REVISTA DIGITAL
medición de procesos, una balanza de variables 4ta. EDICIÓN
AUTOMATIZACIÓN 360
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CONTENIDO
06 REPORTAJE 360 22 el gurú
Te imaginas porque wirelesshart ha llegado a ser tan popular.
Ingeniería de teas.
REPORTAJE 360
28 ingeniería en detalle 34 INGENIERÍA EN DETALLE 40 Bartec Colombia S.A.S.
Ciencia básica del fuego.
Como ahorrar costos mediante el uso de instrumentación de flujo inteligente.
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CONTENIDO
54 DE LA TEORÍA A LA PRÁCTICA 62
INGENIERÍA EN DETALLE Medición de gas a tea.
Análisis técnico económico para la implementación de una bomba adicional para el sistema de inyección de agua del campo casabe sur.
DE LA TEORÍA A LA PRÁCTICA
78 al tablero 88 al tablero 92
Implementación de nuevas tecnologías para la medición de nivel de interfase en tanques para el campo chichimente de ecopetrol.
Reinauguración laboratorio planta piloto UNAB.
Congreso internacional de energía sostenible.
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EDITORIAL
editorial Equipo de trabajo Automatizacion 360
Automatización 360 es una revista digital que ha unido a un grupo de personas a trabajar bajo un mismo objetivo, donde las opiniones dan una visión diferente del mundo de la automatización, queriendo siempre mostrar de forma sencilla y objetiva temas de interés y logros de aplicaciones exitosas que puedan ser replicadas en la industria. Nuestro formato quiere romper los esquemas tradicionales e invitar a nuestros lectores a leer y aprender con las experiencias de otros profesionales de habla hispana; por tal razón a lo largo de estas cuatro ediciones hemos querido darle la oportunidad a Colombia y en general a todos los países de Latinoamérica de enriquecerse con las opiniones y conocimientos de nuestros invitados que con seguridad han contribuido en aumentar la curva de aprendizaje de nuestros lectores. Este proyecto nace con la visión de ser un punto focal y de referencia para la industria, creemos firmemente que la experiencia es la fuente del conocimiento, y que esta información debe ser vista en todos los niveles de la organización aportando nuevas ideas y mejores prácticas que optimicen el desempeño de las operaciones.
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Para facilitar este proceso recurrimos al formato digital que permite llegar a los puntos más alejados a través de un simple dispositivo móvil. hemos detectado con grata sorpresa que mediante el uso de herramientas de seguimiento web, que la revista Automatización 360 ha sido leída en países de Europa, Estados unidos y sur América donde los buenos comentarios y las críticas constructivas han permitido mejorar con cada edición y agregarle más fuerza a este gran proyecto. Queremos marcar una diferencia y un norte con un estilo renovado, dinámico y novedoso, siempre buscando en cada nueva edición transmitir la experiencia de varios años en un mismo idioma. Damos las gracias a todos nuestros lectores, colaboradores, invitados y patrocinadores por ser parte de este gran proyecto y los seguimos invitando a que compartan toda su experiencia en esta nueva forma de ver el mundo de la automatización.
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Dirección General Diana María Maldonado Editorial: Automatización 360 Mercadeo y RR.PP Alexandra Díaz - Carlos Andrés Gomez Jaime García – Lucia Montoya Diseño y Programación Andrea Paola Gutierrez Carlos Andrés Gómez - Juan Camilo Molina Asesor Legal Oscar Méndez Administración y Contabilidad Clara Merchan
Colaboradores Diana Marcela Nieto Rafael Aicardi Andrés Felipe Sánchez Juan Jose Acevedo rueda Carlos Alberto Suarez Roldan Jaime Andrés Martínez Watson Hernandez Carlos V. Rey Bolívar Elver Carvajal Bonilla Colaboradores Internacionales Marcos Peluso Alejandro Ruiz
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EL GURÚ
TE IMAGINAS PORQUE WIRELESSHART HA LLEGADO A SER TAN POPULAR con la tecnología WirelessHart ya que desde su introducción en 2008 con más de 20,000 redes que han sido instaladas y los dispositivos WirelessHart que han estado en operación por más de 3.5 billones de horas en todo los tipo de industrias y aplicaciones de manera que la presencia de los dispositivo WirelessHart en la industria ha estado creciendo a una velocidad increíble.
Yo he estado trabajando con procesos de automatización desde 1972 por lo que sido testigo de la transición de las instrumentación neumática a la análoga electrónica. Después que la tecnología digital lentamente ha remplazado a la tecnología análoga electrónica en los lazos únicos de control y en la instrumentación de campo así como los Sistema de control digital han remplazaron a los lazo de control únicos, la programación lógica de controladores remplazo a los relés y la comunicaciones digitales (Fieldbus, Profibus y Hart) empezaron a remplazar o complementar las comunicaciones de señales analógicas ( 4-20mA).
Basado en mis previas experiencias me he preguntado que hace que esta tecnología sea tan convincente y por qué esta no encontró las mismas resistencias que las otras tecnologías disruptivas tuvieron en el pasado.
Estos cambios trajeron muchas discusiones, conflictos de implementaciones y todo esto tomo mucho tiempo.
Geoffrey A. Moore, en su excelente libro “Cruzando el abismo” explica como las tecnologías disruptivas son adoptadas (o no) por el Mercado. El representa las adopciones de nuevas tecnologías usando la campana de Bell divida en seis secciones.
Sin embargo en estas etapas de cambios yo nunca fui testigo de una adopción tan increíblemente rápida de una nueva tecnología como lo que está pasando.
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EL GURÚ
Figura 1
Adopción de las tecnologías disruptivas (Geoffrey Moore, Cruzando el abismo: Mercadeo y vendiendo producto disruptivos para los usuarios activos)
lo general enfrentan resistencias con sus organizaciones. Usualmente toma tiempo propagar este mensaje en la organización causando una pequeño espacio en la adopción de la curva, por otro lado los beneficios esperados tal vez no sean tan conveniente como lo esperado y el mensaje no sea propagado.
Al fondo a la izquierda de la curva, están los pioneros o mineros de las nuevas tecnologías, Moore los llama los innovadores. Todos nosotros al menos tenemos un conocido que tiene lo último en los mejores gadgets o software, aun antes que el producto es terminado por lo que a ellos no les interesa si el producto tiene alguna imperfección o no es fácil de usar lo que más les llama la atención es la forma en la que el producto o dicha tecnología trabaja al más mínimo detalle ya que a ellos les encanta trabajar con lo mejor del mercado para mejorar el producto. Muchas veces ellos llegan a ser los evangelistas de un nuevo producto o tecnología de manera que creen en el potencial del producto y les gusta compartir sus experiencias con los demás, sin embargo este grupo es relativamente pequeño y por
Si nos movemos un poco a la derecha, la curva empieza a crecer en los que se conoce como los usuarios de vanguardia (Early Adopters) donde este grupo es conformado por lo visionarios quienes ven como un nuevo producto o tecnología puede ayudar a sus organizaciones a logras mejores resultados. Desafortunadamente los innovadores no tiene una profunda orientación tecnológica ni mucha influencia
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EL GURÚ Esta fase es representada por lo más alto de la pendiente del lado derecho de la curva donde Moore llama a este grupo los usuarios de mayoría temprana (Early Majorty). Este grupo es muy similar a los usuarios de vanguardia en términos de la visualización del potencial para hacer mejorías considerables en sus negocios. Ellos son prácticos y no hacen un análisis tan profundo de los detalles técnicos o competitivos con los diferentes suministradores de tecnología actuales.
substancial en sus compañías de forma que ellos trabajan con otros suministradores de tecnología para que su visón llegue a hacerse una realidad, si ellos los logran, llegaran a hacer una elemento clave para las propagación de beneficios de un nuevo producto o tecnología, Alguna veces ellos fracasan en convencer a la organización y otra veces la tecnología no es lo que promete ser por lo que Moore lo llama la fase del abismo lo que provoca un rompimiento de la fase. Donde los productos o tecnologías pueden quedarse un tiempo en el mercado o algunas veces solo desaparecer. Muchas veces los innovadores o los usuarios de vanguardia no comprenden a los usuarios que tienen problemas con las instalación, operación y mantenimiento de la planta o solamente no están familiarizados con la novedad del producto y tendrá problemas con la aceptación del mismo. Donde el grado de rechazo es proporcional a la complexidad del producto o la diferencia en la relación de el porque se está remplazando. De manera que si un nuevo producto donde la fácil instalación, operación, mantenimiento y la aceptación de la organización fuera buena para recibir el producto daría como resultado una transición calmada y el producto lograría su posicionamiento deseado.
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A ellos les gusta el campo de prueba de equipo y trabajar con los suministradores de tecnología de manera que ellos confían en que pueden proveer y soportar una complete solución a su planta de manera que esta estará corriendo de la mejor manera posible y no jugando con la tecnología. En el lado izquierdo de la curva están los adoptadores tardíos que por lo general esperan hasta que la tecnología este bien establecida y ellos pueden comparar a las empresas que están establecidas en el marcado Ellos usualmente empiezan usando el nuevo producto o tecnología solo cuando ellos se dan cuenta que sus competidores está logrando una severa ventaja sobre ellos en el mercado. Finalmente están lo que se les conoce como lo rezagados. A este grupo no les gusta el cambios en general donde ellos pueden quedarse atrás en comparación con su competidores pero no del presupuesto esto se debe a varias razones (miedo a los nuevo, carencia de recursos etc.) Todavía hay algunas plantas que están operando con control neumático en varias partes del mundo incluyendo países desarrollados.
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EL GURÚ
Donde se encuentra WirelessHart actualmente en la curva Antes que la fundación Hart lanzara WirelessHart estándar en el 2008 y llegara a tener un estándar internacional IEC 62591, existieron muchas pre instalaciones donde las tecnologías fueron probadas y validadas, en este tipo de pruebas los innovadores y los usuarios de vanguardia estuvieron muy entusiastas acerca del potencial de la nueva tecnología que se había proporcionado de manera que ellos fueron capaces de implementar soluciones innovadoras para problemas en los que habían olvidado ya que no fueron capaces de encontrar un camino para cómo resolverlos usando los métodos tradicionales o por que las implementaciones no eran económicamente viables. En el proceso de implementación de aplicaciones especiales, ellos aprendieron lo mucho que se pudo hacer con la nueva tecnología, de manera que aprendieron que tan fácil y rentable es usarla.
