K-353_Automatización de Pozos y Macollas de Producción

PDVSA N° TíTULO

REV. FECHA DESCRIPCIÓN PAG. REV. APROB. APROB.

APROB. FECHAAPROB.FECHA

VOLUMEN 9--II

E PDVSA, 2005

K--353 AUTOMATIZACIÓN DE POZOS Y MACOLLAS DEPRODUCCION

Emisión Original

Norma Vivas Abel MárquezAGO.12 AGO.12

ESPECIFICACIÓN DE INGENIERÍA

AGO.12 M.T.0 50 N.V. A.M.

MANUAL DE INGENIERÍA DE DISEÑO

ESPECIALISTAS

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AUTOMATIZACIÓN DE POZOSY MACOLLAS DE PRODUCCIÓN

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“La información contenida en este documento es propiedad de Petróleos de

Venezuela, S.A. Está prohibido su uso y reproducción total o parcial, así como

su almacenamiento en algún sistema o transmisión por algún medio

(electrónico,mecánico, gráfico, grabado, registrado o cualquier otra forma) sin

la autorización por escrito de su propietario. Todos los derechos están

reservados. Ante cualquier violación a esta disposición, el propietario se

reserva las acciones civiles y penales a que haya lugar contra los infractores.”

“Las Normas Técnicas son de obligatorio cumplimiento en todas las

organizaciones técnicas como parte del Control Interno de PDVSA para

salvaguardar sus recursos, verificar la exactitud y veracidad de la información,

promover la eficiencia, economía y calidad en sus operaciones, estimular la

observancia de las políticas prescritas y lograr el cumplimiento de su misión,

objetivos y metas, es un deber la participación de todos en el ejercicio de la

función contralora, apoyada por la Ley Orgánica de la Contraloría General

de la República y Sistema Nacional de Control Fiscal, Artículos 35--41”.

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Índice1 OBJETIVO 5. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

2 ALCANCE 5. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

3 REFERENCIAS 5. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.1 Petróleos de Venezuela S.A. (PDVSA) 5. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.2 Institute of Electrical and Electronics Engineers (IEEE) 6. . . . . . . . . . . . . . .3.3 International Electrotechnical Commission (IEC) 6. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

4 DEFINICIONES 6. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .4.1 Arquitectura 6. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .4.2 Automatización 6. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .4.3 Balancín 6. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .4.4 Cabezal 7. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .4.5 Casing 7. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .4.6 Celda de Carga 7. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .4.7 Control 7. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .4.8 Diluente 7. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .4.9 Gas de Levantamiento (Gas Lift) 7. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .4.10 Highway Addressable Remote Transducer (HART®) 7. . . . . . . . . . . . . . . . .4.11 Instrumento 7. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .4.12 Línea de Producción 7. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .4.13 Macolla (Cluster) 7. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .4.14 Macolla Subacuática 8. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .4.15 Macolla de Superficie 8. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .4.16 Modbus® 8. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .4.17 Múltiple de Levantamiento con Gas 8. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .4.18 Perforación Direccional 8. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .4.19 Plantillas 8. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .4.20 Pozo de Superficie 8. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .4.21 Pozo Subacuático 8. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .4.22 Presión de Fondo Fluyente (PWF, Pressure of Well Flowing) 8. . . . . . . . . .4.23 Sarta de Varillas 8. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .4.24 Supervisory Control And Data Acquisition (SCADA) 9. . . . . . . . . . . . . . . . . .4.25 Supervisión 9. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .4.26 Temperatura de Fondo Fluyente (TWF, Temperature of Well Flowing) 9. .4.27 Tubo de Educción 9. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .4.28 Tubo Venturi 9. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .4.29 Variador de Frecuencia 9. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .4.30 Yacimiento de Hidrocarburo 9. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

5 ABREVIATURAS 9. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

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6 REQUERIMIENTOS GENERALES 10. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .6.1 Técnicos 10. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .6.2 De Instalación 16. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .6.3 Protección Física 17. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .6.4 Interfaz Gráfica 18. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

7 ARQUITECTURA PARA AUTOMATIZACIÓNDE POZOS / MACOLLAS DE PRODUCCIÓN 18. . . . . . . . . . . . . . . . . .

8 AUTOMATIZACION POZOS DE FLUJO NATURAL 19. . . . . . . . . . . .8.1 Arquitectura Particular 19. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .8.2 Variables de Medición y Control 20. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .8.3 Arreglo e Instalación Particular 21. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .8.4 Tecnología 21. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

9 AUTOMATIZACIÓN DE POZOS POR LEVANTAMIENTODE GAS (GAS LIFT) 22. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .9.1 General 22. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .9.2 Automatización de Pozos por Levantamiento de Gas a Nivel del Múltiple (MLAG)

229.3 Automatización Pozo por Levantamiento de Gas a Nivel de Cabezal de Pozo . . .

27

10 AUTOMATIZACIÓN POZOS POR BOMBEO MECÁNICOCONVENCIONAL 31. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .10.1 Arquitectura Particular 31. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .10.2 Variables de Medición y Control 31. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .10.3 Tecnología 34. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

11 AUTOMATIZACIÓN POZOS BOMBEO MECANICODE CARRERA LARGA 35. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .11.1 Arquitectura Particular 35. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .11.2 Variables de Medición y Control 35. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .11.3 Tecnología 37. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

12 AUTOMATIZACION POZOSCON BOMBA ELECTROSUMERGIBLE 38. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .12.1 Arquitectura Particular 38. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .12.2 Variables de Medición y Control 38. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .12.3 Tecnología 41. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

13 AUTOMATIZACION POZOSCON BOMBA CAVIDAD PROGRESIVA 41. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .13.1 Arquitectura Particular 41. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .13.2 Variables de Medición y Control 42. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .13.3 Tecnología 44. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

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14 AUTOMATIZACIÓN DE MACOLLAS DE PRODUCCION 45. . . . . . . .14.7 Arquitectura Particular 46. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .14.8 Variables de Medición y Control 47. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .14.9 Tecnología 50. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

15 APLICACIONES AVANZADAS 50. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

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1 OBJETIVOEstablecer los requerimientos técnicos mínimos que se deben cumplir en losSistemas para la Automatización de Pozos y Macollas Superficiales deproducción en PDVSA, filiales y empresas mixtas.

2 ALCANCEEsta norma establece las especificaciones y los requisitos que se deben cumpliren PDVSA, filiales y empresas mixtas para la automatización de los pozos deproducción de crudo y gas, tanto en pozos individuales como en macollas,tomando en consideración las tecnologías actuales de producción, lascondiciones mínimas de disponibilidad, seguridad, funcionalidad, operabilidad,confiabilidad, mantenibilidad y protección física de las instalaciones.

Esta norma cubre los componentes físicos (hardware), los programas,configuraciones, cálculos y procesamiento (software) de los sistemas instaladoslocalmente en los pozos, así como los requerimientos y elementos operacionalesa ser configurados para la base de datos e interfaz humano--máquina del sistemade supervisión SCADA.

Este documento no cubre los sistemas para la automatización de pozos ymacollas subacuáticas de producción.

Este documento no cubre el proceso de fabricación omanufactura de los equipos,dispositivos, ni otros accesorios del sistema de automatización de los pozos ymacollas de producción.

3 REFERENCIASLas siguientes normas y códigos contienen disposiciones que al ser citadas,constituyen requisitos de esta Norma PDVSA. Para aquellas normas referidas sinaño de publicación será utilizada la última versión publicada.

3.1 Petróleos de Venezuela S.A. (PDVSA)K--300 Lineamientos Generales de Instrumentación, Automatización y Control.

K--301 Pressure Instrumentation.

K--302 Flow Instrumentation.

K--304 Temperature Measurement Criteria.

K--307 Electronic and Pneumatic Instrumentation.

K--309 Sistemas SCADA.

K--332 Control Valves.

K--333 Valve Actuators.

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K--334 Instrumentation Electrical Requirements.

K--336 Sistemas Instrumentados de Seguridad: Seguridad Funcional para losProcesos Industriales.

K--350 Diseño e Implantacion de Sistemas de Deteccion de Intrusos.

K--360 Programmable Logic Controllers.

K--362 Redes Digitales para Control de Procesos Industriales.

K--363 Sistemas Instrumentados de Fuego y Gas.

N--201 Obras Eléctricas.

N--202 Requisitos Eléctricos para Clasificación de Áreas.

N--253 Technical Specification for Uninterruptible Power Systems (UPS) (IECStandard).

90619.1.055 Equipo UPS.

90622.1.002 Protección Física de los Activos Tangibles de PDVSA, Negocios yFiliales.

3.2 Institute of Electrical and Electronics Engineers (IEEE)1100 Sistema de Alimentación Eléctrica y Puesta a Tierra para EquiposElectrónicos.

