo
del campo (UTRs, PLCs, etc) en estos se encuentra el software HMI corriendo para
las estaciones de trabajo en el cuarto de control, o en cualquier otro lado. En un
sistema SCADA pequeño, la estación maestra puede estar en un solo computador, A
gran escala, en los sistemas SCADA la estación maestra puede incluir muchos
servidores, aplicaciones de software distribuido, y sitios de recuperación de desastres.
(p. 3-9)
2.4.18 UNIDAD DE TERMINAL REMOTA (UTR):
“Guía de Hardware del Controlador RTU”
Se conecta al equipo físicamente y lee los datos de estado como los estados
abierto/cerrado desde una válvula o un interruptor, lee las medidas como presión,
flujo, voltaje o corriente. Por el equipo el UTR puede enviar señales que pueden
controlarlo: abrirlo, cerrarlo, intercambiar la válvula o configurar la velocidad de la
bomba, ponerla en marcha, pararla. (p. 2-5)
2.5 DEFINICIÓN DE TÉRMINOS BÁSICOS:
Consiste en definir de manera clara y precisa algunos de los términos principales
involucrados dentro del tema que sean poco entendibles.
Según Fidias Arias (2006), la terminación de términos básicos consiste en dar el
significado preciso y según el contexto a los conceptos principales, expresiones o
variables involucradas en el problema.
BATERÌA: Se le denomina al dispositivo que almacena energía eléctrica usando
procedimientos electroquímicos y que posteriormente la devuelve casi en su
totalidad; este ciclo puede repetirse por un determinado número de veces. Se trata de
un generador eléctrico secundario; es decir, un generador que no puede funcionar sin
que se le haya suministrado electricidad previamente mediante lo que se denomina
proceso de carga. (Guía de Redes y Comunicaciones Aplicadas)
COMPROBADOR: Se utiliza para comprobar manómetros e instrumentos de
presión, utilizando un manómetro patrón. (Guía de Redes y Comunicaciones
Aplicadas)
DIAFRAGMA: Elemento sensible formado por una membrana colocada entre dos
volúmenes. La membrana es deformada por la presión diferencial que le es aplicada.
(Guía de Redes y Comunicaciones Aplicadas)
ERROR: Diferencia algebraica entre el valor leído o transmitido por el instrumento y
el valor real de la variable medida. (Guía de Redes y Comunicaciones Aplicadas)
FUELLES: Son elementos de medición que al aplicársele presión en su interior o
exterior (cerrado herméticamente) tratan de expandirse o contraerse de acuerdo con la
presión recibida. (Guía de Redes y Comunicaciones Aplicadas)
HISTÈRESIS: Es la diferencia máxima que se observa en los valores indicados por
el índice o la pluma del instrumento para el mismo valor cualquiera del campo de
medida, cuando la variable recorra toda la escala de los dos sentidos. (Guía de
Instrumentación Industrial UDO)
INSTRUMENTOS RECEPTORES: Son aquellos instrumentos que reciben las
señales procedentes de los transmisores y la indican o registra. Los receptor-
controladores envían otra señal de salida normalizada a los valores ya indicados (3 –
15 PSI) en la señal neumática o (4 – 20 mA) en la señal electrónica. (Guía de Redes
y Comunicaciones Aplicadas)
INSTRUMENTACIÒN INDUSTRIAL: Es la ingeniería encargada de utilizar los
instrumentos para medir y controlar las variables en cualquier proceso. (Guía de
Instrumentación Industrial UDO)
OFFSET: Desviación permanente que existe en régimen en el control proporcional
cuando el punto de consigna esta fijo. (Guía de Redes y Comunicaciones
Aplicadas)
PANEL SOLAR: Un panel solar es un módulo que aprovecha la energía de la
radiación solar. (Guía de Redes y Comunicaciones Aplicadas)
PLC: Es un hardware industrial, que se utiliza para la obtención de datos. Una vez
obtenidos, los pasa a través de bus (por ejemplo por ethernet) en un servidor. (Guía
de Redes y Comunicaciones Aplicadas)