Hoy en día WirelessHart está dentro del escenario más profundo de los usuarios de mayoría temprana (Early majority). Donde WirelessHart llega hacer el segmento de la automatización que más ha crecido de tal forma que un interesante aspecto es que buena parte de este crecimiento viene de la medición y activación de puntos que no fueron hechos en el pasado por ejemplo ellos se están retroalimentando con información importante que no era medida ni estaba disponible antes como el monitoreo de la vibración a través de la planta, las fugas de válvulas de cierre y su posición, trampas de vapor y le monitores de la válvulas de presión de alivio etc. Otro Suceso inicial fue el uso de WirelessHart en aplicaciones donde el cableado era demasiado caro o su instalación resultaba complicada, como lo es la producción de petróleo, planta de aguas, tanques de almacenamiento, tan pronto algunas persona se dieron cuenta que hacer la mediciones de estos puntos era necesaria pero no podía ser implementada por el hecho de condiciones físicas y económicas, con la implementación del WirelessHart ya era posible llevarlas a cabo todas esta mediciones que anteriormente no eran posibles. Y el suceso obtenido con estas aplicaciones existentes en las plantas sirvió para guiar a las compañías para planear una porción significante de la medición y activación de puntos usando WirelessHart.
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TRAINING 2015 Sistemas de medición para hidrocarburos Procesos de ingeniería para instrumentación y control Sistemas fire & gas Instrumentación aplicada de procesos industriales Válvulas industriales Protocolos de comunicación industrial Conceptos de seguridad funcional Medición y regulación de gas natural Sistemas de medición para cargue y descargue de hidrocarburos Sistemas de combustión Seminario válvulas industriales Aplicación de metodologías para estudios de seguridad
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Mayo 22 y 23
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Mayo 28 y 29
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Julio 23 y 24
Bogotá
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Julio 16 y 17
Bogotá
16 horas
$ 1´276.000 IVA Incluido
Agosto 21 y 22
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Septiembre 24 y 25
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Inversión
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EL GURÚ
Soluciones tradicionales con WirelessHart Para poder entender el éxito de WirelessHart es necesario entender el uso de Wireless en la industria. Las aplicaciones de Wireless no son nada nueva en las plantas de proceso pero por lo general esta fueron limitadas a una área de confort para ciertas aplicaciones ya que tenían costos relativamente altos, la instalación fue problemática en la dificultad de adquirir radios y dispositivos de campo aun cuando eran del mismo proveedor de tecnología, otro de los factor fue la carencia de aprobaciones para zonas riesgo, licencias de requerimiento de radio, en mucho de los casos la dispositivo de medición y radio no fueron integrados y venia de diferentes suministradores de tecnología. La mayor parte de las aplicaciones fueron implementadas con configuraciones punto a punto de comunicación o redes estrella.
Figura 2
Una configuración estrella consiste en varios dispositivos directamente conectados a un punto de acceso, por ejemplo varias conexiones punto a punto. Una conexión punto a punto es muy sensible a las interferencias físicas y si se les cambia el ambiente físico entre los dispositivos que puede ser causada por la adición de nuevo equipos, edificaciones, andamios etc. todo esto puede provocar que la señal entre los dispositivos y el Gateway se interrumpa, otro de los factores que puede causar interferencias en trayecto de la señales es el crecimiento de árboles, camiones grúas estacionadas, la Fig. 2 muestra la situación.
Configuración Wireless Estrella Obstrucciones fiscas que interrumpen la comunicación
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EL GURÚ
Una forma en que se puede evitar la interrupción de la comunicación causada por obstrucciones físicas es la implementación una red de malla, en donde este tipo de red los mensajes puede usar más de un trayecto para llegar al objetivo, de manera que si la comunicación al punto de acceso es obstruida el mensaje es trasmitido al dispositivo vecino que a su vez lo trasmite al punto de accesos la Fig. 3 muestra una red malla, Los repetidores (R) son usados para buscar los dispositivos que están fuera del rango del punto de acceso.
Figura 3
En el problema de bloqueo físico de la diversidad de direcciones donde mucho de los productos que hay en el mercado requieren una configuración manual para diferentes trayectos de forma que si consideramos que el ambiente físico es dinámico, los factores de interferencia tal vez requieran reconfiguraciones frecuentes y como consecuencias habrá reducción de datos disponibles. Configurar la trayectos de comunicaciones resulta atractivo para las personas que le gusta la tecnología pero es una pesadilla con una planta en operación. Otro factor que es un inhibidor de Wireless en las plantas industriales son las interferencias de radio. Plantas que tenían fuentes de interferencia electromagnéticas, y este número de fuentes fueron creciendo notablemente con los años con el uso del Wi-Fi, celulares, etc. De forma que la presencia de los generadores de ruido de la alta frecuencias como son los variadores de velocidad y los hornos de microondas han i n c r e m e n t a d o considerablemente. Muchas veces estos dispositivos no son instalado con los filtros necesarios, aislamientos y una aterrizamiento correcto de tierras causando problemas con la comunicación Wireless así como también con los cables directos.
Red malla – Diversidad trayecto
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EL GURÚ
Por esta razón los equipos tradicionales de Wireless ofrecen radio con canales de frecuencia seleccionables de forma que el usuario se puede cambiar de canal que tenga el menor disturbio causado por la interferencia. Hoy en día muchos radios usan Direct Sequence Spread Spectrum (DSSS) para minimizar las posibilidades de interferencia, donde la señal es expandida sobre toda la banda ancha de la trasmisión de la frecuencia, haciéndola menos sensible al ruido y más difícil para su decodificación de un dispositivo no autorizado. Esta técnica ha sido usada por los militares por mucho tiempo, pero hasta a hora esta disponible para la industria y aplicaciones comerciales. Otra de las técnicas es el uso automático de saltadores de frecuencia en lugar de lugar de un cambio manual de frecuencias donde la trasmisión sigue siendo seudoaleatoria la secuencia de trasmisión de frecuencias. El receptor conoce la seudosecuencia aleatoria y siendo asi esto hace más fácil evitar la interferencia y la dificulta para que dispositivo externo lean el mensaje. Con el uso de estas técnicas hay un gran incremento en la confiabilidad de la señal y con la combinación de ambos las probabilidades de interferencia para causar problemas son muy pequeñas.
Los gobiernos de países y las agencias internacionales regulan las frecuencias y poder que son usado en los dispositivos de trasmisión, ellos dan las licencias para el uso de cada espectro de frecuencia, algunos son de radio comercial o TV, unos de uso exclusivo militar o de policía por decir algunos. No está permitido construir un radio usando cualquier frecuencia, ya que este radio podría ser usado en frecuencias reservadas para servicios como ambulancias o bomberos, entre más capacidad del radio más es el área cubierta y más puede ser dañina la interferencia. Hay bandas de frecuencias reservadas para la parte industrial, científica-medica (ISM) y dispositivo Wireless, donde estos dispositivo pueden ser usado sin licencias, pero el proveedores de ellos tiene este equipo ya aprobado por algunas agencia gubernamental, usar dispositivo no aprobados es contra la ley.
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EL GURÚ
IEEE 802.15.4 Estándar. El Instituto de eléctricos y electrónica de ingenieros desarrollo un estándar para Wireless usando el ISM para aplicaciones de ancho de banda industrial, El estándar especifica dos bandas: 900MhZ y 2.4 Ghz en este artículo nos enfocaremos en el ancho de banda de 2.5 Ghz. El canal 26 no es aceptado en algunas ciudades.
¿Por que la velocidad de adopción es tan alta?
Las trasmisiones Wireless usan la técnica de modulaciones DDS, donde los dispositivos deberían de escuchar antes de hablar (Esto no pasa con mi familia) y usando una técnica llamada Carrier Sensing Multiple Access – Collision Avoidance – CSMA-CA.
Bueno, veamos alrededor de nosotros por un minuto e imagina el mismo ambiente hace alguno años, podrías tu imaginarte sin la comunicación Wireless, en verdad es sorprendente como el Wireless ha crecido en todos los aspectos de manera que mejora la calidad de vida, nuestra productivad, y no importa qué tipo de trabajo estés realizando ahí estará.
El estándar define como los mensajes deberían de ser estructuradnos por lo que:
Wireless ha sido usado en todos lados desde simple juguetes hasta cuestiones médicas críticas, transporte y aplicaciones de seguridad por lo que no debería ser una sorpresa la rapidez con la que fue adoptado en las plantas industriales.
Muchos grupos crean su implementación Wireless usando el estándar Zigbee, ISA S100.11a y la WirelessHart, en principio estas tecnologías tiene el mismo tipo de trasmisión usando las misma frecuencias, misma banda de ancha, misma técnicas de modulación pero se diferencia en otros aspectos en la trasmisión del protocolo, la arquitectura de red y las capas de las aplicaciones.
La tecnología Wireless es convincente y mucho puede ser hecho sin tener que usar cables y todo lo que esto conlleva bandejas porta cables, conductos,
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EL GURÚ
cajas de conexiones, canaletas, fuente de poder, esto es suficientemente conveniente en plantas industriales pero representa un dolor de cabeza en la industria de gas y petróleo. Sin embargo, para ser exitoso en la industria de proceso Wireless tiene que ser mucho más rentable y seguro lo que lleva a simplificar la instalación existente, comisionamiento, operación y prácticas de mantenimiento, simplificar significa eliminar la dificultad, el tiempo consumido y las practicas costosas, sin necesidad de introducir nuevas dificultades, en una palabra la mayoría de las personas en la industria no tiene tiempo de aprender trucos.
Así es como WirelessHart trabaja. WirelessHart es un estándar internacional IEC 62591 y llego a hacer un estándar de China también. Este es basado en la norma IEEE 802.15.4 y trabaja con la banda de 2.4 Ghz , usando los canales del 11 al 25 , El canal 26 es no usado ya que en algunas países no lo tiene permitido y este puede entregar velocidades de hasta 250 kbits/s. Una red de WirelessHart consiste de los siguientes elementos básicos como se muestran en la Fig.5
Figura 5
¿Y qué es lo que hace WirelessHart tan exitoso? es la confiabilidad y la seguridad en la comunicación de protocolo con la simplicidad y flexibilidad de instalación. Los instrumentos trabajan de la misma manera que si fuera instrumento cableados. Y el uso de comando de HART para acceder a los datos del dispositivo, diagnostico e información lo que hace la integración con los sistemas sea mucho más sencilla. Principales elementos de WirelessHart
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EL GURÚ
Dispositivos de Campo:
Trasmisores y actuadores usando WirelessHart para su comunicación, donde cada dispositivo de campo también trabaja como router, es decir pueden transferir los mensajes de el y de otros dispositivos.