1692 Protección de Instalación de Comunicación Contra Efecto de Rayo.

3.3 International Electrotechnical Commission (IEC)61131--3 Estandarización en la Programacion del Control Industrial.

4 DEFINICIONES

4.1 ArquitecturaEs la forma de construcción/conformación de una infraestructura, en este caso deautomatización.

4.2 AutomatizaciónEs el uso de sistemas o elementos computarizados y electromecánicos paracontrolar maquinarias y/o procesos industriales sustituyendo a operadoreshumanos.

4.3 BalancínEs la unidad de superficie encargada de impartir el movimiento reciprocante(ascendente y descendente) a la bomba de pistón ubicada a una ciertaprofundidad en el subsuelo.

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4.4 CabezalEs el conjunto de válvulas ubicadas en la superficie, que conectan el espacioanular, la tubería de producción y tubería de inyección de un pozo con el exterior.

4.5 CasingEs la estructura o revestimiento que cubre las paredes desnuda del hoyo del pozoy sirve para evitar su colapso.

4.6 Celda de CargaEs el dispositivo que se utiliza para convertir una presión en señal eléctrica. En elcaso particular de automatización de pozo, se usa para medir el peso o fuerzasejercidas sobre la sarta de cabillas en el método de bombeo mecánico, con el finde detectar la condición operacional del pozo y de la bomba de pistón.

4.7 ControlEs el conjunto de acciones que se toman sobre un proceso, con o sin intervencióndel hombre, para lograr que dicho proceso opere dentro de un rango deseado.

4.8 DiluenteEs un líquido de viscosidad tal, que se utiliza para disminuir la viscosidad de otromás viscoso.

4.9 Gas de Levantamiento (Gas Lift)Es el método de recuperación secundaria mediante inyección de gas que permitareducir el peso de columna de líquido en la tubería de producción, lo cual permiteque la presión remanente en el yacimiento, sea capaz de impulsar el fluido deproducción hasta la superficie.

4.10 Highway Addressable Remote Transducer (HART®)Es el protocolo utilizado para comunicación en tiempo real entre instrumentos.

4.11 InstrumentoEs el dispositivo que mide o manipula variables de un proceso.

4.12 Línea de ProducciónEs la tubería a través de la cuál se conduce y extrae el hidrocarburo desde elyacimiento hacia la superficie.

4.13 Macolla (Cluster)Es una agrupación de pozos alineados en una locación para optimizar laperforación y facilitar las tareas de producción.

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4.14 Macolla SubacuáticaEs la macolla sumergida en el agua.

4.15 Macolla de SuperficieEs la macolla no sumergida en el agua o en tierra firme.

4.16 Modbus®

Es el protocolo de comunicaciones (estándar de facto) situado en el nivel 7 delmodelo OSI, basado en la arquitectura maestro/esclavo.

4.17 Múltiple de Levantamiento con GasEs la estructura en donde se hace la distribución del gas de levantamiento hacialos pozos o de diluente hacia los pozos.

4.18 Perforación DireccionalEs el método de perforación de pozo que permite dirigir un pozo a través de unatrayectoria predeterminada, para interceptar un objetivo designado en elsubsuelo.

4.19 PlantillasEs el formato o estructura estandarizada para representar o mostrar ciertos tiposde datos. Ejemplo de plantillas son: carátulas de controlador, formato de reporte,formato de solicitud de información, entre otros.

4.20 Pozo de SuperficieEs el pozo de producción con su cabezal de pozo fuera del agua o en tierra firme.

4.21 Pozo SubacuáticoEs el pozo de producción con su cabezal de pozo sumergido en el agua.

4.22 Presión de Fondo Fluyente (PWF, Pressure of Well Flowing)Es la presiónmedida cerca de la zona de succión o de entrada de fluido a la tuberíade producción (“tubingg”), generalmente en una región cercana a la zona“cañoneada” de la tubería revestidora (“casing”).

4.23 Sarta de VarillasEs el conjunto de varillas unidas entre sí y usada para transmitir el movimientogiratorio o desplazamiento lineal generado en la superficie hasta la bombaubicada a cierta profundidad del fondo del pozo.

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4.24 Supervisory Control And Data Acquisition (SCADA)Es el sistema de Control de Supervisión y Adquisición de Datos, que permitesupervisar y controlar variables de proceso a distancia.

4.25 SupervisiónEs la observación y registro regular de actividades

4.26 Temperatura de Fondo Fluyente (TWF, Temperature of WellFlowing)Es la temperatura medida cerca de la zona de succión o de entrada de fluido a latubería de producción (“tubing”), generalmente en una región cercana a la zona“cañoneada” de la tubería revestidora (“casing”).

4.27 Tubo de EducciónVer definición de “Línea de Producción” punto 4.12.

4.28 Tubo VenturiEs el instrumento cuya operación consiste en que un fluido en movimiento dentrode un conducto cerrado disminuye su presión al aumentar la velocidad despuésde pasar por una zona de sección menor.

4.29 Variador de FrecuenciaEs un sistema para el control de la velocidad rotacional de un motor de corrientealterna (AC) por medio del control de la frecuencia de alimentación suministradaal motor.

4.30 Yacimiento de HidrocarburoEs la acumulación natural de hidrocarburos en el subsuelo, contenidos en rocasporosas o fracturadas.

5 ABREVIATURASBMC: Bombeo Mecánico Convencional.

BCP: Bomba de Cavidad Progresiva.

BES: Bomba Electro--sumergible.

E/S: Entrada / Salidas

IHM: Siglas de Interfaz Humano -- Máquina.

LAG: Levantamiento artificial por gas. Ver definición de “Gas Lift” punto 4.9.

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PC: Computador Personal (por sus siglas en inglés: Personal Computer ).

PCP: Siglas de la Organización de “Protección y Control de Pérdidas”.

PDA: Asistente Digital Personal, también denominado computador de bolsillo ode mano (por sus siglas en inglés: Personal Digital Assistant).

PLC: Controlador Lógico Programable (por sus siglas en inglés: ProgrammableLogic Controller).

RTD: Detectores de temperatura resistivos. Son sensores de temperaturabasados en la variación de la resistencia de un conductor con la temperatura (porsus siglas en inglés: Resistance Temperature Detector).

UPS: Sistema Ininterrumplible de Potencia (por sus siglas en inglés:Uninterruptible Power Systems).

WT: Celda de Carga.

ZT: Transmisor de Posición.

6 REQUERIMIENTOS GENERALESLa instrumentación debe cumplir con la norma técnica PDVSA K--300.

6.1 Técnicos

6.1.1 Controlador de Proceso

a. Adicionalmente a lo establecido en la norma técnica PDVSA K--360, lascaracterísticas funcionales y técnicasmínimas que debe tener el Controlador son:

1. Adquisición de las señales de las variables del proceso indicadas en lasrespectivas tablas, de acuerdo al tipo de pozo.

2. Lazos de control abiertos y cerrados tanto analógicos como discretos.

3. Supervisión de señal de retorno de respuesta a acción de control, tanto deseñal de tipo analógico como discreta.

4. Ejecutar aplicaciones de control, caracterización de señal, cálculos ytotalizaciones de flujo, almacenamiento de datos, rampa de arranque depozo, detección de fugas, diagnóstico de instrumentación, control deacceso, aplicaciones especializadas, entre otros.

5. Configuración remota (cuando aplique).

6. Adquisición de data asociada a los parámetros de calibración, configuracióny diagnóstico de la instrumentación de campo (sensores y elementos finalesde control).

7. La herramienta de programación deberá cumplir con la norma IEC 61131--3.

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8. Poseer al menos dos puertos de comunicación que cumpla con la normaPDVSA K--309.

9. Acceso protegido para configuración por contraseña y usuario(preferiblemente).

10. Poseer la flexibilidad de programación en bloques desarrollados enlenguajes estructurado de alto nivel o facilidad para integración conaplicaciones compiladas por medio de programas matemáticos.

11. Registro de alarmas, análisis de tendencias históricas, impresión dereportes y visualización gráfica de las condiciones actuales del proceso.

12. El sistema operativo debe estar basado en Software Libre con estándaresabiertos.

b. En los casos de múltiples de levantamiento artificial por gas (gas lift), macollas deproducción y otras aplicaciones que lo justifiquen, para las señales y funciones devigilancia y protección física se utilizará un controlador independiente delcontrolador de proceso.

c. En el controlador de vigilancia y seguridad residirán las aplicaciones de control deacceso a la instalación, control de acceso al controlador de vigilancia y seguridad,detección de hurtos de instrumentos, almacenamiento de imágenes y video devigilancia.