RANGO: También conocido como campo de medida, es un conjunto de valores que
puede medir un instrumento. (Guía de Redes y Comunicaciones Aplicadas)
RECEPTOR: Recibe la señal procedente del transmisor y la indica o registra. (Guía
de Redes y Comunicaciones Aplicadas)
SEÑAL: Salida o información que emana de un instrumento. Información
representativa de un valor cuantificado, con respecto a una variable que se encuentra
dentro de dicho proceso. (Guía de Redes y Comunicaciones Aplicadas)
SEÑAL DE SALIDA: Señal producida por un instrumento que es función de la
variable medida. (Guía de Redes y Comunicaciones Aplicadas)
SEÑAL DE SALIDA ANALÒGICA: Señal de salida del instrumento que es una
función continúa de la variable medida; un ejemplo claro de una señal de salida
analógica puede ser la que emite un transmisor a un receptor. (Guía de Redes y
Comunicaciones Aplicadas)
SENSIBILIDAD: Es la razón entre el incremento de la lectura y el incremento de la
variable que lo ocasiona después de haberse alcanzado el estado de reposo. (Guía de
Redes y Comunicaciones Aplicadas)
TRANSDUCTOR: Es el que recibe una señal de entrada en función de una o más
cantidades físicas y la convierte modificada o no a una señal de salida. (Guía de
Redes y Comunicaciones Aplicadas)
VARIABLE MEDIDA: Cantidad, propiedad o condición física que es medible
(Guía de Redes y Comunicaciones Aplicadas)
ZONA MUERTA: Campo de valores de la variable que no hace variar la indicación
o la señal de salida del instrumento. (Guía de Redes y Comunicaciones Aplicadas)
CAPÌTULO IIIMETODOLOGÌA DE LA INVESTIGACIÒN
3.1 DISEÑO DE LA INVESTIGACIÒN
Una investigación de campo es aquella en el que el investigador esta en contacto
visual directo con el proceso pero sin manipular ninguna variable.
Según arias, (Op. Cit), expresa de la investigación de campo:
“La investigación: consiste en la recolección de datos directamente de la realidad
donde ocurren los hechos sin manipular o controlar variable alguna” (p.48)
El diseño de la investigación consistió en un estudio de campo, ya que se tuvo que
efectuar en el pozo muc-81, ubicado en la zona de Punta de Mata PDVSA GAS,
Distrito Norte Estado Monagas.
3.2 TIPO DE INVESTIGACIÒN:
La investigación exploratoria es todo tipo de trabajo o proyecto que se llevara a
cabo que no está sustentado con ningún trabajo ya realizado con anterioridad, es decir
este tipo de investigación es pionera debido a que abre nuevos temas para ser
investigado.
Selltiz y jahoda 2005 señalan que esta investigación: “Se emplea en aquellos casos
en los que el tema a ser abordado ha sido poco estudiado o nada estudiado y persigue
un conocimiento general o aproximado de la realidad, y generalmente señala en inicio
de una investigación” (Según Arias, F. (1999), dice que “La investigación descriptiva
Consiste en el grado de profundidad con que se aborda un objeto o fenómeno” (p.68)
Este tipo de proyecto que se desarrollara se considera una investigación
exploratoria debido a que se esta realizando el estudiando de un tema que se esta
abriendo campo en la zona de PDVSA Distrito Norte en Punta de Mata Estado
Monagas que tiene poco estudio en la zona de Anzoátegui como es la transferencia de
datos vía telemétrica. Considerándose así una investigación pionera en la zona de
Anaco Estado Anzoátegui.
3.3 OPERACIONALIZACIÓN DE VARIABLES
Según Hernández y otros (2003): “Es el conjunto de procedimientos que describe
las actividades que un observador debe realizar para recibir las impresiones
sensoriales, las cuales indican la existencia de un concepto teórico en mayor o menor
grado” (P. 171).
De acuerdo con lo anteriormente mencionado se puede decir que la
operacionalizaciòn de variable son las informaciones directas que visualiza un
observador para poder llevar un control físico de las impresiones sensoriales dadas.