SOLUCIONES MÓVILES PARA ÁREAS CLASIFICADAS
Adaptadores:
Son dispositivos que pueden convertir la información de Hart Cableada a WirelessHart. Ellos convierten uno o más legados del Hart cableado a WirelessHart. El dispositivo cableado puede ser alimentado por algunos adaptadores y otros tal vez requieren alimentación externa.
Punto de acceso:
Conecta una red de dispositivos Wireless a un Gateway usando cables (cobre o fibra) o Wireless Ethernet.
Reuter:
Smartphone
Transfiere mensajes entre los dispositivos campo, es como si un dispositivo sin medición o sin capacidad de activación. Administrador de red: Configura, agenda, optimiza y mantiene la organización de la red.
Administrador de seguridad:
Mantiene una operación segura de la red en todos lo nivel y en todo momento.
Gateway:
Convierte los paquetes de información e un protocolo a otros por ejemplo, el Gateway puede convertir las información del WirelessHart a Modbus serial, Modbus TCP, Ethernet IP y OPC, etc.
Tablet-Windows
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EL GURÚ
Muchas de las veces, el dispositivo que contiene el Gateway trabaja también como un punto de acceso, administrador de red y de seguridad, Las personas solo le llaman Gateway. Solo los dispositivo con una identificación de red configurada y sus respectiva llave de unión (Join key) pueden integrase a una red particular, pero muchas veces diferentes redes pueden coexistir en el mismo espacio físico, en donde cada una tiene su propia identificación de red y solo va a interactuar con los dispositivos configurados con esta identificación y con esta llave de unión (Join Key). El administrador de red también programa los reintentos en otros intervalos de tiempo y en otros canales en caso de que la información no sea confirmada por el receptor, esto es muy importante: el mensaje es repetido en otro intervalo de tiempo y otro canal de frecuencia esto sucede cuando el receptor no recibe los mensajes llegados.
Como muchos dispositivo se adjuntan a la red, el administrador de red trata de mantener la fuerza de la señal y la comunicación confiable de cada dispositivo y los dispositivos vecinos. Basado en esta información se estable que son caminos más cortos y viables para que los mensajes lleguen al Gateway.
Fig.6 Muestra como WirelessHart garantiza la confiabilidad de la comunicación. Diversidad del Tiempo: Si la interferencia ocurre en un lapso de tiempo, la información es retrasmitida en otro intervalo de tiempo. Si un periodo de tiempo de 10ms, los datos son esparcidos en varios lapsos de tiempo si es necesario, de forma que no es necesario cambiar el intervalo de tiempo. Diversidad de frecuencia. Muchos canales pueden ser usados para la comunicación siguiendo una seudosequencia aleatoria, y si una interferencia ocurre en un canal la comunicación se pasara a otro canal. Los canales están sujetos a muchas interferencias que este en una lista negra, por ejemplo que ellos no puedan usar, es decir se pueden poner hasta 10 canales en una lista negra.
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EL GURÚ
WirelessHART Reliability Figura 6
Confiabilidad del WirelessHart
Algo importante es que la configuración y la programación son completamente trasparentes para el usuario, no hay necesidad de intervención humana. El administrador de red trabaja 24 horas, 365 días al año manteniendo la operación de la red lo mejor posible.
Tiempo de vida de la batería El tiempo de vida de la batería depende de la tasa de muestreo y el tipo de medición o activación representada por el dispositivo. Algunos dispositivo requiere más potencia que otros lo que hace que consuman un poco más de
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energía que si solo se comunicaran con sus propios mensajes. Sin embargo la energía gastada en trasmisión es solo una pequeña fracción de lo que un dispositivo gasta con la medición o la activación, muchas veces pueden usar en una trasmisión para los dos mensajes.
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EL GURÚ
Muchos dispositivos tienen una batería con un tiempo de vida de 10 años cuando el muestreo de tiempo es de 1 min y se reduce a 4 o 5 años cuando el tiempo de actualización de muestreo es de 4 segundos. Los suministradores de tecnología ofrecen herramientas gratuitas para calcular el tiempo de vida de una batería y los dispositivos siempre informan una actualización del nivel de voltaje de la batería. Las baterías han tenido una gran mejoría en términos de densidad de energía, estabilidad con la temperatura y la confiabilidad en los último años. La tendencia es mejorar aún más en un futuro cercano. Los celulares, tabletas y raptos por decir algunos han puesto mucha presión para que los proveedores de baterías hagan estas mejorías.
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EL GURÚ
conclusiones WirelessHart fue desarrollado por la fundación HART, quien congrega a todo los provedores de instrumentos de campos y sistemas de control usados en la industria de proceso. Los comandos de HART son también muy bien conocidos por todo los suministradores de esta tecnología. WirelessHart usa la misma estructura de comandos y el lenguaje de descripción de dispositivos que es usado en los dispositivos cableados, permitiendo que los antiguos dispositivo de HART cableado puedan conectarse a una red Wireless por medio de un adaptador.
Este protocolo fue sometido a rigurosas y extensivas pruebas en laboratorios y en campo también, demostrando la confiabilidad y robustez bajo diversas circunstancias. Pero la verdadera prueba vino con la experiencia de los clientes. Los clientes empezaron a usar WirelessHart no en una forma benigna y de medición convencional o de control de aplicaciones. Ellos recurrieron a WirelessHart para resolver los problemas que ya tenían. El existo de estas dificultades de instalación abrieron la puerta a aplicaciones convencionales. WirelessHart permitió la introducción de la medición y activación de puntos donde no se podía mediar antes. Toda esta gama de dispositivo Wireless como son monitoreo de vibración, trasmisores de mediciones acústicas, medicines discretas y activaciones de dispositivos, monitores de corrosión trajeron un enorme beneficio para los usuarios. Donde los usuarios encontraron en Wireless una manera sencilla de instalar y comisionar, además que los costos de instalación son una pequeña fracción de lo que implica una instalación cableada. Las personas esta denominando al exceso de nuevos sensores como “Pervasive Sensing’’, y es aquí donde ellos quieren estar.
Marcos Peluso
Alejandro Ruiz
Distinguished Technologist marcos.peluso@emerson.com
Emerson Process Management
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REPORTAJE 360
Ingeniería
de Teas La Tea es un sistema diseñado para su utilización en instalaciones petroleras, para la disposición, en sitio seguro, de gases de alivio durante la operación normal de las mismas o en caso de contingencias, evitando riesgo de sobrepresión en equipos, tuberías y accesorios. El sistema de Tea está compuesto por: tambor separador de líquidos, mecanismo de protección contra retrollama y Tea. En entrevista con el ingeniero Carlos Alberto Suarez con Automatización 360 logramos conocer más de estos sistemas, los cuales son de uso común en la industria, pero en muchas ocasiones no son diseñadas e instaladas de la manera correcta.
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REPORTAJE 360
¿Para que se emplea una tea? R/ Dispositivo o Sistema utilizado en caso de emergencia de una instalación petrolera para disponer de una manera segura los gases aliviados, de una manera compatible con el ambiente en forma de combustión. La función primaria de una Tea es usar la combustión como método para convertir gases o vapores inflamables, tóxicos o corrosivos, en compuestos menos ofensivos a las personas y el ambiente.
Tipos de tea y sus principales diferencias R/ Hay varias clasificaciones de las teas. Desde el punto de vista de orientación: vertical y horizontal, que dependerá del área disponible y del poblamiento alrededor del área donde se instalará. Otra clasificación es la necesidad o no de la completa combustión: Smokeless o no y asistida por aire o no asistida. Otra categoría de clasificación es gases con bajo poder calorífico: endotérmica o no endotérmica.
¿Qué es una tea asistidas con aire? R/ La composición de los gases a quemar, combinado con una presión del gas muy baja, no permite una turbulencia y mezcla adecuada aire-gas para una combustión completa del gas aliviado, generando excesivo humo durante el proceso de quema. Para mejorar la eficiencia en la combustión, se utiliza la técnica de introducir aire al sistema para inducir la turbulencia y mezcla adecuada al proceso de combustión. El método más utilizado para este proceso es la instalación de un ventilador en la base de la tea para la generación del aire requerido.
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REPORTAJE 360
Que estudios se recomiendan para aquellas personas que quieren profundizar más en este tema R/ El sitio WEB de los proveedores de los sistemas de Tea mantienen información actualizada sobre nuevas tecnologías, cálculos de Tea y los sistemas asociados; y sistemas de control. Las grandes corporaciones transnacionales en Oil & Gas, mantienen versiones actualizadas en sus librerías de las mejores prácticas para el diseño, instalación y operación segura de sistemas de Tea.
Consideraciones para diseño de una tea R/ Adicional a los factores propios de diseño de procesos, mecánicos, eléctricos e instrumentación, se tienen que tomar en cuenta características especiales en el diseño, que están influenciados por varios factores: disponibilidad de espacio, composición y características del gas, cantidad, nivel de presión, economía (incluye inversión inicial y costos de operación). Factor importante a tomar en cuenta, si la tea puede verse u oírse desde áreas residenciales o vías transitadas.
Consideraciones para la ubicación de una tea R/ Hay varios factores a tomar en cuenta: que el área este aislada y alejada de los equipos de procesos para evitar la radiación y la exposición al ruido, fácil acceso para mantenimiento, dirección del viento para evitar acumulación y transferencia de gases a áreas de procesos, facilidades para el drenaje de agua de lluvias, y de fácil para el acceso e instalación del sistema contra incendios.
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Que información se debe reflejar en el panel de control de la tea, que función cumple el panel de control de la tea R/ El panel de control de la Tea es el tablero donde están instalados los circuitos, breakers, relay de tiempo, switches, terminales, etc., que permiten el monitoreo y control durante el encendido, operación y apagado de la Tea, que permite un trabajo seguro de la misma. Entre la información que debe indicar el panel están: • Señal de encendido y apagado de la Tea. • Señal de encendido de los pilotos. • Indicación de flujo de aire. • Indicación de energización eléctrica. • Switches de temperatura. • Alarma de falla en los pilotos. • Alarma de no encendido de la Tea.