6.1.2 Comunicación de los Controladores con el SCADA

a. Esta función se encarga de establecer las comunicaciones bidireccionales con elSCADA.

b. La arquitectura está orientada hacia la supervisión, control, configuración ydiagnóstico remoto como modo de operación normal y en caso de contingencia,hacia la operación local.

c. La comunicación de los controaldores con el SCADA debe cumplir con la InterfazHumano--Máquina indicada en la norma técnica PDVSA K--309.

6.1.3 Interfaz Humano--Máquina (IHM)

a. Las IHM deben tener, como mínimo, las siguientes características:

Esta interfaz debe permitir mediante despliegues dinámicos, realizar las funcionesde ejecución de comandos, supervisión y monitoreo de las condiciones deoperación de los diferentes procesos involucrados en el pozo, múltiple o macolla,así como el control local de lazos de control y el establecimiento o modificaciónde puntos de ajustes de los lazos de control.

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1. Para la función de supervisión y control local del pozo o macolla se debeutilizar una interfaz humano máquina ((IHM) portátil, PDA o similar). La IHMse puede conectar al sistema, a través de un puerto de comunicaciones conel (los) Controlador(es) o a través del bus de integración. Esta interfazpermitirá mediante despliegues dinámicos, realizar las funciones deejecución de comandos, supervisión y monitoreo de las condiciones deoperación de los diferentes procesos involucrados en el pozo o macolla, asícomo el control local de lazos de control y el establecimiento o modificaciónde puntos de ajustes de los lazos de control.

2. Como mínimo debe tener un despliegue alfanumérico de dos (2) líneas yteclado funcional o alfanumérico que satisfaga los requerimientosoperacionales de la aplicación.

3. Debe poseer características para permitir lo siguiente:

-- Introducción de contraseña e identificación del usuario, la cual debe serregistrada, validada localmente y/o transmitida al SCADA o algún servidorde dominio validación, para permitir la activación de la función desupervisión y control local. Deben existir al menos dos niveles de acceso:

• Nivel 1: permitirá solo supervisión y control de los parámetrosoperacionales y selección de modo de operación local o remoto.

• Nivel 2: permitirá supervisión de todos los parámetros y acceso a laconfiguración y modificación de las aplicaciones (mantenedor).

-- Supervisión local de los parámetros principales de diagnóstico delcontrolador y las comunicaciones de todo el sistema.

-- Ejecución de comandos para la modificación de los parámetros de control,cuando el controlador de procesos opere en modo local.

-- Recolección y almacenamiento de la data local en la unidad dealmacenamiento del IHM portátil.

-- Generación local de reportes electrónicos con valores instantáneos yacumulados en el controlador.

b. Se debe evitar en lo posible, el uso de IHM digital tipo consola--teclado para cadacontrolador o gabinete de control. En su lugar se debe considerar el uso de unasola IHM centralizada, instalada dentro de la caseta de control o en gabinete aprueba de intemperie y apropiado para la clasificación del área, para acceder alas funciones de monitoreo y control de todos los equipos de la instalación.

c. Para la IHM centralizada se debe usar la norma PDVSA K--309.

d. En los pozos individuales se puede considerar el uso de IHM removible paraacceder a las funciones de monitoreo, control y recolección de datos y registroshistóricos de todos los equipos del pozo, en lugar de IHM instalado en formapermanente e individual para cada controlador o aplicación.

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e. La portátil deben cumplir, como mínimo, los siguientes requerimientos:

-- Tener un despliegue alfanumérico de, al menos, dos (2) líneas.-- Despliegue visualizable bajo la luz solar.-- Teclado funcional o alfanumérico que satisfaga los requerimientosoperacionales de la aplicación.

-- Construcción robusta y portátil.-- Conexión mediante cable o en forma inalámbrica.-- A prueba de intemperie y polvo.-- Seguridad Intrínseca.-- Resistente a caídas de hasta 150 centímetros de altura.-- Batería de larga duración recargable.

6.1.4 Supervisión, Control y Configuracion Remota

a. La supervisión remota del pozo omacolla, para efectos de operación y diagnóstico(tanto del pozo como de su sistema de automatización) se realizará a través delsistema SCADA.

b. La supervisión, control y configuración remota debe ser capaz de realizar:

-- Supervisión y manipulación remota de los parámetros operacionales desubsuelo y/o superficie con una frecuencia no mayor a una vez cada cinco (5)minutos o bajo demanda del operador para los parámetros críticos, con elpropósito de detectar desviaciones operacionales y permitir la optimización delproceso de producción del pozo.

-- Supervisión y control mediante despliegues que presenten múltiples plantillascon campos alfa--numéricos y/o gráficos, con capacidad de obtener el detallede operación y configuración de un determinado dato, parámetro, entre otros.

-- Ejecución de comandos de control.-- Control de acceso de usuarios a la función de supervisión remota.-- Activación de ejecución, supervisión y seguimiento remoto de aplicacionesespecializadas.

-- Generación de reportes.-- Sumario e histórico de alarmas donde se muestre la hora de aparición de laalarma y su estado actual, nombre y apellido del operador que la reconoció consu fecha (dd/mm/aa) y hora.

-- Histórico de eventos donde se muestre la hora y fecha (dd/mm/aa) de cadaacción ejecutada por el operador, así como el nombre y apellido del usuario.

6.1.5 Optimización de Producción

Para optimizar la producción de los pozos se debe realizar un modelaje deproceso de los métodos de levantamiento para determinar la estrategia de controlmás adecuada que aplique para dichos pozos.

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6.1.6 Instrumentacion de Campo

a. El diseño y selección de la instrumentación de flujo, temperatura y presión debecumplir con normas PDVSA K--301, PDVSA K--302, PDVSA K--304 y PDVSAK--307, seleccionado de tal forma que se garantice que el valor promedio de lavariable de operación se encuentre cercana a la mitad del rango del instrumentoy que el valor máximo de la variable de operación no sobrepase el 80% del límitemáximo del rango (URL, “Upper Range Limit”) del instrumento.

b. En los sitios en donde normalmente no existe disponibilidad de alimentacióneléctrica, tales como en los pozos de flujo natural, se recomienda el uso deinstrumentación de bajo consumo, alimentado por medio de batería interna detamaño y voltaje estándar, o uso de generación alternativa de electricidad local.

c. Para la automatización de pozos y macolla de producción sólo se permite el usode instrumentación analógica neumática de 3--15 psi, electrónica de 4--20 mA yseñales digitales HART®, Modbus® y Ethernet/IP.

d. En caso de usar instrumentación inalámbrica, se debe cumplir lo establecido enla norma técnica PDVSA K--362.

e. En los lugares en donde no hay disponibilidad de fluido neumático parainstrumentos, la instrumentación a usar no debe ser de tipo neumático, incluyendolos actuadores de las válvulas de control. En los casos en donde tampoco secuenta con disponibilidad de energía eléctrica y es necesario el uso de elementosde alto consumo, se debe usar un sistema de generación eléctrica basado enpaneles solares u otros medios de generación alternativa de electricidad local.

f. Los actuadores eléctricos de las válvulas de control deben cumplir con la normatécnica PDVSA K--333, así como con las siguientes características específicas:

1. Régimen de operación continua (100% duty cycle).

2. Voltaje de alimentación: 120 Vac, 60 Hz ó 24 Vdc para la alimentación delmotor, y 24 Vdc para la alimentación de la electrónica de control.

3. Consumo máximo de corriente (electrónica): 1,5 Amp @ 24 Vdc,indiferentemente del estado del actuador (detenido o en movimiento) o delos lazos de control y realimentación de posición.

4. Deben ser suministrados con transmisor de posición para indicar elporcentaje de apertura de la válvula.

5. La señal de control y la señal de realimentación de posición deben ser en4--20 mA ó 1--5 Vdc.

6. Si se especifica comunicación con protocolo HART®, el protocolo debecumplir con las especificaciones de la “HART®”, y soportar todos loscomandos establecidos por dicho organismo.

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7. El actuador debe ir a la posición de falla segura en los siguientes casos:

-- Pérdida de alimentación eléctrica.-- Apertura del lazo de control o realimentación de posición (corriente de 0mA).

8. La instrumentación del actuador debe poseer inmunidad a la interferenciacausada por campos electromagnéticos (EMI) y por radiofrecuencia (RFI).Particularmente, deben ser inmunes a falsas operaciones en presencia deradios portátiles o cualquier otra fuente generadora de radiofrecuencia.Asimismo, se debe incorporar en el diseño del actuador, las proteccionescontra transitorias eléctricas.

9. Los instrumentos del actuador deben mantener los valores configurados almomento de la calibración en caso de:

-- Pérdida de la alimentación eléctrica.-- Apertura del lazo de control, medición o realimentación de posición(corriente de 0 mA).

10. La válvula de control debe cumplir con la norma técnica PDVSA K--332 y serdimensionada apropiadamente para cada aplicación.