TABLA Nº1 OPERACIÓNALIZACION DE VARIABLES
Variación Dimensiones Indicadores Fuentes Técnicas Instrumentos
Telemetría
Clasificación
Características
Ciclo
Componentes
Transmisores
Telemétrico
Switch on-off
PRIMARIA
(En el campo)
La
Entrevista
No Estructurada
Observación Directa
Guía
CD
Internet
PEN drive
Fuente: Los Investigadores (2010)
3.4 POBLACIÓN Y MUESTRA
3.4.1 POBLACIÓN
Población se refiere”… a cualquier conjunto de elementos de los que quiere
conocer o investigar alguna o algunas de sus características”. (Descrito por Balestrini.
2001) (p. 110)
La población es el entorno en donde se desarrolla la investigación o el objeto en
estudio; Se trata de realizar un censo completo dentro del perímetro donde se esta
ejecutando la acción de dicho trabajo.
En PDVSA Gas, de punta de mata distrito norte del estado Monagas se encuentran
instaladas varias plataformas telemétricas, la cual una de ellas es el objeto en estudio.
3.4.2 MUESTRA
Esta es el porcentaje representativo que se encuentra dentro del universo en donde
se realiza el estudio.
Moles, (1994) define a la muestra “como un subconjunto representativo de un
universo o población”.(p.54)
3.5 TECNICAS E INSTRUMENTOS DE RECOLECCION DE DATOS:
Se refiere a la manera en la que se obtiene la información, debido a que existen
distintas herramientas con las cuales podemos recolectar material informativo que
refieran al tema, algunos de los ejemplos podrían ser fichas, formato de cuestionario,
grabadora, entre otros.
3.5.1. TÈCNICA DE RECOLECCIÒN DE DATOS
Según Fidias Arias (2006) define las técnicas de recolección de datos como:
“Las distintas maneras de obtener la información; son ejemplo de técnicas, la
observación directa, la encuesta, la entrevista entre otras” (p. 111)
Para la realización de esta investigación fue necesario utilizar una serie de técnicas
entre las cuales están: la entrevista no estructurada y la observación directa.
3.5.1.1 OBSERVACIÓN DIRECTA
Sabino, C. (1979) Señala que. “La observación directa es aquella a través de la cual
se pueden conocer los hechos y situaciones de la realidad social”. (p. 134)
A través de la observación directa se pudo visualizar los distintos hechos ocurridos
en las instalaciones de la empresa PDVSA; en la cual no se cuenta con un manual de
procedimientos de armado y montaje de pozos automatizados por telemetría, el cual
se considera indispensable para el buen funcionamiento operativo de la organización.
3.5.1.2 ENTREVISTA NO ESTRUCTURADA
Se utilizó esta técnica a través de conversaciones directas con el jefe del
departamento de instalación, compras y suministros y se logro conocer de mejor
manera la problemática que presenta en la actualidad dicho departamento y las
consecuencias que acarrean.
En tal sentido Egg. E (1982) señala: “Una entrevista no estructurada deja una
mayor libertad a la iniciativa de la persona interrogante y al encuestador”. (p. 227)
3.5.2 INSTRUMENTOS DE RECOLECCIÒN DE DATOS
Mediante una adecuada selección de los instrumentos de recolección que la
investigación puede manifestar entonces la necesaria correspondencia entre teorías y
practica es más podríamos decir que es gracias a ellos que ambos términos pueden de
manera efectiva relacionarse.
Según Sabino C. (1979) señala: “Un instrumento de redacción de datos es en
principio cualquier recurso que pueda velarse el investigador para acercarse a los
fenómenos y extraer información de ellos”. (p. 150)
Los instrumentos utilizados en el desarrollo de la investigación fueron:
PEN drive: Se utilizó para almacenar el desarrollo del trabajo de investigación.
Texto: Ya que a través de este instrumento se logro sustentar la información
emitida en el presente trabajo.
Diccionario: Este instrumento se empleo para definir términos básicos empleados
en esta investigación.
Guía: Donde se obtuvo algunos conceptos sobre la telemetría.
Internet: Donde se encontró parte de la teoría y algunas normas y conceptos
básicos sobre la telemetría.
3.6. TECNICAS Y HERRAMIENTAS DE PROCEDIMIENTOS Y ANALISIS DE DATOS
3.6.1 Conocer las Condiciones Operacionales Actuales del Pozo MUC-81, en
donde se Llevara a Cabo la Instalación del Sistema de Telemetría.