Normativas que se deben de tener en cuenta en el diseño de una tea R/ Existen normas internacionales que proveen información para tomar en cuenta en el diseño de una tea: • ANSI/API STANDARD 521 Pressure-relieving and Depressuring Systems. • ANSI/API STANDARD 537 Flare Details for General Refinery and Petrochemical Service. • ISO 4126 (all parts), Safety devices for protection against excessive pressure. • Manual of Petroleum Measurement Standards Chapter 14—Natural Gas Fluids Measurement Section 10—Measurement of Flow to Flares.
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Recomendación para una correcta selección de una tea R/ La selección correcta de una tea, está sujeta a muchos factores que son específicos para una particular instalación o una unidad de un proceso. Aunque se tiene que garantizar que todos los componentes deben ser adecuados en tamaño, rango de presión, materiales para las condiciones del servicio destinados, los parámetros principales que se pueden indicar son: volumen y propiedades (composición) del fluido a manejar, presión del proceso y presión del gas para el piloto y definición de la dirección predominante del viento.
Problemas comunes en la selección de tea R/ Los problemas más comunes están relacionados con un mal análisis en la composición del fluido, el flujo del fluido a disponer, la variación en la presión disponible de procesos y para la alimentación al piloto, que podría ocasionar problemas de ruido, humo excesivo, y mayor radiación de la estimada de acuerdo a las bases de diseño.
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Ing. Carlos Alberto Suarez Roldan carlos.suarezro@ecopetrol.com.co
Graduado de Ingeniero Químico en La Universidad del Zulia (LUZ-1982) Venezuela, con una Especialización en Gerencia de Empresas en La Universidad del Zulia (LUZ-2004).
Proyectos de Infraestructura de Producción y Análisis de Riesgo en Instalaciones Industriales y Aplicación de las normas de Seguridad, Higiene y Ambiente. Manejo de Normas ISO 9000 / 14000. Sólidos conocimientos en evaluación y diseño de sistemas de alivio en instalaciones industriales y Amplia experiencia en el diseño de sistemas de procesamiento, tratamiento y transporte de crudo, gas y agua.
Sólida formación con 28 años de experiencia en las áreas técnico - operacional y gerencial del negocio del Gas, Crudo y Agua, donde se incluye análisis y evaluación de procesos en instalaciones de superficie en OnShore y OffShore y Gerencia de
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Una empresa Alemana comprometida con la seguridad, proporcionando equipos para áreas clasificadas con tecnología de punta y alta calidad, desde hace ya 40 años. Con el pasar de los años, BARTEC ha desarrollado el portafolio más amplio en productos para áreas clasificadas que se encuentra en el mercado, comprendiendo los segmentos de Control y Conexión, Traceado Eléctrico, equipos de Automatización, Smartphones, Cámaras Fotográficas y de Video, Analizadores de Propiedades Físicas y de Fluidos, Minería y Seguridad y Vigilancia, todo enmarcado dentro de las áreas Ex Proof. En esta edición enfocada a la seguridad, queremos mostrar desarrollos en el sector, que se destacan por su nivel de innovación e igualmente por la flexibilidad que le brindan al usuario para desempeñar sus labores de manera eficiente, expandir o comprimir sus procesos, y principalmente, por la garantía de seguridad que brinda la marca.
Con este objetivo se adquirió un Sistema de Control Distribuido, más conocido por sus siglas en inglés DCS (Distributed Control System), que consiste en el enlace, por medio de una red de comunicaciones, de diversos nodos distribuidos físicamente, dotados de capacidad de proceso y enlazados a sensores y/o actuadores. Estos sistemas están presentes en procesos complejos de grandes industrias como petroquímicas, papeleras, metalúrgicas, centrales de generación y plantas de tratamiento de aguas. El laboratorio está dotado con instrumentación marca Rosemount y un sistema de control Delta V, de Emerson Process Management. Este sistema inicialmente permite el monitoreo y control de los sistemas de transferencia de calor y del sistema de aprovechamiento de vapor en turbina para generación, con su respectiva red de retorno de condensados y estación de regulación.
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Agile X:
Tablet diseñada para durar ¿Una Tablet bajo plataforma WINDOWS 8.1 para áreas clasificadas? ¡Sin duda! BARTEC continúa desarrollando soluciones móviles para la industria pesada y Ex Proof. La nueva AGILE X, es la tablet creada para ser utilizada en áreas clasificadas clase 1, div 2 (zona 2), que además de su diseño rugged y liviano, proporciona servicios como:
- Aplicaciones para telepresencia/teleconferencia - Cámara posterior de 5Mp y frotal de 2Mp. Display de 10.1” - Autonomía en la batería hasta por 8 horas gracias a su procesador Intel BayTrail MQuad-Core 1.8 GHz de bajo consumo. - Sistema operativo Windows 8.1 Industry Pro, plenamente compatible con los computadores de escritorio para su sincronización - Lector de código de barras 1D/2D independiente - IP 65, resistente a impactos (Military Grade Device MIL-STD-810G) y a temperaturas extremas (-20°C, +40°C). Se puede operar con guantes - Alternativas WiFi o con GPRS 4G LTE (SIM Card) - Certificados: ATEX / IECEx Zone 2, II 3G Ex ic IIC T4 Gc y UL Calse 1 Div 2, Grupos A, B, C, D, T4 A
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ComEX:
Componentes de Control y Conexión para tableros y dispositivos de control y mando Los productos BARTEC ComEx han sido diseñados para operar y ser instalados en áreas clasificadas. La versatilidad de estos componentes permite desarrollar soluciones tanto en tableros como en actuadores independientes. Su factor diferenciador frente a cualquier otra alternativa del mercado radica en que cada elemento se encuentra certificado para áreas clasificadas de forma independiente, de tal manera que con el diseño apropiado, es posible evitar el proceso de certificación del tablero Ex Proof, ya que sus componentes internos cuentan con las certificaciones adecuadas que garantizan seguridad y operabilidad, incluso hasta en las zonas más exigentes (clase 1 div 1). Así pues, podemos tener tableros más livianos operando en zonas con riesgo de explosión, permitiendo prescindir del uso de tableros robustos como por ejemplo, el comúnmente conocido NEMA 7 o NEMA 4. Algunas de las características de estos componentes son:
- Certificaciones europeas y americanas ATEX, UL, IECEx, CSA para gas y partículas: Zona y Zona 2 - Resistente a altas temperaturas (-55, + 60°C) - Hasta 16A y 690V - IP 66
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PETRO 3003:
Solución integral para la administración y control de combustible en carrotanques ¿Necesita que sus carrotanques estén “sellados” y sus combustibles seguros y controlados durante el cargue, descargue, operación, y transporte? ¿Carece de un sistema fiable y seguro para determinar en tiempo real la cantidad, calidad y el estado de los combustibles que transporta? ¿Requiere tener control y registro de las descargas, o paradas de ruta no autorizadas? ¿Requiere que sus sistemas de medición en carrotanques sean fiables, seguros y auditables? ¿Su compañía demanda tener pleno control de sus inventarios sin importar la ubicación geográfica de sus carrotanques? Si para alguna de estas preguntas la respuesta es positiva, la solución PETRO 3003 de BARTEC se ajusta a sus necesidades. Este sistema brinda pleno control sobre los carrotanques y su producto, de tal manera que pueda tener registros transaccionales y de operación en su centro de control de manera rápida y oportuna. Algunos de sus beneficios son:
BARTEC para Latinoamérica
- Alta disponibilidad operativa. - Ahorro en tiempo de operación, por lo menos 2 horas por día. - Seguridad ante posibles pérdidas de volumen. - Operación fácil y rápida. - Gestión de la logística eficiente. - Estadísticas y resultados rápidos y seguros. - Reduce el tiempo de inactividad y los costos por servicios. - Sistema estable y con registro de históricos. - Disminuye los costos totales de operación.
Bartec, con su nueva oficina establecida en Bogotá, Colombia, pretende estar más cerca de los clientes y atender a todo el mercado hispanoamericano, garantizando la prestación del servicio en el mismo idioma y por personas que conocen la región, sus necesidades particulares y altamente calificadas,. Para mayor información pueden contactarse con info@bartec.com.co o al teléfono +57 315 638 8389. Para profundizar en estos u otros productos para áreas clasificadas BARTEC, hacer click en el siguiente link: http://goo.gl/ex7FQa
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INGENIERÍA EN DETALLE
CIENCIA BÁSICA DEL FUEGO Diana Marcela Nieto - dnieto@firesafety.com.co
A diario, todos vemos fuego en diferentes partes, el fuego se ha vuelto algo que hace parte de nuestra vida cotidiana. Pero también nos alarmamos porque a veces se sale de nuestro control y se convierte en un incendio. ¿Cómo un fuego tan insignificante, a veces hasta muy útil, puede convertirse en un incendio y tener, muy seguramente, un desenlace desastroso?
Cuando ocurre un evento catastrófico, como lo es un incendio, muchas ideas empiezan a flotar por el ambiente: Se me quedo la velita prendida, es que se me olvido apagar el fogón, me fui de viaje y se me olvido cerrar la llave del gas, me dio pereza bajar a fumar y lo hice en el apartamento. Obviamente después vienen las sentidas lamentaciones y los “hubieran” que ya no sirven para nada. Estos son casos comunes en nuestra vida cotidiana, pero las cosas empiezan a ser más graves si vamos al sector industrial o más aun al petroquímico. Con este articulo quiero iniciar a nuestros novatos y divertir un poco a los expertos, desde el comienzo, sobre qué es el fuego y como llega a convertirse en un incendio ¿Se puede manejar, extinguir, o controlar?, ¿Qué debemos hacer?, o ¿Cómo debemos actuar? Como empece a conocer del fuego desde el punto de vista técnico...? lo único que conocía desde pequeña eran las "Chispitas mariposas" y con una pregunta ingenua a mi jefe empece a descubrir este mundo tan interesante.
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INGENIERÍA EN DETALLE
Yo fui de las pocas afortunadas que puede empezar a ejercer mi carrera antes de graduarme y tener experiencia recién graduada. Así que un día hablando con el jefe del departamento de Mecánica de aquella empresa, le pregunte que si se le ocurría sugerirme algún tema para desarrollar en mi tesis de grado. Él sin pensarlo me dijo instantáneamente contra incendio. Obviamente yo quede perdida y le cambie de tema, pero la idea me quedo sonando en la cabeza y decidí, primero saber y entender de que me hablaba y después empezar a investigar a cerca del tema para poder sostener una conversación medio decente con él y así profundizar en la idea de hacer mi tesis sobre algo que no tenía ni la menor idea. Con lo primero que me encontré y lo primero que tuve que procesar en mi cabeza fue ¿de dónde sale el fuego?, ¿Qué es el fuego, es verdad que se hace frotando un par de piedras con un poco de fuerza y mucha suerte?