11. Para la medición de temperatura se usará sensor RTD de montaje remototipo Pt 100 caracterizado de acuerdo a la aplicación y precisión requerida.

12. En pozos nuevos, las variables de subsuelo deben ser medidas en el fondo.Dichas variables pueden ser inferidas en pozos existentes a través de unaaplicación de software en caso de no contar con los elementos de medicióna nivel de fondo en el pozo.

13. Los sensores de subsuelo serán instalados según requerimientosoperacionales y/o de la Organización Responsable de la Gestión delYacimiento.

6.1.7 Alimentación Eléctrica

a. La alimentación eléctrica para el sistema de automatización se debe diseñar einstalar de acuerdo a la norma IEEE 1100.

b. Disponibilidad

La disponibilidad de la alimentación eléctrica a los instrumentos de los pozos debeser apropiada para los requerimientos operacionales del pozo.

c. Tipo de Respaldo

1. Solamente será respaldada la alimentación eléctrica de 24 Vdc del sistemade automatización (control, supervisión, telemetría, instrumentos) yprotección física del pozo o macolla.

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2. En donde sea requerido, el tipo de respaldo de alimentación eléctrica debeser del tipo ininterrumpido con tiempo permisible de transferencia de cero (0)milisegundos (on line UPS).

3. Comomedio de respaldo se puede usar una segunda fuente de alimentacióno baterías, y en aquellos casos en donde lamagnitud de la carga lo justifique,en conjunto con generador eléctrico.

d. Autonomía de Respaldo

La autonomía del suministro de alimentación de respaldo se debe definir segúnla importancia o criticidad de la instalación, siendo la autonomía mínimarecomendada de 4 horas.

e. Tipo de batería

El diseño, selección e instalación de las baterías se debe realizar de acuerdo a lasnormas técnicas PDVSA N--253 y PDVSA 90619.1.055.

6.1.8 Sistema de Puesta a Tierra

El sistema de puesta a tierra se debe diseñar e instalar de acuerdo a las normastécnicas PDVSA K--334, PDVSA N--201 e IEEE 1100.

6.1.9 Sistema de Protección Contra Descargas Atmosféricas

El sistema de protección contra descargas atmosféricas se debe diseñar einstalar de acuerdo a la norma IEEE 1692.

6.1.10 Sistema Ininterrumplible de Potencia (UPS)

El sistema UPS se debe diseñar e instalar de acuerdo a las normas técnicasPDVSA N--253, PDVSA 90619.1.055 y PDVSA N--201.

6.2 De Instalación

6.2.1 En el diseño de la instalación de la infraestructura de automatización de pozos sedebe considerar los requerimientos de desmantelamiento de la infraestructura ydespeje del área alrededor del pozo, para poder instalar la cabria y los equiposasociados, para la realización del mantenimiento al pozo.

6.2.2 En caso de requerir erección de infraestructura permanente, tales como caseta,gabinetes o soportes, se debe tomar en cuenta el distanciamiento y protecciónrequerida para permitir las labores seguras y eficientes de mantenimiento yservicios al pozo. Se recomienda una distanciamínima de separación de 30mconrespecto al pozo.

6.2.3 Se recomienda tomar en consideración el diseño de canalizaciones eléctricas ymétodos de instalación que faciliten la conexión y desconexión de losinstrumentos, en caso de ser requeridos.

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6.2.4 Las canalizaciones eléctricas deben ser subterráneas y robustas para soportar elpeso de los camiones y equipos usados para el mantenimiento de los pozos (verla norma PDVSA N--201).

6.2.5 Las conexiones eléctricas se deben realizar en regletas de conexiones ubicadasdentro de cajas bien identificadas, robustas e instaladas a nivel del terreno oparedes de la fosa del pozo.

6.2.6 Se deben usar métodos de anclaje de los cables para evitar su extracción y hurto.

6.2.7 Se deben usar soldaduras en lugar de pernos y tornillos para la sujeción einstalación de los equipos y gabinetes para dificultar su extracción y hurto.

6.2.8 Se debe minimizar el uso de cables, tanto para la transmisión de señales comopara la alimentación eléctrica de los equipos, mediante el uso de instrumentacióninalámbrica y alimentación eléctrica por batería interna cuando sea posible. Lareducción del uso de cables y requerimientos de alimentación eléctrica externareduce no solamente los componentes susceptibles a hurtos, sino que tambiénminimiza los puntos de falla y costo de la instalación.

6.2.9 El cableado eléctrico de la instrumentación instalada sobre las tuberías o cabezaldel pozo, se debe realizar mediante cables flexibles y sellos apropiadosrequeridos por la clasificación eléctrica de área en el pozo (ver norma técnicaPDVSA N--202).

6.2.10 Los gabinetes de control de pozos o macollas en tierra, en los casos que se usen,se deben instalar a una distancia de separación mínima del pozo y deben estardebidamente protegidos con pilotes o barreras para evitar su daño por colisión devehículo.

6.2.11 Se debe tener en cuenta el drenaje apropiado del terreno y evitar acumulación deagua en el terreno donde se ubican los gabinetes de control.

6.3 Protección FísicaUno de los mayores problemas de los sistemas de automatización eninfraestructuras de producción es el vandalismo y robo que sufren losinstrumentos, cables y accesorios, provocando la salida de servicio de equipos,sistemas y en algunos casos provocando la parada de producción del pozo.

6.3.1 Los requerimientos de protección recomendados por la OrganizaciónResponsable de Protección y Control de Pérdidas de PDVSA para los pozos ymacollas de producción están definidas en las normas técnicas PDVSA K--350 yPDVSA 90622.1.002.

6.3.2 Se recomienda uso de métodos de camuflaje para esconder y disimular lapresencia de instrumentación y cables en el pozo.

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6.3.3 Adicionalmente se debe evaluar el uso de instrumentos y accesorios construidoscon materiales no reciclables y de bajo valor económico.

6.4 Interfaz Gráfica

Se deben usar los criterios indicados en la norma técnica PDVSA K--309.

7 ARQUITECTURA PARA AUTOMATIZACIÓN DE POZOS /MACOLLAS DE PRODUCCIÓN

7.1 La Figura 1 muestra la arquitectura general que se debe aplicar en laautomatización de pozos y macollas de producción.

Fig 1. ARQUITECTURA GENERAL PARA LA AUTOMATIZACIÓN DE POZOS YMACOLLAS DE PRODUCCIÓN

CONTROLADORSEGURIDAD

FÍSICA

CONTROLADORSIS

CONTROL SIST.LEVANTAMIENTO

(Nota 1)(Nota 2)

(Nota 1)(Nota 2)

(Nota 1)(Nota 2)

IHM

Enlace radial,fibra o cablecon SCADA

Controladorde Proceso

Red integración Supervisoria

Sensores o elementos finales decontrol en superficie

SensoresdeFondo

Sensores oelementos finales decontrol en superficie

SCADA

CONTROL

Normas PDVSA

K--360 y sección 6de este documento

K--301K--302K--304K--307K--332K--333K--336K--350K--362K--363K--360

NOTA 1: Para las E/S aplica loilustrado para el ControladorPrincipal y PDVSA K--362

NOTA 2: Los controladores pueden serindependientesoserpartedelControladordeProceso, dependiendo del requerimiento dela instalación

K--309

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7.2 La arquitectura está compuesta por elementos modulares con funcionesespecializadas de control, interfaz de entradas y salidas, interfaz decomunicación, sensores y elementos finales de control. El Controlador deProcesocoordina las funciones de adquisición de datos de las variables del proceso,ejecuta acciones de control sobre las variables manipuladas y las funciones decomunicación con el SCADA, a través de una interfaz de comunicación.

7.3 En caso de utilizar módulos de control independientes o externos al controladorde proceso, los módulos deben tener la capacidad de comunicarse entre sí, conel controlador de proceso y la interfaz de comunicación con el SCADA.

8 AUTOMATIZACION POZOS DE FLUJO NATURAL

8.1 Arquitectura Particular

8.1.1 La Figura 2 muestra la arquitectura particular que se debe aplicar en laautomatización de pozos de flujo natural.

Fig 2. ARQUITECTURA PARTICULAR PARA LA AUTOMATIZACIÓN DE POZOS DEFLUJO NATURAL

IHMEnlace radial, fibra ocable con el Sistema

SCADA


Sensores o elementos finalesde control en superficie(Sobre Arbolito del Pozo)

SCADA

CONTROL

Normas PDVSA

K--301K--302K--304K--307K--332K--333K--336K--350K--362K--363K--360


K--309

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8.1.2 Por ser un sistema con pocas variables de medición, se recomienda el uso de unsolo controlador con las funciones de protección física incluidas dentro delcontrolador de proceso.