Para conocer las condiciones en que se encontraba las variables del pozo MUC-81,
fue necesario hacer un recorrido por las instalaciones, con el fin de visualizar el
estado actual en que se encontraban los instrumentos, por consiguiente se señala lo
siguiente:
1) Clasificación de los instrumentos de acuerdo a las características propias de
cada uno de ellos.
2) Chequeo del estado de las válvulas, líneas de producción y manómetros
presentes en el pozo.
3) Determinar la cantidad de flujo del crudo actual a través de las líneas de
producción.
3.6.2 Analizar las Especificaciones Técnicas de los Fabricantes de los
Instrumentos como el Radio, la Placa (HDI), un RTU (Modelo 3305 Remota),
Panel Solar y Transmisores, para Conocer el Funcionamiento de Cada uno de
los Equipos que Integran el Sistema de Telemetría del Pozo MUC-81.
Para analizar las especificaciones de los fabricantes se tuvo que recurrir a los
manuales del fabricante de cada uno de los componentes de este sistema para así
conocer el funcionamiento, limitaciones, ventajas y desventajas de los equipos que se
utilizaran en la automatización del pozo MUC-81 en ese sentido se realizaron los
siguientes pasos:
1) Traducción de los manuales técnicos del Ingles al Español para su fácil
entendimiento.
2) Se tomo nota de las ventajas y desventajas de cada uno de los instrumentos
para tener en consideración tales aspectos a la hora de utilizar los
instrumentos en la automatización.
3) Se tomo en cuenta el rango de trabajo de los instrumentos para determinar su
conveniencia a la hora de ser utilizados para la automatización.
3.6.3 Compilar las Últimas Acciones Realizadas por el Sistema de Telemetría en
Pozos Previamente Automatizados, para Determinar Posibles Causas de Fallas
en Dicho Sistema.
Para el logro de este objetivo, se realizaron una serie de entrevistas al personal de
AIT estos últimos son los directos responsables de la automatización del pozo MUC-
81, con la finalidad de identificar posibles fallas y acciones realizadas por el sistema
para minimizarlas o corregirlas durante el proceso de automatización, para cumplir
con esto se procedió de la siguiente manera:
1) Entrevistas al personal de AIT con el fin de obtener información del personal
experimentado.
2) Evaluación de 2 pozos previamente automatizados para determinar su
condición y las acciones que realizaron durante un periodo de una semana.
3) Se tomaron apuntes de las acciones realizadas por los pozos para prevenir las
acciones que resultarían perjudiciales al pozo MUC-81.
CAPÌTULO IVRESULTADOS DE LA INVESTIGACIÒN
4.1 Describir las Variables que se Controlan en el Pozo MUC-81, Ubicado en
la Zona de Punta de Mata, PDVSA Distrito Norte Estado Monagas.
Para efectos de las variables que se controlan en el pozo MUC-81, podemos
mencionar cuatro (4) variables principales:
Presión del Casing
Presión del Cabezal
Presión de la línea de producción
Temperatura del Crudo
Es de mucha importancia destacar que las presiones antes mencionadas son
diferentes entre sí y varían según el grado apertura a la que se encuentren las
válvulas encargadas de regular el flujo o en cuyo caso la apertura determinada por el
operador del pozo, por lo cual no se esta sujeto a una presión definitiva o
estandarizada, sin embargo se puede decir que existe una constante entre las
presiones la cual consiste en que una presión es menor a la presión que la precede es
decir, la presión del Casing es mayor a la presión del cabezal y esta a su vez mayor a
la presión de la línea de producción.
Para efectos de producción y seguridad del pozo MUC-81 ubicado en la zona de
Punta de Mata, PDVSA Distrito Norte Estado Monagas el operador debe mantener
el pozo a presiones y temperaturas seguras y confiables por tales motivos las
variables anteriormente mencionadas poseen las siguientes características:
Presión del Casing= 4530 psi
Presión del cabezal= 2080 psi
Presión de la línea de producción= 1100 psi
Temperatura del Crudo= 80 grados Fahrenheit (°F)
4.2 Identificar los Instrumentos a Utilizar en la Automatización en el Pozo
MUC-81 Ubicado en la Zona de Punta de Mata, PDVSA Distrito Norte
Estado Monagas.