COMBUSTIBLE
Resulta que el fuego se crea por la interacción, reacción química, de tres componentes de la naturaleza: el calor, el oxígeno y un combustible y se representan en algo que se conoce como el triángulo del fuego. El combustible es la materia que se quema, como la madera, el papel, el alcohol, la gasolina. El calor es la energía necesaria para elevar la temperatura y es necesario para iniciar la reacción.
Triángulo del fuego
Esta energía puede ser relativamente grande y depende del combustible. Por ejemplo la madera necesita cientos de grados y el gas, con el que cocinamos o calentamos el agua para bañarnos, tan solo requiere una chispa. Y por último el oxígeno o comburente que es el que hace reaccionar el triángulo. Una vez entendido este triángulo, podemos entender cómo se obtiene el fuego, y que el fuego puede durar mucho o apagarse rápido dependiendo el combustible que tenga.
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Lo explicado anteriormente es lo que se conoce como fuego, que es muy diferente a un incendio, para que el incendio se presente, es necesario involucrar un elemento más a este triángulo. La reacción en cadena es la encargada de que el fuego continúe y es el componente que se suma al triángulo del fuego para transformarlo en tetraedro del fuego.
Un detalle importante que debemos saber es que lo que arde en un incendio son siempre gases. Los combustibles que son sólidos, con el calor se descomponen emitiendo gases que arden muy fácil y forman la llama. A esto se le conoce como pirólisis y es exclusiva de materiales orgánicos. Cuando los gases son muchos el fuego es muy grande porque se autoalimenta y no se apagará hasta que se acabe el combustible existente en ese momento. Para los combustibles líquidos y gases funciona lo mismo, en los líquidos el calor los evapora para convertirse en gases y los gases están listos para arder. Como ya definimos los componentes necesarios para hacer el fuego y para mantener un incendio, ya tenemos claro que se necesita una fuente de ignición (calor) para iniciar un proceso de combustión. Existen cuatro fuentes principales de energía calorífica: la energía química, la energía eléctrica, la energía mecánica y la energía nuclear. Todas las sustancias que puedan combinarse con el oxígeno, si se exponen al aire, se oxidan a una temperatura determinada, dando como resultado la producción de calor. Cuando el calor producido no se puede desplazar rápidamente, se produce la ignición espontánea. Por ejemplo algunos trapos manchados de grasa y que están guardados en un recipiente cerrado o el trigo almacenado en un granero. A esto se le conoce como energía química.
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Otra fuente de ignición es el calor producido por la energía eléctrica. La energía eléctrica puede generar calor mediante resistencias, arcos voltaicos, chispas, electricidad estática y relámpagos. El calor que se produce por fricción de dos cuerpos sólidos es una causa frecuente de incendios. Esta fricción transforma la energía mecánica en calor. Y la energía nuclear es la energía calorífica que se desprende del núcleo de un átomo, debido a su separación en dos o más núcleos pequeños. La energía nuclear puede ser millones de veces superior a las que se generan en las reacciones químicas ordinarias. Si hablamos de combustibles, los más cotidianos son los de tipo sólido y casi todos ellos se deben calentar por medios externos, hasta que sus superficies alcancen una temperatura en la que desprendan vapores o gases y después se genera llama. La facilidad de ignición y velocidad de combustión de todos los sólidos depende de su forma física o de su configuración geométrica. Los combustibles sólidos pueden ser de origen animal, vegetal, plásticos, sintéticos, polvos o metales. Todos ellos en conjunto con el calor, el oxígeno y la reacción en cadena, pueden desatar un gran incendio y una inminente ignición simultanea de todas las cosas que se puedan encontrar a su alrededor. Es así como llegamos a los más grandes incendios de la historia, con muchas víctimas y pérdidas innumerables. Pero estoy segura que si esta información y la que seguramente seguiremos dirigiendo, llega a más personas cada día, lograremos hacer entender fácilmente el porqué de las cosas y cómo podemos manejarlas.
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Diana Marcela Nieto
dnieto@firesafety.com.co
Ingeniera Mecánica, especialista en diseño de sistemas de extinción, análisis de riesgos y modelación de radiación de incendios para el desarrollo de ingenierías contra incendio por medio de la herramienta PHAST. Capacitación y manejo de normatividad del sector petroquímico como API, ASME, ANSI y NFPA. Con experiencia especifica en el diseño mecánico de equipos y pruebas de arranque y periódicas para sistemas contra incendio. Miembro NFPA
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COMO AHORRAR
COSTOS MEDIANTE
EL USO DE INSTRUMENTACIÓN
DE FLUJO INTELIGENTE Carlos Vicente Rey - crey@iycsa.com.co
En la actualidad muchas compañías no tienen una metodología adecuada para garantizar metrológicamente sus equipos fundamentales en sus procesos, lo que afecta por un lado cuantificar las materias primas usadas, la producción obtenida y un balance correcto de las plantas y por otro lado obtener una buena calidad de sus productos y evitar los re-procesos y aun disminuir las paradas de planta. Esto afecta todo tipo de industrias ya sea aumentando sus costos de operación y mantenimiento o evitando este aseguramiento metrológico y obteniendo productos de una calidad dudosa. Las principales industrias afectadas son: alimentos y bebidas, química, farmacéutica, petroquímica y con mayor razón las de Petróleo y Gas que en este momento se han convertido en el impulsor de la economía del país.
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1. ASEGURAMIENTO METROLOGICO
Los operadores en general de las plantas están comprometidos con la protección del medio ambiente y el funcionamiento de sus instalaciones de una manera prudente y segura. Sus principales desafíos día a día son aumentar y optimizar el rendimiento y mejorar las eficiencias de costos a través de mejoras operacionales. Independientemente del método de medición, los sistemas de medición de cantidad y calidad de un producto deben proporcionar una medida fiscal que sea precisa, demuestre un alto nivel de fiabilidad y proporcione oportunidades para la reducción de costos (gastos operativos y/o gastos de capital – OPEX/CAPEX), desde luego sin afectar el desempeño de la medición. El desempeño de la medición a menudo se supervisa a través de pruebas en línea de los medidores a condiciones reales de campo, pruebas realizadas de manera regular (semanal / quincenal / mensual). Proveedores de servicios ya sean internos o externos utilizan diferentes métodos entre los cuales están: los probadores volumétricos, los medidores maestros y los tanques Serafín para determinar los factores de los medidores y su repetitividad. Estos factores se utilizan para corregir las cantidades medidas para la facturación, despacho o consumo y a su vez para evaluar el desempeño del medidor a través del tiempo (aseguramiento metrológico)
Todo equipo una vez que se instala inicia una fase natural de deterioro, la cual es más o menos acelerada dependiendo de la tecnología y del control de calidad del fabricante, por lo cual debe hacerse una serie de revisiones para tener un aseguramiento metrológico que garantice que los equipos están trabajando dentro de sus especificaciones iniciales. Para cumplir a cabalidad con este proceso se han definido tres niveles de aseguramiento: NIVEL 3: El equipo mediante software cargado en sí mismo hace las rutinas de verificación de su comportamiento tanto de las tarjetas electrónicas del transmisor, los componentes eléctricos del sensor y cableado y los componentes mecánicos del sensor. Esta prueba la debe hacer sin interrumpir el proceso de manera periódica (cada 8, 16, 24, 36 o más horas) y arrojar un reporte que sirva para la auditoria del medidor.
Verificación Establecer la confiabilidad en el desempeño del equipo mediante el análisis de variables secundarias asociadas con la variable medida.
Todo esto implica un reto importante para las Industrias en la escogencia de la tecnología más apropiada para la medición de sus fluidos desde el punto de vista antes que nada de la aplicación y posteriormente de la precisión, repetitividad, temperaturas, presiones, densidad, viscosidad, tipo de fluido, compatibilidad de materiales, rango de operación, etc., y desde luego el costo de los equipos vs la aplicación en sí misma.
NIVEL 2: En este paso cada equipo operativo en la planta, a pesar de que la verificación aun este arrojando que no hay desviación de sus componentes eléctricos y mecánicos y está operando correctamente, debe validarse con periodicidad (3, 6 o 9 meses) contra un medidor patrón de nivel 2 que garantice que su medición es correcta o que debe introducirse algún factor de calibración para compensar las desviaciones que se detecten. Este medidor patrón se denomina Master Meter y es un equipo de iguales o mejores especificaciones que se utiliza para calibrar los equipos en campo
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Validación: Confirmar el desempeño en flujo del medidor mediante la comparación con un medidor patrón de mayor nivel NIVEL 1: El Master Meter a su vez después de cierto periodo de tiempo debe ser calibrado contra patrones de más alto nivel que por lo general están en un laboratorio, donde se mantienen condiciones ambientales estables y se siguen rigurosos procedimientos que utilizan las compañías que tienen la acreditación a la norma 17025 y dentro de su alcance está el realizar este tipo de trabajos. Esta recertificación del medidor Patrón o Máster Meter por normativa se hace por periodos no más largos a un año.
2. DIAGNOSTICOS
Calibración: Establecer la relación entre el medidor patrón y los sistemas de calibración primario para determinar el Master Meter o factor de ajuste del medidor.
Hace algo más de dos décadas nacieron los primeros instrumentos con electrónica inteligente o “Smart”, los cuales permitían configurarlos de acuerdo con la operación a realizar, sus rangos, unidades, etc., y más adelante también permitieron verificar el correcto funcionamiento del procesador, de las memorias, de la electrónica asociada más no del sensor o instrumento en sí mismo.
Estos Términos frecuentemente se intercambian y se confunden, muchas veces se hace tanto la Calibración como la Validación, cuando realmente sólo se requiere una Verificación Cada uno de estos niveles de aseguramiento metrológico implican costos importantes para cualquier compañía que quiera controlar sus costos de operación pero a su vez asegurar que la medición de sus materias primas ya sea para uso interno o para transferencia sea correcta y que en lugar de aquello este teniendo perdidas mayores que los costos que se tratan de evitar no realizando los procedimientos adecuados.