8.2 Variables de Medición y Control

8.2.1 La Figura 3 muestra la ubicación de la instrumentación para la automatización depozos de flujo natural.

Fig 3. UBICACIÓN DE LA INSTRUMENTACIÓN PARA LA AUTOMATIZACIÓN DEPOZOS DE FLUJO NATURAL

8.2.2 Para la automatización de pozos de flujo natural se deben consider las variablesde medición y control indicadas en la Tabla 1.

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TABLA 1. VARIABLES DE MEDICIÓN Y CONTROL PARA LA AUTOMATIZACIÓN DEPOZOS DE FLUJO NATURAL

TIPO DEVARIABLE MEDICIÓN CONTROL CÁLCULO OBSERVACIÓN

Presión de cabezal -- -- Requerimiento mínimoPresión de la líneade producción -- -- Requerimiento mínimo

Presión del casing oanular -- -- Requerimiento mínimo

Temperatura de lalínea de producción -- -- Requerimiento mínimo

Temperatura delcasing o anular -- -- Requerimiento mínimo

Variables deSuperficie

Flujo de producción -- -- Solo aplica en pozo degas

Superficie -- Apertura/cierre de pozo -- Opcional

Alarma de intruso -- --

Según requerimientode la Gerencia de

protección y control depérdidas

Alarma de gastóxico -- -- En los casos que

apliqueAlarma de falla desuministro principalde electricidad

-- -- Requerimiento mínimo

Variables de

Presión de fondofluyente -- --

Opcional, determinadopor la Gerencia de

yacimientosVariables deSubsuelo Temperatura de

fondo fluyente -- --Opcional, determinadopor por la Gerencia de

yacimientos

8.3 Arreglo e Instalación ParticularSe debe considerar la instalación de la instrumentación dentro de gabinetemimetizado.

8.4 TecnologíaDebido a la ausencia de energía eléctrica en la mayoría de los pozos deproducción por flujo natural, la primera opción es el uso de instrumentación de tipoinalámbrica con batería interna.

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9 AUTOMATIZACIÓN DE POZOS POR LEVANTAMIENTO DEGAS (GAS LIFT)

9.1 General

9.1.1 Para la automatización del método de levantamiento artificial por inyección degas, se tienen dos posibles soluciones:

a. Automatización a Nivel del Múltiple (MLAG)

Se usa esta opción en todos los casos que existe un múltiple de distribución degas (múltiple de levantamiento artificial por gas (gas lift)) hacia los pozos deinyección de gas.

b. Automatización a Nivel de Cabezal de Pozo

Se usa esta opción en:

1. Pozos que comparten una misma línea de suministro de gas de inyección(con o sinmúltiple) conocidos como pozos enganchados o encadenados, enlos cuales no sea factible o no se prevea en forma justificada, el tendido delíneas independientes para cada pozo.

2. Pozos que posean el suministro de gas directamente desde las plantascompresoras, sin una infraestructura similar a un múltiple de levantamientoartificial por gas (gas lift).

9.1.2 En el caso de instalaciones automatizadas previamente, es decir, automatizaciónde inyección de gas a nivel de múltiple o a nivel de pozo, se debe continuar conel esquema implantado inicialmente.

9.2 Automatización de Pozos por Levantamiento de Gas a Nivel delMúltiple (MLAG)

9.2.1 Arquitectura Particular

La Figura 4 muestra la arquitectura particular que se debe aplicar en laautomatización de pozos por levantamiento de gas a nivel del múltiple (MLAG).

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Fig 4. ARQUITECTURA PARTICULAR PARA LA AUTOMATIZACIÓN DE POZOS PORLEVANTAMIENTO DE GAS A NIVEL DEL MÚLTIPLE (MLAG)

CONTROLADORPCP

CONTROLADORSIS

(Nota 1)(Nota 2)

(Nota 1)(Nota 2)

IHM





SensoresdeFondo

Sensores o elementosfinales de control en

superficie

SCADA

CONTROL

Normas PDVSA


K--301K--302K--304K--307K--332K--333K--336K--350K--362K--363K--360

NOTA 1: Para las E/S aplica loilustrado para el ControladorPrincipal y PDVSA K--362

NOTA 2: Los controladores pueden serindependientesoserpartedelControladordeProceso, dependiendo del requerimiento dela instalación

En cada pozo

En múltiple

K--309

Enlace cableado oinalámbrico

Red control (según PDVSA K--362)

9.2.2 Variables de Medición y Control

a. En la Figura 5 se muestran las mediciones y controles típicos para laautomatización de MLAG de dos cañones.

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Fig 5. MEDICIONES Y CONTROLES TÍPICOS PARA LA AUTOMATIZACIÓN DE MLAGDE DOS CAÑONES

FI PI TI

UT

TE PCV

PC >

PT

PT

TT

FT

FC

FCV

PT

POZO

CAÑÓN A

CAÑÓN BTT

FT

POZO

FC

FCV

NOTA:Noen todos los casos existe la válvulareguladora de presión (PCV), pero semantiene el esquema de redundancia demedición de presión y temperatura en cadacañón para el cálculo de flujo hacia cada pozo

PT

b. En los casos en que se controla la presión de entrada del múltiple, se mide lapresión en cada cañón, pero para el control de presión de entrada al múltiple,normalmente se usará el valor más cercano a un valor nominal predeterminadoy en caso de falla de un transmisor, determinada por variable fuera de rango, seusará la señal del otro transmisor que está en operación, o se usará último valorde medición válido en caso de que ambos transmisores presenten falla.

c. Para el cálculo de flujo se aplica la misma lógica para la selección del valor depresión y temperatura entre los transmisores.

d. La válvula de control de flujo de inyección al pozo es una válvula de choqueajustable acoplado a un actuador eléctrico.

e. Para la medición del flujo de entrada al múltiple se puede usar un transmisormultivariable.

f. Para la inyección de gas en forma continua se usará el algoritmo de control PID.

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g. Para la inyección de gas en forma intermitente se usará un temporizador para abriry cerrar en forma cíclica la válvula a una tasa de flujo fijada por el operador.

h. Otras Variables a Medir/Controlar:

1. Retroalimentación de Posición de la Válvula de Control

-- Posición de la válvula control de presión del múltiple.-- Posición de la válvula de control de flujo de inyección de gas del pozo n.

2. Volumen Total

-- Volumen diario total del gas inyectado al pozo n.-- Volumen diario total del gas inyectado en el múltiple.

3. Variables de Control de Lazo Abierto desde el SCADA

-- Punto de ajuste (set point) del flujo de inyección a pozo.-- Punto de ajuste (set point) de presión del múltiple.

i. Para la automatización de pozos por levantamiento de gas a nivel del múltiple(MLAG), se deben consideran las variables de medición y control indicadas en laTabla 2.

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TABLA 2. VARIABLES DE MEDICIÓN Y CONTROL PARA LA AUTOMATIZACIÓN DEPOZOS POR LEVANTAMIENTO DE GAS A NIVEL DEL MÚLTIPLE (MLAG)


Presión de gas a laentrada múltiple -- -- Requerimiento

mínimoTemperatura de gas a la

entrada múltiple -- -- Requerimientomínimo

Flujo de gas a laentrada múltiple -- -- Requerimiento

mínimoPresión de gas al pozo

n -- -- Requerimientomínimo

Temperatura de gas alpozo n -- -- Requerimiento

mínimo

Flujo de gas al pozo n -- -- Requerimientomínimo

Presión de la línea deproducción -- -- Requerimiento

mínimoPosición de la válvulacontrol de presión al

múltiple-- -- Requerimiento

mínimo

Variables de

Posición de la válvulade control de flujo al

pozo-- -- Requerimiento

mínimoVariables deSuperficie

-- --Volumen totaldiario de gas al

múltiple

Requerimientomínimo


pozo n

Requerimientomínimo

-- Presión de gasal múltiple -- Requerimiento

mínimo

-- Flujo de gas alpozo -- Requerimiento

mínimoAlarma de intruso en el

múltiple -- -- Requerimientomínimo

Alarma de intruso engabinetes -- -- Requerimiento

mínimo

Alarma de gas tóxico -- -- En los casos dondeaplique

Alarma de falla DC -- -- Requerimientomínimo

Alarma de falla AC -- -- Requerimientomínimo

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TIPO DEVARIABLE OBSERVACIÓNCÁLCULOCONTROLMEDICIÓN


Opcional,determinado por la

Gerencia deyacimientos

Variables deSubsuelo

Temperatura de fondofluyente -- --



Perfil de presión ytemperatura -- --



9.2.3 Tecnología

En caso de ausencia de fluido neumático para impulsar las válvulas de control, esnecesario el uso de actuador eléctrico para acción modulante.

9.3 Automatización Pozo por Levantamiento de Gas a Nivel deCabezal de Pozo

9.3.1 Arquitectura Particular

La Figura 6 muestra la arquitectura particular que se debe aplicar en laautomatización de pozos por levantamiento de gas a nivel del cabezal del pozo.