A continuación se muestra un cuadro con los instrumentos utilizados en la
automatización del pozo MUC-81, sus características y rangos operacionales
correspondientes:
TABLA Nº 2 TABLA DE INSTRUMENTO
Instrumento Rango de Operación Características
Transmisor de presión 3051 Rosemount para el
Casing 0 a 10.000 psi
- Alta durabilidad- Mayor precisión- Fácil calibración
Transmisor de presión 3051 Rosemount para el
Cabezal 0 a 10.000 psi
- Alta durabilidad- Mayor precisión- Fácil calibración
Transmisor de presión 3051 Rosemount para la
línea de producción 0 a 4.000 psi
- Alta durabilidad- Mayor precisión- Fácil calibración
Transmisor de Temperatura 3144 Rosemount (RTD o
PT100) 0 a 100 ºC
- Alta durabilidad- Mayor precisión- Fácil calibración
Controlador solar
- 15 o 30 amp,- 12/24 volts positivo
o negativo a tierra
- Vida útil de 15 años (estimado)
- Controles y medidas precisas
- Puente para eliminar ruido de telecomunicaciones
- Compensación de temperatura
Radio MDS 9710 70 m2
- Sin interferencia- Auto
reconfiguración- No sensible a ruidos
externos
Bornera 30 puertos
- Conexión de señales de campo
- 30 puertos de entrada
- Resistente a altas temperaturas
Tarjeta HDI Máximo 15 transmisores
- Vida útil 5 años (estimado)
- Resistente al calor- Mantiene velocidad
de resolución
RTU- 512 Kb de RAM- Procesador de 16
bits
- Bajo costo- Bajo consumo de
potencia - Tamaño reducido
Antena local Según capacidad satelital
- Poco mantenimiento- Diseño económico y
confiable
Panel solar
12 celdas con 1.2 de voltaje nominal por celda
- 10 años de vida útil (estimado)
- Fácil instalación- Energía limpia y
segura
Banco de baterías 60 volts
- Diseño de níquel y cadmio
- Utilizan agua destilada
Fuente: LOS INVESTIGADORES (2010)
4.3Implementar la Automatización del Pozo MUC-81 Ubicado en la Zona de
Punta de Mata, PDVSA Distrito Norte Estado Monagas.
Durante un periodo de un mes aproximadamente se estuvo realizando la
automatización al pozo MUC-81 ubicado en la zona de punta de mata, PDVSA
distrito norte estado Monagas lo cual resulto de manera satisfactoria para la empresa
y los investigadores dado que la automatización se dio al cien por ciento, lo que
significa que el pozo se encuentra en total y completa capacidad de producción. En el
caso de la automatización todas y cada unas de las variables presentes en el proceso
están siendo monitoreadas y registradas mediante la utilización de nuestra principal
herramienta para la automatización como lo es la telemetría; esta tecnología nos
permite conocer el estado de las variables en todo momento dado que estos datos son
actualizados cada milésima de segundo lo cual nos garantiza una mejor observación
del estado del pozo para así corregir fallas presentes en el proceso.
Luego de realizada la automatización total del pozo MUC-81 los investigadores
observaron la puesta en funcionamiento del sistema haciendo especial énfasis en el
registro y lectura de las variables del proceso y la recepción de la señal que envía la
antena local que es la que se encuentra en el pozo a la antena receptora que a su vez
envía los datos a la sala de control donde se observaran los cambios que sufren las
variables en el proceso.
Con la implementación de la automatización por telemetría al pozo MUC-81 la
empresa PDVSA garantiza un mejor estado y tiempo de vida útil al pozo lo cual
reduce costos de mantenimiento y la presencia constante de operadores en el área
donde se encuentra ubicado dicho pozo.
A continuación se muestran las fotografías que demuestran la total culminación de la
automatización:
Fuente: LOS INVESTIGADORES (2010)
Fuente: LOS INVESTIGADORES (2010)
FIG. Nº 1 CAJA DE MONTADO
FIG. Nº 2 REGULADOR DE VOLTAGE
Fuente: LOS INVESTIGADORES (2010)
Fuente: LOS INVESTIGADORES (2010)
FIG. Nº 3 BANCO DE BATERIA
FIG. Nº 4 PLACA
Fuente: LOS INVESTIGADORES (2010)FIG. Nº 5 ARREGLOS DE TRANSMISORES
4.4Determinar las Diferencias del Antes y después de la automatización del pozo
MUC-81, ubicado en la zona de punta de mata, PDVSA distrito norte estado
Monagas.