En una segunda fase, los avances continuaron y empezaron a permitir el diagnostico de algunos componentes electrónicos que contenían el sensor y poder dar un aviso de alerta sobre el funcionamiento general de todos los componentes electrónicos. Hoy en día podríamos decir que hemos llegado a la tercera fase gracias a los avances que se tienen en electrónicas con procesadores de mayor capacidad y más alta velocidad de procesamiento acompañado de importantes desarrollos en el software de diagnóstico, que hacen que este tipo de equipos se cataloguen como instrumentación inteligente con diagnósticos “avanzados”.
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3. PRINCIPALES TECNOLOGIAS EN MEDICIÓN DE FLUJO:
Gracias a estos avances se ha conseguido anticiparse a los problemas que pueda tener un equipo en su funcionamiento, en su medición y aún en su entorno de operación.
Las principales tecnologías usadas hoy en día son:
Para poder evaluar adecuadamente el avance en los diagnósticos que tiene cada tecnología de medición de flujo, debemos conocer muy bien su principio de operación y mediante los diagnosticos “avanzados”, sobre que parámetros del medidor se están realizando, que nos garantiza y que tipo de ahorros implica.
1. Medidores de desplazamiento positivo (PD meters) 2. Medidores tipo turbina 3. Medidores Coriolis (másicos) 4. Medidores Ultrasónicos (USM) 5. Medidores Magnéticos 6. Medidores Vortex 7. Medidores de flujo por presión diferencial.
OPINIÓN DE LOS USUARIOS
De las tecnologías para medición de flujo listadas y si hablamos de transferencia de custodia (compra/venta), especialmente de hidrocarburos, solo aplican los cuatro primeros y en el caso de gas natural también se aceptan el ultimo usando placas de orificio.
• Me gustaría verificar la salud y la calibración del Medidor sin removerlo de la línea de proceso y sin usar equipo extra. • Esto reduciría los tiempos de detección de fallas y los costos de mantenimiento. • Necesitaría menos personal y equipos para verificar mi medición. • Tendría mayor tiempo mis equipos en operaciones de producción.
3.1. MEDIDORES DE DESPLAZAMIENTO POSITIVO (PD METERS). 3.1.1.PRINCIPIO DE OPERACIÓN DE LOS MEDIDORES DE DESPLAZAMIENTO POSITIVO.
Para hacerlo claro vamos a ver cada una de las tecnologías de medición de flujo, su principio de operación, sus ventajas y desventajas y sus avances en diagnosticos.
Los medidores de desplazamiento positivo datan de finales de los años 1930´s y son los únicos medidores que miden volumen directamente. Los hay de diferentes tipos de elementos internos como aspas deslizantes, rotores, piñones ovalados, etc.; los cuales se encargan de dividir dentro de la cámara de medición el fluido en segmentos con un volumen determinado de manera específica.
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3.1.3. DESVENTAJAS
Balinera del árabe Figura 1
cámara de medición
alojamiento de medidor
rotor
• Calibrado sobre sustancia (M.F.) • Unidireccional, intrusivo • Fugas por cambio de viscosidades • Manejo de aire (eliminadores de aire/gas) • Manejo de solidos (Filtración) • Rangeabilidad limitada (1:5) • Flujos limitados (16” / 10.000 BPH) • Alto mantenimiento (filtros o alta protección) • No hay diagnósticos
leva
Teoría de operación
sh
Mediante del uso de ejes, rodamientos y piñones, el movimiento de los elementos primarios se transmite a unos totalizadores que se encargan de contar el número de segmentos de flujo que han pasado a través de la cámara y de esta manera saber el volumen total que ha pasado por el medidor en un momento determinado.
Figura 2
álabe
piñones intermedios
trayectoria del álabe
engranaje del calibrador
3.1.2. VENTAJAS • Buen desempeño en alta viscosidad (sello de líquido) • Bajo precio en pequeños • No se requiere acondicionamiento de flujo • Tecnología tradicional (más de 70 años en el mercado)
sentido del liquido engranaje del rotor Transmisión de movimiento (conteo)
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3.1.4. AVANCES EN DIAGNOSTICOS
3.2.2. VENTAJAS
Ninguno, se deben hacer validaciones y calibraciones continuas.
• Bajo precio • Excelente repetitividad • Tecnología tradicional (más de 40 años en el mercado) • Baja caída de presión
3.2. MEDIDORES TIPO TURBINA 3.2.1. PRINCIPIO DE OPERACIÓN DE LOS MEDIDORES TIPO TURBINA
3.2.3. DESVENTAJAS • Calibrado sobre sustancia (M.F.) • Unidireccional, intrusivo • Manejo de aire (eliminadores de aire/gas) • Manejo de solidos (Filtración) • Acondicionadores de flujo • Rangeabilidad limitada (1:10) • Alto mantenimiento (filtros o alta protección) • No hay diagnósticos
El principio de operación de las turbinas es bastante simple y data de los años 1960´s bajo un desarrollo realizado por la NASA para sus cohetes y no solo para impulsarlos o frenarlos en sus operaciones si no para medir la velocidad de los fluidos a través de ella y regular la operación. Se tiene un rotor que va girando y en uno de sus costados va una bobina o pick-off que ante el paso de los alabes, produce pulsos y con el conteo de estos se puede deducir la velocidad del fluido y la cantidad del mismo que está pasando a través del rotor.
Figura 3
Teoría de operación
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Figura 4
3.2.4. AVANCES EN DIAGNOSTICOS Ninguno, se deben hacer validaciones y calibraciones continuas.
3.3. MEDIDORES TIPO CORIOLIS (MÁSICOS). 3.3.1. PRINCIPIO DE OPERACIÓN DE LOS MEDIDORES TIPO CORIOLIS. La fuerza de Coriolis fue identificada inicialmente en 1835 y se refirió como la desviación con respecto a la superficie terrestre de cualquier objeto que se mueve sobre la tierra. Esta fuerza también puede ser producida en un tubo(s) vibrante(s). Cuando un líquido se mueve a través del tubo que está vibrando, la fuerza de Coriolis hará que el tubo (s) se distorsione ligeramente. El grado de deformación es directamente proporcional a la rata de flujo másico del fluido. Fabricantes de medidores tipo Coriolis utilizan diversas técnicas patentadas para controlar la magnitud de la distorsión y procesar las señales medidas para convertirlas en información de medición útil.
Teoría de operación – Sin Flujo
A medida que la rata de flujo a través del tubo que está vibrando se incrementa, la distorsión entre la entrada y salida del tubo también se incrementará. Adicionalmente a la medición de la fuerza de Coriolis o torsión, la mayoría de los medidores son capaces de utilizar la frecuencia de vibración de los tubos para medir la densidad. La densidad se relaciona con la frecuencia aunque no linealmente si mediante la siguiente ecuación: ρ= C0 + C1T² Donde, ρ = Densidad del fluido C0 & C1 = Constantes T = Tiempo del periodo del tubo
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El diseño de los tubos de los medidores tipo Coriolis, define la potencial precisión en densidad del medidor. Primero que todo, el diseño define de manera fundamental la relación entre la densidad y la sensibilidad, repetitividad y linealidad del medidor; segundo, este define la sensibilidad a efectos secundarios como temperatura, presión, flujo y
viscosidad. Al igual que en todos los densitómetros de elemento vibratorio, la metodología del fabricante para la calibración en fábrica y la capacidad para definir la respuesta del medidor contra estándares trazables, determinará en última instancia el rendimiento del medidor en el campo.
Figura 5
Teoría de operación – Respuesta del tubo con flujo
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Figura 6
Teoría de operación Elementos sensores
3.3.2. MEDICIÓN DE MASA Y VOLUMEN
3.3.3. VENTAJAS
Sin tener en cuenta el muestreo, los cálculos y las medidas necesarias para hacer las correcciones a una medición en volumen, es raro en la industria petrolera aceptar una transferencia de custodia que tendrá lugar sobre la base de una medida en masa.
• Sin partes móviles. • Fácil de usar. • No intrusivo – bidireccional. • Calibración (M.F.) independiente de sustancia. • Tres variables simultáneas. • Alta rangeabilidad (20:1 en CT y 100:1 en general) • Alta exactitud (0.05% en masa y 0.0002 g/cc en densidad) • Manejo de bolsas de aire (gas entrampado) • No hay necesidad de filtro (opcional) • Diagnósticos predictivos avanzados (verificación del sensor y la electrónica) • Mínimo mantenimiento (no partes móviles)
La mayoría de los medidores de Coriolis puede medir la densidad del fluido, por lo tanto, puesto que el volumen es igual al flujo de masa dividido por la densidad, la electrónica asociada puede ser programada para entregar la información en volumen. En este punto, los medidores tipo Coriolis se han convertido en contadores de volumen y pueden proporcionar una salida similar a otros medidores tales como el desplazamiento positivo, contadores de turbina y ultrasónicos. Es necesario evaluar tanto la precisión de la medición de la masa y la exactitud de la medición de la densidad cuando se considera la precisión de la salida de volumen. Los medidores Coriolis pueden diferir drásticamente en su especificación de la precisión de densidad y por lo tanto, difieren radicalmente en su exactitud en medición volumétrica.
3.3.4. DESVENTAJAS • Limitación en flujo / tamaño (12” / 15.000 BPH) • Los sensores pequeños no se reparan.
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3.3.5. AVANCES EN DIAGNOSTICOS En los medidores tipo coriolis, la medición de masa, volumen y densidad depende de la rigidez de los tubos y el desempeño del medidor, por tanto cualquier variación debida a corrosión, erosión, incrustaciones, etc., hará que cambie su frecuencia natural de vibración y a su vez la media de flujo o densidad asociada.
Figura 7
Como diagnosticar la rigidez de los tubos
3.4. MEDIDORES ULTRASÓNICOS 3.4.1. PRINCIPIO DE OPERACIÓN DE LOS MEDIDORES ULTRASÓNICOS La medición de flujo por técnicas acústicas fue propuesta por primera vez en 1935, el primer medidor operativo fue construido en 1948 y con los avances de la electrónica los primeros medidores confiables fueron construidos a mediados de los 1960´s. La compañía Británica de Gas desarrollo el medidor Multipath para gas a mediados de los 1.980´s, licencia que fue adquirida por DANIEL quien
continúo con los desarrollos para tener el primer medidor de tipo industrial para gas en los 1.990´s, con el éxito en gas se continuo el desarrollo para medidores en líquidos teniéndose los primeros a mediados de la primera década del siglo 21. Estos medidores se denominaron Medidores de Tiempo de Transito o Tiempo de Vuelo. Los medidores Ultrasónicos son inferenciales, es decir, deducen la rata de flujo a partir de la medición del tiempo de tránsito de pulsos de sonido de alta frecuencia que viajan diagonalmente a través de la tubería aguas abajo con el flujo y aguas arriba contra el flujo; la diferencia entre estos tiempos de transito es relacionado con la velocidad promedio del líquido a través de múltiples caminos acústicos. Gracias a las técnicas de cálculo numérico usadas se puede determinar el promedio de la velocidad axial del fluido y la rata de flujo a las condiciones de la línea a través del medidor.