PT FT

FC

FCV

PT

TT

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Fig 6. ARQUITECTURA PARTICULAR PARA LA AUTOMATIZACIÓN DE POZOS PORLEVANTAMIENTO DE GAS A NIVEL DE CABEZAL DE POZO


SCADA


SCADA

CONTROL

K--301K--302K--304K--307K--332K--333K--336K--350K--362K--363K--360

Normas PDVSA


SensoresdeFondo


K--309

K--360NOTA: funciones de PCP sedeben incorporar dentro delcontrolador de proceso

9.3.2 Variables de Medición y Control

a. En la Figura 7 se muestran las mediciones y controles típicos para laautomatización de pozos por levantamiento de gas a nivel del cabezal del pozo.

Fig 7. MEDICIONES Y CONTROLES TÍPICOS PARA LA AUTOMATIZACIÓN DE POZOSPOR LEVANTAMIENTO DE GAS A NIVEL DEL CABEZAL DEL POZO

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b. La automatización del proceso de levantamiento, a través del cabezal del pozo,se realiza mediante un lazo de control de flujo de inyección y medición de presióndel pozo supervisada a través del SCADA.

c. Variables Básicas de Superficie

1. Presión de cabezal.

2. Temperatura de cabezal.

3. Presión de revestimiento (casing).

4. Presión de la línea de producción.

5. Flujo de inyección (fluidos de levantamiento, recuperación, diluente).

6. Presión de inyección (fluidos de levantamiento, recuperación, diluente).

7. Temperatura de fluidos de inyección.

8. Posición de la válvula de inyección.

d. Variables de Subsuelo

1. Presión de fondo fluyente.

2. Temperatura de fondo fluyente.

3. Perfil de temperatura.

e. Control

1. El control de flujo de inyección de gas se debe realizar mediante algoritmoPI.

2. Los valores medidos y calculados deben ser almacenados en memoria parapoder ser consultados localmente mediante una interfaz humano--máquina,con las siguientes facilidades: calibración de sensores, diagnóstico dehardware, asignación de tiempo y control manual/automático del flujo degas.

f. Para la automatización de pozos por levantamiento de gas a nivel de cabezal depozo, se deben consideran las variables de medición y control indicadas en laTabla 3.

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TABLA 3. VARIABLES DE MEDICIÓN Y CONTROL PARA LA AUTOMATIZACIÓN DEPOZOS POR LEVANTAMIENTO DE GAS A NIVEL DE CABEZAL DE POZO


Presión de gas alpozo -- -- Requerimiento mínimo

Temperatura de gasal pozo -- -- Requerimiento mínimo

Flujo de gas al pozo -- -- Requerimiento mínimoPresión de la líneade producción -- -- Requerimiento mínimo


Variables dePosición válvula

control flujo al pozo -- -- Requerimiento mínimoVariables deSuperficie


pozoRequerimiento mínimo

-- Flujo de gas al pozo -- Requerimiento mínimoAlarma por falla de

sistema -- -- Requerimiento mínimo

Alarma de intruso -- -- Requerimiento mínimoAlarma de gas

tóxico -- -- Requerimiento mínimo

Alarma por falla deelectricidad -- -- Requerimiento mínimo



yacimientos


Temperatura defondo fluyente -- --


yacimientos

Perfil de presión yde temperatura -- --


yacimientos

9.3.3 Tecnología

a. En caso de ausencia de fluido neumático para impulsar las válvulas de control, esnecesario el uso de actuador eléctrico para acción modulante.

b. Se permite el uso de instrumentación inalámbrica según la aplicación, previoanálisis técnico y económico.

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10 AUTOMATIZACIÓN POZOS POR BOMBEO MECÁNICOCONVENCIONAL

10.1 Arquitectura ParticularLa Figura 8 muestra la arquitectura particular que se debe aplicar en laautomatización de pozos por bombeo mecánico convencional.

Fig 8. ARQUITECTURA PARTICULAR PARA LA AUTOMATIZACIÓN DE POZOS PORBOMBEO MECÁNICO CONVENCIONAL


SCADA


SCADA

CONTROL

K--301K--302K--304K--307K--332K--333K--336K--350K--362K--363K--360

Normas PDVSA


SensoresdeFondo


K--309

K--360NOTA: funciones de PCP sedeben incorporar dentro delcontrolador de proceso

VDF


10.2.1 En la Figura 9 se muestran las variables de medición y control para laautomatización de pozos por bombeo mecánico convencional.

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Fig 9. VARIABLES DE MEDICIÓN Y CONTROL PARA LA AUTOMATIZACIÓN DEPOZOS POR BOMBEO MECÁNICO CONVENCIONAL

FS TT PT

XT

ZT

XT

TT

PT

Posición

Tx torque

Carga

Interruptorflujo

Temperaturatubing

Presión

tubing

T fondo fluyente

P fondo fluyente

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10.2.2 Variables Básicas de Superficie

a. Temperatura de la línea de producción.

b. Presión de la línea de producción.

c. Flujo/no flujo en la línea de producción.

10.2.3 Control de Bombeo

a. El recorrido de la bomba está predeterminado por el tamaño y longitud del brazodel balancín, y la velocidad del recorrido de la bomba está determinada por la cajareductora y sistema de bielas. Normalmente tanto el recorrido como la velocidaddel recorrido de la bomba es constante y continuo.

b. Hay casos en donde se aplica el bombeo intermitente controlado mediante untemporizador. Esta técnica conocida como control de “pump off” se aplica enpozos en los cuales el volumen de extracción de fluido es mayor que el volumende reposición de fluido desde el yacimiento al pozo.

c. Otra opción es el uso de variador de frecuencia para regular la velocidad delrecorrido de la bomba y mantener una tasa de extracción de fluido igual a la dereposición. Para estos casos se usa la aplicación de diagnóstico en este tipo delevantamiento cerrando el lazo de control (Dynasim) (ver Figura 10).

Fig 10. APLICACIÓN DYNASIM EN LAZO DE CONTROL PARA OPTIMIZACIÓN DEPRODUCCIÓN

Nodalb

setpoint % +--

Net--DASControl deVelocidad

CPMVDF

Proceso

f(Hz)posición ycarga

Net--DAS(Dynasim/Net--DAS)

% Llenado

10.2.4 Variables para Carta Dinagráfica

a. Torque de motor o esfuerzo mecánico en la sarta de cabillas del balancín.

b. Posición del recorrido.

10.2.5 Variables de Subsuelo

Las variables de subsuelo pueden ser inferidas. Solo se miden en pozos de granproducción. Dichas variables son:

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a. Presión de fondo fluyente.

b. Temperatura de fondo fluyente.

10.2.6 Para la automatización de pozos por bombeo mecánico convencional, se debenconsiderar las variables de medición y control indicadas en la Tabla 4.

TABLA 4. VARIABLES DE MEDICIÓN Y CONTROL PARA LA AUTOMATIZACIÓN DEPOZOS POR BOMBEO MECÁNICO CONVENCIONAL


Presión de la líneade producción -- -- Requerimiento mínimo


Presión de casing -- -- Requerimiento mínimoPresión de cabezal -- -- Requerimiento mínimoGolpe por minuto

(spm) -- -- Requerimiento mínimo

Angulo de la viga -- -- Requerimiento mínimoCarga de la sarta -- -- Requerimiento mínimo

Variables de-- Encendido/apagado

de bombeo -- Requerimiento mínimoVariables deSuperficie

Corriente de motor -- -- Requerimiento mínimoSuperficie Potencia de motor -- -- Requerimiento mínimo

-- Ajuste de velocidad -- Requerimiento mínimo-- -- Carta dinagráfica Requerimiento mínimo

Alarma por falla desistema -- -- Requerimiento mínimo

Alarma de intruso -- -- Requerimiento mínimoAlarma por gas


Alarma por falla deelectricidad AC -- -- Requerimiento mínimo

Alarma por falla deelectricidad DC -- -- Requerimiento mínimo

Variables de




fondo fluyente -- --Opcional, determinadopor la Gerencia de

yacimientos

10.3 TecnologíaUso de Dynasim como tecnología de optimización de producción y uso deinstrumentación inalámbrica.

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11 AUTOMATIZACIÓN POZOS BOMBEO MECANICO DECARRERA LARGA

11.1 Arquitectura ParticularLa Figura 11 muestra la arquitectura particular que se debe aplicar en laautomatización de pozos por bombeo mecánico de carrera larga.