Luego de realizada la automatización al pozo MUC-81 se pudieron notar
diferencias significativas con respecto a la eficiencia en la producción del pozo así
como también en lo concerniente a la seguridad y conservación del mismo por lo cual
se especifican las siguientes características:
TABLA Nº 3 DIFERENCIAS DEL ANTES Y DESPUÉS
DIFERENCIAS
ANTES DESPUES
Presencia constante de los operadores en el área donde se encuentra el pozo
Disminución de la presencia de operadores en el área del pozo en un 90%
Riesgos para los supervisores del pozo durante el chequeo en horas nocturnas
Eliminación de las supervisiones nocturnas.
Producción limitada por riesgos de botes de crudo y daños al medio ambiente
Producción constante y eficiente reducción de botes de petróleo en un 85%
Producción de 1500 barriles por día
Producción de 4000 barriles por día
Mantenimiento correctivo constante
Sólo mantenimiento preventivo
Paros del pozo de dos a tres veces por mes por mantenimiento y cambios de instrumentos Uno o ningún paro del pozo por mesUtilización de manómetros, termocuplas o registradores analógicos.
Utilización de instrumentos digitales
Fuente: LOS INVESTIGADORES (2010)
Con el cumplimiento de todos los objetivos establecidos y alcanzadas las
exigencias requeridas para la automatización y mediante la extraordinaria labor de la
gerencia de Automatización, Informática y Telecomunicaciones (AIT) se dio por
completada al 100% la automatización pozo MUC-81, Ubicado en la Zona de Punta
de Mata, PDVSA Distrito Norte Estado Monagas por lo que, se puede constatar que
con éxito se ha alcanzado un nivel superior y vanguardista en lo que a
automatizaciones y producción se refiere dando por sentado el impulso y la búsqueda
de la magnificencia que caracteriza a la empresa PDVSA, dotando de nuevas
experiencias, conocimientos y destrezas a los investigadores o autores de esta tesis
que participaron en el día a día de la automatización del pozo MUC-81.
CAPÌTULO VCONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
5.1. CONCLUSIONES
Durante la elaboración de este trabajo especial los investigadores pudieron
participar en la ejecución de un plan maestro de automatización con el que se plantea
la modernización de las instalaciones del Distrito Norte del Estado Monagas dicho
distrito forma parte la División de Exploración y Producción de PDVSA en Oriente
por consiguiente se concluye lo siguiente acerca de los objetivos planteados en la
investigación:
1) En el presente Trabajo Especial de Grado se dieron a conocer las variables
controladas en el pozo MUC-81 lo cual permite el registro y conteo de las
variables del proceso en tiempo real constituyendo esta característica el norte
que se persigue al realizarse la automatización a dicho pozo, de igual manera
se dieron a conocer las características de dichas variables lo que proporciona
una mayor comprensión en el manejo de las mismas.
2) Para la constitución de esta investigación fue importante conocer los tipos de
instrumentos utilizados para la automatización del pozo tales instrumentos
constituyen la piedra angular que mantendrá y controlara el estado del pozo
así como también el estado de las variables siendo estos instrumentos los más
idóneos a utilizarse en la automatización tanto por su alto rendimiento como
por su durabilidad y bajos costos.
3) Culminada la automatización del pozo MUC-81 se dio a conocer el estatus
operacional del mismo mediante la realización de un sondeo y registro a las
variables y las señales recibidas en la sala de control donde se da constancia del
total y completo funcionamiento de la automatización por telemetría del
pozo.proporcionando mejoras en el proceso de producción y un mayor
aprovechamiento de los recursos obtenidos.
4) Una de los objetivos más resaltantes es evidenciar las diferencias surgidas a raíz
de haber realizado la automatización del pozo MUC-81 lo que permitió observar
un incremento significativo de producción así como también la disminución en
el costo de mantenimiento al pozo, también se pudo observar el mejoramiento de
los instrumentos utilizados para el conteo y registro de las variables siendo
sustituidos los analógicos por los digitales lo que permite tomar con mayor
precisión la lectura de datos trayendo esto como beneficio la reducción de los
chequeos al pozo.