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3.4.2. VENTAJAS
INGENIERÍA EN DETALLE
• Sin partes móviles. • Fácil de usar. • No intrusivo • Alta rangeabilidad (10:1 en CT y 24:1 en general) • Alta exactitud (0.15%) • Manejo de altos flujos • Capacidad de diagnósticos avanzados (predictivos) • Reparable en sitio (algunos modelos) • No necesidad de filtro (opcional) • Bajo mantenimiento (no hay partes móviles)
Figura 8
3.4.3. DESVENTAJAS • Limitaciones en flujo (tamaños pequeños) • Necesidad de acondicionamiento de flujo • Limitaciones en viscosidad (150 *C) • Limitaciones en temperatura (1000 cP) • “Limitaciones” en proving (subsanable mediante el uso de otras técnicas)
Principio de medición de tiempo de transito.
A medida que la rata de flujo a través del medidor se incrementa, el delta de tiempo entre la medida aguas arriba y la medida aguas abajo también se incrementará.
3.4.4. AVANCES EN DIAGNOSTICOS
Figura 9
Como diagnosticar la rigidez de los tubos
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INGENIERÍA EN DETALLE
En los medidores ultrasónicos el perfil de flujo es básico para que la medición de flujo sea correcta, cualquier distorsión en este perfil distorsionara la medida. Mediante los diagnosticos avanzados se toma una impresión de cada una de las variables al momento de instalar el equipo y se están comparando continuamente con los datos actuales, cualquier desviación por fuera de unos rangos de tolerancia establecidos, generara una alerta y sus respectivas acciones remediales.
3.5. MEDIDORES MAGNÉTICOS 3.5.1. PRINCIPIO DE OPERACIÓN DE LOS MEDIDORES MAGNÉTICOS Flujo Volumétrico: Q = V * A dónde: Q = Rango de flujo; V = Velocidad; A = Área Ley de Faraday: E=kBDV y V = E/kBD donde: V=Velocidad del conductor; k=constante de Proporcionalidad; E=Voltaje Inducido B=Fuerza del campo magnético; D=Longitud del conductor
Figura 10
Principio de funcionamiento de magneticos
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3.6.4. AVANCES EN DIAGNOSTICOS
VENTAJAS
• Verifica la Electrónica con un generador de frecuencia interno • Verifica el Sensor Piezoeléctrico verificando la magnitud/fuerza de la variable (sig/tr) .
• Sin partes móviles. • Fácil de usar. • No intrusivo • Tecnología tradicional • Diversos tamaños • Manejo de altos flujos • Capacidad de diagnósticos avanzados (Smart) • No necesidad de filtro (opcional) • Bajo mantenimiento (no hay partes móviles)
3.7. MEDIDORES FLUJO POR PRESIÓN DIFERENCIAL
3.7.1. PRINCIPIO DE MEDICION DE FLUJO POR PRESION DIFERENCIAL
3.5.3. DESVENTAJAS
Medición basada en el Principio de Bernoulli que relaciona presión y velocidad: El área del orificio es más pequeña que el área de la tubería y al pasar a través del orificio la velocidad del fluido aumenta al tiempo que la presión disminuye y se forma una descarga con área mínima (vena contracta). Luego la descarga se expande y se empieza a recuperar presión. Elemento primario de medida de flujo más utilizado, versátil y de bajo costo es la placa de orificio.
• Requiere flujo laminar • Calibrar según sustancia • Sustancias limitadas (magnéticamente conductoras) • Rangeabilidad limitada • Precisión mayor a 0.25%
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3.7.2. VENTAJAS • Simple • Bajo precio • Diversos tamaños • Tecnología tradicional
3.7.3. DESVENTAJAS • Baja exactitud • Corrimiento de la calibración • Se diseña de acuerdo con el fluido • Alta caída de presión • Rangeabilidad limitada • Relación cuadrática • Error mayor a 1%
Bibliografía: • Micro Motion literature y White Papers (www.micromotion.com)
3.7.4. AVANCES EN DIAGNOSTICOS
• Coriolis Meters for Liquid Measurement – Marsha Yon – MMI (comite API)
Ninguno, solo sobre el transmisor de presión pero nada sobre el elemento primario, el cual en un alto porcentaje nunca se revisa.
• Coriolis Technology Creates Superior Meters – Chuck Stack • DANIEL literature y White Papers (www.DANIEL.com) • FMC literature y White papers (http://www.fmctechnologies.com) • Rosemount literature y white Papers (http://www2.emersonprocess.com/en-US/ brands/rosemount/Flow/Pages/index.aspx )
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MediciÓn de Gas a Tea
El hombre se ha preocupado por maximizar la industria, cuidando el medio ambiente mediante la generacion de actividades autosostenibles; es asi queen el sector de Oil &Gas,la preservación dela flora y fauna, juega un rol importante en el desarrollo habitual de las actividades de producción de hidrocarburos.
Dado el impacto de esta industria en todo el sector productivo, es deseable que los procesos de producción, tengan altos niveles de eficiencia para con ello aprovechar al máximo los productos finales; si embargo hoy las grandes industrias aun requieren afinar sus procesos de manera que mientras se llega al dia en que las emisiones al medio ambiente sean nulas, se implementen buenas practicas para situaciones que mitigen los riesgos operativos con consecuencias a las personas, el medio ambiente y las instalaciones.
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Varios países poseen reglamentaciones en la cual toda quema, desperdicio o emision a la atmosfera de gas esta prohibida y será objeto de pago de regalias o sanciones. venteos y emisiones fugitivas son los tiempos de duración, fecha y volumen de la quema usando medición de flujo de manera indirecta además de indicar la causa y justificación del evento debidamente soportado. La mayoria de elementos utilizados para la medicion de flujo, usan dispositivos para calcular el caudal de forma indirecta mediante el calculo de la diferencia de presion que se produce en el mismo.
Por eso durante la planeación del proyecto, debemos estimar elementos que midan, controlen y mitiguen operativamente las emisiones de gas a la atmosfera, favoreciendo una operación confiable y segura en las estaciones. Dentro de las alternativas de control, debemos considerar además de las actividades propias de la operación y capacitación del personal asociado a estas actividades una ubicación adecuada de equipos e instalaciones, la selección apropiada de tecnología (bajo riesgo ambiental, eficiencia operativa, madurez, conocimiento), la implementación de programas eficaces de mantenimientos preventivos-correctivos y la toma de muestras para realizar el control de las variables apropiadas al proceso (verificación periódica).
Actualmente existen algunas tecnologias que pueden usarse para la medicion de emisiones en gas de tea, cabe anotar que este tipo de eventos considera cambios abruptos de flujo, bajas caidas de presion y un amplio rango de velocidades, es por ello que se debe tomar una decision cuidadosa y bien fundamentada para usarlos en estas aplicaciones Algunos de los factores para la eleccion del tipo de medidor adecuado son rango, exactitud requerida, perdida de presion, tipo de fluidos y detalles de la calibracion.
Los indicadores que deben reportarse de manera obligatoria para el caso de emisiones atmosféricas,
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Enumeraremos dos de las tecnologias mas comunes para este tipo de aplicación: Medidor Ultrasonico
Hay dos tipos de medidores de flujo por ultrasonidos: Doppler: Miden los cambios de frecuencia causados por el flujo del líquido. Se colocan dos sensores cada uno a un lado del flujo a medir y se envía una señal de frecuencia conocida a través del líquido. Tránsito: Tienen transductores colocados a ambos lados del flujo. Su configuración es tal que las ondas de sonido viajan entre los dispositivos con una inclinación de 45 grados respecto a la dirección de flujo del líquido. El medidor ultrasónico de flujo de gas mide el flujo, en especial gas natural, al medir la diferencia de señales en el tiempo de tránsito con y contra el flujo de gas a través de una o más trayectorias de medición. Cada trayecto de medición está definido por un par de transductores en los cuales cada transductor alternadamente actúa como transmisor y receptor. El medidor usa las mediciones del tiempo de tránsito y la información de la ubicación del transductor para calcular la velocidad promedio del gas.
factor de correccion de numero de reynolds se necesita para modificar la velocidad calculada y corregir el promedio del area transversal. Esto se puede lograr utilizando un valor fijo o, para mas exactitud midiendo la presion y temperatura para despues aplicar una correccion activa de los tiempo de medicion de transito.
Algunos medidores cuentan con pares adicionales de sensores para mejorar las medidas. Debido a que este medidor utiliza trayectorias de linea central, se necesita informacion adicional para la velocidad promedio del gas en movimiento. Este factor algunas veces llamado
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Medidor de dispersion termica
Los medidores de flujo de Dispersión Térmica funcionan de tal manera que los elementos que componen el sensor son calentados o enfriados y están conectados en base a un puente de resistencias (Puente de Wheatstone). Si se mantiene constante la corriente eléctrica que circula por un elemento conductor, la relación entre la temperatura (resistencia eléctrica) y el caudal es directamente proporcional. Por otra parte, se puede mantener constante la resistencia, en cuyo caso la potencia varía al aumentar o disminuir el flujo. Desventajas: Presentan una mantención regular frente a fluidos contaminados: humedad o sólidos en suspensión. Algunos modelos son sensibles con respecto a la composición del gas (mezclas). Requieren de una calibración precisa y no todos los fabricantes poseen certificados.Pueden alterar la medición frente a cambios bruscos de temperatura por efecto de transferencia térmica en los sensores.Pueden leer flujo inverso, pero no señalar si es directo o no.
Los medidores de flujo de dispersión térmica son instrumentos ideales para mediciones de flujo a tea debido a su sensibilidad de bajo flujo y alto rango. Los equipos dispersion térmica pueden medir en forma volumétrica, volumétrica normalizada o másica, lo que implica evitar el uso de computadores de flujo para compensar, comparar o realizar análisis de consumos con flujos medidos a diferentes presiones y temperatura. Ventajas: Presentan una variación amplia del rango de medición. No poseen partes móviles. Presentan pérdidas de carga en la línea despreciables. Rápida respuesta frente a cambios de flujo. Sensibilidad alta, incluso a flujos bajos.