Fig 11. ARQUITECTURA PARTICULAR PARA LA AUTOMATIZACIÓN DE POZOS PORBOMBEO MECÁNICO DE CARRERA LARGA


SCADA

CONTROLADORPRINCIPAL

SCADA

CONTROL

K--301K--302K--304K--307K--332K--333K--336K--350K--362K--363K--360

Normas PDVSA


SensoresdeFondo


K--309

K--360NOTA: funciones de laOrganización de PCP sedeben incorporar dentro delcontrolador de proceso.


11.2.1 En la Figura 12 se muestran las variables de medición y control para laautomatización de pozos por bombeo mecánico de carrera larga.

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Fig 12. VARIABLES DE MEDICIÓN Y CONTROL PARA LA AUTOMATIZACIÓN DEPOZOS POR BOMBEO MECÁNICO DE CARRERA LARGA

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11.2.2 Para la automatización de pozos por bombeomecánico de carrera larga, se debenconsideran las variables de medición y control indicadas en la Tabla 5.

TABLA 5. VARIABLES DE MEDICIÓN Y CONTROL PARA LA AUTOMATIZACIÓN DEPOZOS POR BOMBEO MECÁNICO DE CARRERA LARGA




Presión de casing -- -- Requerimiento mínimoPresión de cabezal -- -- Requerimiento mínimoGolpe por minuto

(spm) -- -- Requerimiento mínimo

Posición derecorrido -- -- Requerimiento mínimo

Carga de la sarta -- -- Requerimiento mínimo

Variables de-- Encendido/apagado

de bombeo -- Requerimiento mínimoVariables deSuperficie Corriente de motor -- -- Requerimiento mínimoSuperficie

Potencia de motor -- -- Requerimiento mínimo-- Ajuste de velocidad -- Requerimiento mínimo-- -- Carta dinagráfica Requerimiento mínimo






Variables de




fondo fluyente -- --Opcional, determinadopor la Gerencia de

yacimientos

11.3 Tecnología

Uso de Dynasim como tecnología de optimización de producción y uso deinstrumentación inalámbrica.

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12 AUTOMATIZACION POZOS CON BOMBAELECTROSUMERGIBLE

12.1 Arquitectura ParticularLa Figura 13 muestra la arquitectura particular que se debe aplicar en laautomatización de pozos con bomba electrosumergible.

Fig 13. ARQUITECTURA PARTICULAR PARA LA AUTOMATIZACIÓN DE POZOS CONBOMBA ELECTROSUMERGIBLE

CONTROLADORSIS

CONTROL SIST.LEVANTAMIENTO

(Nota 1) (Nota 1)(Nota 2)

IHM





SensoresdeFondo


CONTROL

Normas PDVSA


K--301K--302K--304K--307K--332K--333K--336K--350K--362K--363K--360

NOTA1:Para las E/S aplica lo ilustrado parael Controlador Principal y PDVSA K--362.

NOTA 2: Control por VDF, arranque directo uotra tecnología.

(Nota 3)

K--309

NOTA3:Dependerádel tipodecontrol queseejerza sobre el sistema de levantamiento.

SCADA


12.2.1 En la Figura 14 se muestran las variables de medición y control para laautomatización de pozos con bomba electrosumergible.

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Fig 14. VARIABLES DE MEDICIÓN Y CONTROL PARA LA AUTOMATIZACIÓN DEPOZOS CON BOMBA ELECTROSUMERGIBLE

12.2.2 Para la automatización de pozos con bomba electrosumergible, se debenconsiderar las variables de medición y control indicadas en la Tabla 6.

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TABLA 6. VARIABLES DE MEDICIÓN Y CONTROL PARA LA AUTOMATIZACIÓN DEPOZOS CON BOMBA ELECTROSUMERGIBLE




Presión de casing -- -- Requerimiento mínimoVoltaje de motor -- -- Requerimiento mínimoCorriente de motor -- -- Requerimiento mínimoFrecuencia de salida -- -- Requerimiento mínimoTemperatura dearrollado de motor -- -- Requerimiento mínimo

Torque de motor -- -- Requerimiento mínimoTorque de bomba -- -- Requerimiento mínimoVelocidad de la

bombaVelocidad de la

bomba -- Requerimiento mínimo

Variables de

Estatus del variador(arrancado, parado,back spin, entre

otros)


Variables deSuperficie Historial de falla del

VFD -- -- Requerimiento mínimo

Fallas actuales delVFD -- -- Requerimiento mínimo

Relación de poleasen caja de velocidad

(VFD)-- -- Requerimiento mínimo

Encendido/apagado Encendido/apagado -- Requerimiento mínimo

-- Reposición de causade paro -- Requerimiento mínimo






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Presión de succiónde la bomba -- -- Requerimiento mínimo

Presión de descargade la bomba -- -- Requerimiento mínimo

Temperatura desucción de la bomba -- -- Requerimiento mínimo


Temperatura dedescarga de la

bomba-- -- Requerimiento mínimo

SubsueloVibración de bomba -- -- Opcional



yacimientos

Temperatura defondo fluyente -- --


yacimientos

12.3 TecnologíaConsiderar el uso de instrumentación inalámbrica.

13 AUTOMATIZACION POZOS CON BOMBA CAVIDADPROGRESIVA

13.1 Arquitectura ParticularLa Figura 15 muestra la arquitectura particular que se debe aplicar en laautomatización de pozos con bomba de cavidad progresiva.

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Fig 15. ARQUITECTURA PARTICULAR PARA LA AUTOMATIZACIÓN DE POZOS CONBOMBA DE CAVIDAD PROGRESIVA

CONTROL DEBOMBEO LOGGER

(Nota 2) (Nota 3)



RED DE CAMPO


SensoresdeFondo


Normas PDVSA


K--301K--302K--304K--307K--332K--333K--336K--350K--362K--363K--360


NOTA 2: VDF, Arrancador Directo,Estrella--Delta.

K--309

NOTA 3: El logger puede estar en elcontrolador de proceso o un equipo externo,siempre y cuando la interfaz lo soporte.

SCADA SALA DE CONTROL

IHM(LOCAL)

INTERFAZ

red de control (segúnPDVSA K--362)


13.2.1 En la Figura 16 se muestran las variables de medición y control para laautomatización de pozos con bomba de cavidad progresiva.

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Fig 16. VARIABLES DE MEDICIÓN Y CONTROL PARA LA AUTOMATIZACIÓN DEPOZOS CON BOMBA DE CAVIDAD PROGRESIVA

13.2.2 Para la automatización de pozos con bomba de cavidad progresiva, se debenconsideran las variables de medición y control indicadas en la Tabla 7.

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TABLA 7. VARIABLES DE MEDICIÓN Y CONTROL PARA LA AUTOMATIZACIÓN DEPOZOS CON BOMBA DE CAVIDAD PROGRESIVA


Presión de la línea deproducción -- -- Requerimiento mínimo

Temperatura de la líneade producción -- -- Requerimiento mínimo

Torque de motor -- -- Requerimiento mínimoTorque de bomba -- -- Requerimiento mínimoEstatus del variador(arrancado, parado,back spin, entre otros)


Historial de falla delVFD -- -- Requerimiento mínimo

Variables deFallas actuales del VFD -- -- Requerimiento mínimo

Variables deSuperficie

Relación de poleas encaja de velocidad (VFD) -- -- Requerimiento mínimo

Encendido/apagado debomba

Encendido/apagadobomba -- Requerimiento mínimo

Velocidad de bomba Velocidad de bomba -- Requerimiento mínimoAlarma por falla de

sistema -- -- Requerimiento mínimo

Alarma de intruso -- -- Requerimiento mínimoAlarma por gas tóxico -- -- Requerimiento mínimoAlarma por falla de

electricidad -- -- Requerimiento mínimo

Carga de la sarta -- -- Para futura optimizaciónde producción

Vibración de bomba -- -- OpcionalPresión entrada bomba -- -- Requerimiento mínimoTemperatura entrada

bomba -- -- Requerimiento mínimo

Presión descargabomba -- -- Requerimiento mínimo


Temperatura descargabomba -- -- Requerimiento mínimo

Presión fondo fluyente -- --Opcional, determinadopor la Gerencia de

yacimientos

Temperatura fondofluyente -- --


yacimientos

13.3 Tecnología

Considerar el uso de Variador de frecuencia (VDF) para regular la velocidad dela bomba.

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14 AUTOMATIZACIÓN DE MACOLLAS DE PRODUCCION

14.1 Las macollas son arreglos de infraestructuras de producción constituidos por lacombinación de algunos de los siguientes equipos:

a. Pozos de producción.

b. Subestación eléctrica.

c. Válvula multipuertos o múltiples de producción.

d. Bombas multifásicas.

e. Sistema de prueba de pozo.

f. Sistema Instrumentado de Seguridad (SIS) (ver norma PDVSA K--363).

g. Servicios auxiliares:

1. Inyección de químicos.

2. Inyección de diluentes y solventes.

3. Inyección de vapor.

4. Aire de instrumentos.

h. Sistema de protección física.