5.2 RECOMENDACIONES
En definitiva la automatización por telemetría ofrece una solución innegable a los
problemas de supervisión y conteo de las variables operacionales sin embargo aun
existe la problemática de la alimentación eléctrica de los instrumentos electrónicos
utilizados para la automatización, buscando soluciones a este particular se esta
implantando la utilización en conjunto de paneles solares y bancos de baterías lo cual
presenta una solución viable por ser una energía limpia no contaminante y económica
aunque su eficiencia aun se esta determinando, por lo cual los investigadores
presentan una nueva opción la cual consiste en la utilización de instrumentos que
contienen su propia sustentación electrónica incorporada dichos instrumentos que van
desde registradores hasta los instrumentos utilizados para las comunicaciones poseen
las siguientes características:
- Baterías que garantizan 20 años de funcionamiento constante sin necesidad de
recarga.
- Tamaños y dimensiones reducidas para el ahorro de espacio y facilidad de
instalación.
- Configuración sencilla.
- Adicionan nuevas presentaciones y protecciones al sistema usando tecnologías
altamente avanzadas.
- Define nuevos estándares de confiabilidad y generan diagnósticos automáticos.
- Poseen características de tropicalización que consiste en revestimiento de
protección, fijadores de acero inoxidable y disipadores de calor en algunos casos
de aluminio anodizado.
- Sensores de tensión de batería.
- Son multivariables y económicos.
Tomando en cuenta lo antes mencionados los investigadores proponen la
implementación de estos instrumentos a la empresa Petróleos de Venezuela (PDVSA)
lo cual supondrá para la misma un avance significativo en el manejo de procesos y
aun más una reducción de costos en equipos y materiales colocando a la misma en la
era vanguardista garantizando su reconocimiento a nivel mundial como una de las
más avanzadas y perfeccionistas empresas productoras de petróleo y sus derivados.
5.3 REFRENCIAS BIBLIOGRÁFICAS:
GUÍA DE REDES Y COMUNICACIONES APLICADAS
Guía para la instrumentación 2009 (CEOCA)
http://WWW.GOOGLE.COM
HURTADO Jackeline, (2002) Metodología de la Investigación Holística.
CARACAS; fundación Sypal. 3° Edición.
INSTRUMENTACIÓN INDUSTRIAL, 6° Edición. Antonio Creus.
Laboratorio de Metrología, Sermediz C.A,
INSTITUTO UNIVERSITARIO DE TECNOLOGÍA DE ADMINISTRACIÓN
Sede Anaco. (2008). Instructivo para la Elaboración del Trabajo de Grado.
IUTA. Sede Nacional Anaco.
LA ENCICLOPEDIA LIBRE, http: //www.WIKIPEDIA.COM.
LEY ORGANICA DE TELECOMUNICACIONES (2007)
LEY DE METROLOGÍA Y SU REGLAMENTO (1998)
Manual del Centro Internacional de Educación y Desarrollo (CIED) (1995)
SABINO, Carlos (2002), El proceso de la investigación. CARACAS: Editorial
Panapo. CARACAS: Editorial Panapo.
ORGANISMOS DE REGULACIÓN Y CONTROL DE LAS
TELECOMUNICACIONES (2007)
ANEXOS
Fuente: LOS INVESTIGADORES (2010)
Fuente: LOS INVESTIGADORES (2010)
FIG. Nº 1 CAJA DE MONTADO
FIG. Nº 2 REGULADOR DE VOLTAGE
Fuente: LOS INVESTIGADORES (2010)
Fuente: LOS INVESTIGADORES (2010)
FIG. Nº 3 BANCO DE BATERIA
FIG. Nº 4 PLACA
Fuente: LOS INVESTIGADORES (2010)FIG. Nº 5 ARREGLOS DE TRANSMISORES
![Tesis Jose Oscar Cordoba [corregida]](https://img.pdfslide.tips/doc/110x75/62cad44cdccaf842610bcdef/tesis-jose-oscar-cordoba-corregida.jpg)