14.2 Es necesario considerar la macolla como un proceso o planta integrada para laextracción de hidrocarburo del subsuelo que incluye las facilidades que permiteel suministro de energía eléctrica, la prueba de pozos y el bombeo del crudo hacialas plantas de procesamiento o estaciones de flujo.

14.3 El sistema de automatización de la macolla puede estar constituido porcontroladores especializados e independientes para cada una de las funcionesparticulares de cada equipo, cuando así lo determinen las normas, aplicacioneso consideraciones de criticidad, pero se debe considerar la integración de losdatos, modularización y escalamiento de las funciones y estandarización de todoslos equipos que conforman la macolla.

14.4 Las macollas deben ser monitoreadas y operadas de forma local y/o remota porlos operadores desde sala de control y/o en sitio. Las funciones de control de lazocerrado se deben realizar en controladores ubicados en la respectiva macolla. Lainterrupción o falla de la comunicación entre la macolla y el SCADA no debeinterrumpir la continuidad operacional de los lazos de control locales. El controlremoto del operador desde la sala de control puede detener y arrancar el equipo(VDF, Arrancador, entre otros) y ajustar los puntos de ajuste de los controladores.

(Nota 2)


RED DE CAMPO


SensoresdeFondo


Normas PDVSA

K--360 ysección 6 de

este documento

K--301K--302K--304K--307K--332K--333K--336K--350K--362K--363K--360


NOTA 2: VDF, Arrancador Directo,Estrella--Delta.

K--309

NOTA 3: El logger puede estar en elcontrolador de proceso o un equipo externo,siempre y cuando la interfaz lo soporte.

SCADA SALA DE CONTROL

LOGGER OINTERFAZ

red de control (segúnPDVSA K--362)


IHM

ServiciosAuxiliares Otros

SistemaLevantamiento

RuebasPozos

BombasMultifásicas

SUb EstaciónEléctrica

Controlador SIS(donde aplique)

SistemaProtecciónFísica

NOTA 3: a Excepción del SIS loscontroladores pueden ser independientes oser parte del Controlador de Proceso,dependiendo delrequerimiento de lainstalación.

(Nota 3)

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14.5 Los controladores de la macolla: Sistema de Control de Procesos (SCP), SistemaInstrumentado de Seguridad (SIS) u otros, se deben ubicar en la caseta deequipos de la macolla. Si se interrumpen las comunicaciones con la sala decontrol, los operadores podrán supervisar y operar la macolla desde un IHM(Interfaz Humano Máquina) local.

14.6 En el cabezal de cada pozo debe existir una indicación local de la presión y latemperatura de la superficie, y las variables de fondo de cada pozo se mostraránlocalmente en lamacolla, en el equipo o panel dedicado para esa función. En casode existir un Sistema Instrumentado de Seguridad (SIS), la señal de presión dela línea de producción se debe enviar vía cableado a dicho SIS, usando uninstrumento dedicado.

14.7 Arquitectura ParticularLa Figura 17 muestra la arquitectura particular que se debe aplicar en laautomatización de macollas de producción.

Fig 17. ARQUITECTURA PARTICULAR PARA LA AUTOMATIZACIÓN DE MACOLLASDE PRODUCCIÓN

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14.8 Variables de Medición y ControlPara la automatización de macollas de producción, se deben considerar lasvariables de medición y control indicadas en la Tabla 8.

TABLA 8. VARIABLES DE MEDICIÓN Y CONTROL PARA LA AUTOMATIZACIÓN DEMACOLLAS DE PRODUCCIÓN


Variables dePozos

Ver sección de estanorma

correspondiente altipo de pozo

Ver sección de estanorma

correspondiente altipo de pozo

Ver sección deesta norma

correspondienteal tipo de pozo

--

Estado deinterruptores -- -- Requerimiento mínimo

Corriente de fases -- -- Requerimiento mínimoVariables de Voltaje de fases -- -- Requerimiento mínimoVariables deSubestación Potencia -- -- Requerimiento mínimoSEléctrica -- Apertura/cierre de

interruptores -- Requerimiento mínimo

-- -- -- Requerimiento mínimo-- -- -- --

Presión en la líneade producción -- -- --

Presión del múltiple -- -- Requerimiento mínimoPresión de salida -- -- Requerimiento mínimo

Variables de Alineación de pozo Alineación de pozo -- Requerimiento mínimoVariables deMúltiple Posición de válvula -- -- Requerimiento mínimop

Producción oVálvula

multipuertos Temperatura líneade producción -- --

Si hay mucha caída depresión entre el pozo y

el múltiple deproducción o válvula

multipuertos-- -- -- ---- -- -- --

Presión de succión -- -- Requerimiento mínimoPresión dedescarga -- -- Requerimiento mínimo

Arranque/parada Arranque/parada -- Requerimiento mínimo

Variables de-- Bajo flujo -- Requerimiento mínimo

Variables deBombas

Multifásicas-- Baja presión de

succión -- Requerimiento mínimoMultifásicas

-- Alta presión dedescarga -- Requerimiento mínimo

-- Vibración -- Requerimiento mínimo-- -- -- ---- -- -- --

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Flujo multifásico --Totalización deflujo de cada

faseLas tres fases

Alineación de pozo Alineación de pozo -- Requerimiento mínimo

-- --Tabla de

selección delpozo

--

Arena -- -- Opcional

-- Nivel en separador -- Si se usa separadorde prueba tradicional

Variables delS

Presión -- -- Si se usa separadorde prueba tradicional

Sistema deprueba de pozos Temperatura -- -- Si se usa separador

de prueba tradicionalp p

Corte de agua -- -- Si se usa separadorde prueba tradicional

Flujo de gas -- -- Si se usa separadorde prueba tradicional

-- Vaciado Conteo devaciado o golpe

Si se usa separadorde prueba tradicional

Flujo de líquido -- --

Opción alterna alcontrol de vaciado ogolpe cuando se usaseparador de prueba

tradicionalSegún

requerimientosderivados del

análisis de riesgo

Según requerimientosderivados del análisis

de riesgo-- --

Variables delSistema

Instrumentado de

Detección deincendio -- --


de riesgoInstrumentado de

Seguridad Detección de gascombustible -- --


de riesgo

Detección de gastóxico -- --


de riesgo

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Flujo dequímica/solvente/

diluente

Flujo dequímica/solvente/

diluente-- --

Presión dequímica/solvente/

diluente

Presión dequímica/solvente/

diluente-- --

Nivel del tanque dealmacenamiento

dequímica-- -- --

Arranque/parada debomba química

Arranque/parada debomba química -- --

Variables de los Flujo de vapor -- -- --Variables de losServicios Presión de vapor Presión de vapor -- --ServiciosAuxiliares Temperatura de

vapor Temperatura de vapor -- --

Calidad de vapor -- -- --Otras variables

según requerimientodel sistema de

generación de vapor

Otras variables segúnrequerimiento del

sistema de generaciónde vapor

-- --

Presión de aire deinstrumentos

Presión de aire deinstrumentos -- --

Arranque/parada delcompresor de airede instrumentos

Arranque/paradadel compresor de aire

de instrumentos-- --

Detección de intruso -- --

Según la normatécnica PDVSA

K--350, requerimientosdel análisis de riegos,estudio de protecciónfísica e informe deprotección física

Variables delSistema de

Protección FísicaVideo --

Detección deintruso porpatrones de

video

Según requerimientosdel análisis de riego,estudio de protecciónfísica e informe deprotección física

-- Acceso --

Según requerimientosdel análisis de riego,estudio de protecciónfísica e informe deprotección física

-- Alarma por hurto Ocurrencia dehurto --

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VariablesAlimentación AC -- -- --

VariablesGenerales de la Alimentación DC -- -- --Generales de la

Macolla Protección catódica(corriente y voltaje) -- -- Si estudios indican la

necesidad

14.9 Tecnología

a. Considerar el uso de instrumentación y equipo con tecnología inalámbrica.

b. Considerar el uso de medidor de flujo multifásico.

c. Considerar el uso de medidor de corte de agua.

d. Considerar el uso de medidor de arena.

e. Considerar el uso de aplicaciones para optimización de producción y bombeo.

15 APLICACIONES AVANZADASExisten algunas aplicaciones para optimizar tanto las operaciones como laproducción. La decisión del uso de estas aplicaciones será de acuerdo a lasevaluaciones técnico--económicas de cada caso en particular. Ejemplo deaplicaciones son:

a. Control de producción On--Off.

b. Dynasim.

c. Cable calentador.

d. Control de inyección de gas.

e. Inyección de vapor en forma continua.

f. Control inteligente de pozo.

g. Otros.16/Jul/2012

K-353_Automatización de Pozos y Macollas de Producción

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