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PARÁMETROS DE EVALUACIÓN
CALIFICACIÓN CUANTITATIVA TIPO DE TECNOLOGIA
Peso (%)
CRITERIO
Tecnología
33%
Atributo
Peso (%)
ULTRASONICA
DISPERSION TERMICA
Calificación
Resultados
Calificación
Resultados
15
9
1,4
8
1,2
5
9
0,5
9
0,5
Asistencia técnica
5
9
0,5
9
0,5
Integralidad
25
9
2,3
9
2,3
Exactitud
25
9
2,3
9
2,3
Rangeabilidad
25
9
2,3
9
2,3
Grado de desarrollo Garantía del fabricante
Sub-total
100
9,0
8,9
3,0
Operación y Mantenimiento
33%
2,9
Confiabilidad
25
9
2,3
9
2,3
Facilidad mantenimiento
30
10
3,0
9
2,7
Tiempo de instalación y comisionamiento
15
9
1,4
9
1,4
30
9
2,7
8
2,4
Calibración Sub-total
100
9,3
8,7
3,1 Presupuesto
34%
Sub-total
TOTAL
2,9
CAPEX
70
5
3,5
4
2,8
OPEX
30
9
2,7
9
2,7
100
6,2
5,5
2,1
1,9
8,1
100%
58
7,7
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INGENIERÍA EN DETALLE
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INGENIERÍA EN DETALLE
Conclusiones Es una aplicación demandante que requiere un medidor meneje una alta rangeabilidad, que permita medir las variaciones presentadas en fugas o contingencias presentadas las cuales pueden ser de alto o bajo potencial.
En cuanto a mantenimiento son tecnologias muy similares, sin embargo la tecnologia ultrasonica, presenta menor variacion ante presencia de corrientes sucias respecto a la tecnologia de dispersion termica.
Tanto la tecnologia ultrasonica como la de dispersion termica poseen las habilidades para ser implementadas en este tipo de aplicacion, dada su alta rangeabilidad y su baja caida de presion.
Los costos en cualquiera de las tecnologias son muy similares, y ellos varian a medida que se desea mayor exactitud en la medida.
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INGENIERÍA EN DETALLE
ING. JUAN JOSE ACEVEDO RUEDA
Ing. Electronico, Especialista en Telecomunicaciones de la Universidad Industrial de Santander, Candidato a Magister en Ing Industrial Universidad Pontificia Javeriana, 10 años de experiencia en el sector de Hidrocarburos, actualmente se desempeña como profesional de Automatización y Medición para el desarrollo de proyectos en la Vicepresidencia Regional Central en ECOPETROL S.A.
ULTRASÓNICO • Puede ser una tecnologia NO intrusiva, y con mayor numero de sensores presenta mejor exactitud en la medida. • Minimo mantenimiento en el caso de no tener piezas moviles, es una tecnología con una alta rangeabilidad.
Ha participado en el diseño y ejecucion de proyectos tales como: Plantas de Gas, Plantas de deshidratación y tratamiento de crudo, Plantas de inyección de agua, Plantas de agua potable, Sistemas de medición dinámica y estática. Monitoreo y Control de pozos, Redes de gas e hidrocarburos.
DISPERSION TERMICA • Sensible ante fluidos sucios. • Mantenimientos mas frecuentes, en cuanto a limpieza. • Es una tecnología con una alta rangeabilidad.
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DE LA TEORÍA A LA PRÁCTICA
Análisis Técnico Económico para
la Implementación de una Bomba Adicional
para el Sistema de Inyección de Agua
del Campo Casabe Sur Resumen
Actualmente las compañías independientes del tipo de sector en que desarrollen su negocio buscan maximizar sus ingresos, por esta y muchas razones es importante el desarrollo de metodologías sistemáticas que asegura la viabilidad de sus inversiones en el tiempo, valiéndose de metodologías estadísticas que simulen varias alternativas.
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DE LA TEORÍA A LA PRÁCTICA
Las compañías del sector Oil&Gas no están excentas de realizar un buen estudio de viabilidad técnico económica para tomar las mejores decisiones de inversión y más aun debido a los precios variables que se manejan en los mercados y a lo sensible de las reservas, el sector está desarrollando métodos en busca de mejorar el factor de recobro de los yacimientos. Para el caso de estudio se aplica al yacimiento una presión externa por medio de un sistema de inyección de agua en busca de mantener la presión del yacimiento, manteniendo una curva de declinación viable y mejorar el factor de recobro. Para esta situación se revisara la condición más favorable de configuración del sistema de inyección de agua para el negocio, es decir, si el sistema requiere equipos de stand by para cubrir los periodos en los que los equipos principales serian atendidos por mantenimiento y revisando el comportamiento del yacimiento en los diferentes escenarios planteados. Palabras Clave: Bomba, Inyección, Yacimiento, Presión de Burbuja, Modelamiento, Inversión, Selección, Combustibles, Micronaje, Lubricantes, Elementos filtrantes.
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DE LA TEORÍA A LA PRÁCTICA
1. Introducción En un yacimiento sometido a un proceso de producción primario, se utiliza fundamentalmente la energía natural del yacimiento. Durante este proceso el petróleo se encuentra bajo presión dentro de los poros de las rocas que forman el yacimiento. Por ello, cuando se perfora un pozo, el petróleo se expande hacia la zona de menor presión. El petróleo (“black oil”) contiene una cantidad significativa de gas natural en disolución. Cuando el petróleo pasa a la zona de baja presión del pozo, por debajo de “la presión de burbuja”, el gas deja de estar disuelto y empieza a expandirse empujando al petróleo a la zona de menor presión. A medida que se continua retirando liquido del yacimiento, la presión disminuye poco a poco. Esto hace que la velocidad de flujo del líquido hacia el pozo se haga menor y se libere menos gas. Cuando el petróleo ya no llega a la superficie se hace necesario instalar un mecanismo de levantamiento artificial en el pozo para continuar extrayendo el crudo desde el fondo del pozo a la superficie. Independientemente de si se aplica o no un método de levantamiento artificial, cuando la producción primaria se acerca a su límite económico, es posible que solo se haya extraído un pequeño porcentaje del crudo almacenado, que normalmente no supera el 30 % de factor de recobro. Por ello, es necesario aplicar sistemas para complementar esta producción primaria. Estos sistemas complementarios son conocidos como procesos de recuperación mejorada de
petróleo y pretenden aumentar la recuperación de crudo suministrando energía al yacimiento. Con estos métodos se aumenta el factor de recobro del yacimiento. Uno de los métodos de recuperación mejorada mas aplicados es la inyección de agua. Por ello, el problema físico considerado en este trabajo es un proceso de recuperación mejorada por inyección de agua, donde el agua desplaza el petróleo manteniendo la presión en el yacimiento más o menos constante. En esta técnica de recuperación mejorada, el agua inyectada va desde los pozos de inyección hacia los pozos de extracción desplazando el petróleo hacia los pozos de producción. En este trabajo el flujo de petróleo y agua es modelado como flujo incompresible bifásico a través de medio poroso, despreciando la presencia de gas por no disponer de simuladores de flujo compresible para realizar las simulaciones. La primera inyección ocurrió accidentalmente cuando el agua, proveniente de algunas arenas acuíferas poco profundas o de acumulaciones de aguas superficiales, se movía a través de las formaciones petrolíferas, entraba al intervalo productor en los pozos perforados e incrementaba la producción de petróleo en los pozos vecinos. En esa época se pensó que la función principal de la inyección de agua era la de mantener la presión del yacimiento y no fue sino hasta los primeros año de 1980, cuando los operadores notaron que el agua que había entrado a la zona productora había mejorado la producción.
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DE LA TEORÍA A LA PRÁCTICA
2. Tipos de Inyección De acuerdo con la posición de los pozos inyectores y productores, la inyección de agua se puede llevar a cabo de dos formas diferentes.
Para 1907, la práctica de la inyección de agua tuvo un apreciable impacto en la producción de petróleo del Campo Bradford. El primer patrón de flujo, denominado una invasión circular, consistió en inyectar agua en un solo pozo, a medida que aumentaba la zona invadida y que los pozos productores que la rodeaban eran invadidos con agua, estos se iban convirtiendo en inyectores para crear un frente circular más amplio.
2.1 Inyección Periférica o Externa Consiste en inyectar el agua fuera de la zona de petróleo, en los flancos del yacimiento. Se conoce también como inyección tradicional y en este caso, el agua se inyecta en el acuífero cerca del contacto agua petróleo.
Este método se expandió lentamente en otras provincias productoras de petróleo debido a varios factores, especialmente a que se entendía muy poco y a que muchos operadores estuvieron en contra de la inyección de agua dentro de la arena.
Características. 1.
Se utiliza cuando no se posee una buena descripción del yacimiento y/o la estructura del mismo favorece la inyección de agua.
Además, al mismo tiempo que la inyección de agua, se desarrollo la inyección de gas, generándose en algunos yacimientos un proceso competitivo entre ambos métodos. En 1921, la invasión circular se cambio por un arreglo en línea, en el cual dos filas de pozos productores se alternaron en ambos lados con una línea igual de pozos inyectores. Para 1928, el patrón de línea se reemplazo por un arreglo de 5 pozos. Después de 1940, la práctica de la inyección de agua se expandió rápidamente y se permitieron mayores tasas de inyección.
2. Los pozos de inyección se colocan en el acuífero, fuera de la zona de petróleo.
En la actualidad, es el principal y más conocido de los métodos de recuperación secundaria, constituyéndose en el proceso que más ha contribuido al recobro del petróleo extra. Hoy en día, más de la mitad de la producción mundial de petróleo se debe a la inyección de agua.
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DE LA TEORÍA A LA PRÁCTICA
Ventajas. 1. Se utilizan pocos pozos. 2. No requiere de la perforación de pozos adicionales, ya que se pueden usar pozos productores viejos como inyectores. Esto disminuye la inversión en áreas donde se tienen pozos perforados en forma irregular o donde el espaciamiento de los pozos es muy grande. 3. No se requiere buena descripción del yacimiento para iniciar el proceso de invasión de agua.
Desventajas. 1. Una porción de agua inyectada no se utiliza para desplazar el petróleo.
4. Rinde un recobro alto de petróleo con un mínimo de producción de agua. En este tipo de proyecto, la producción de agua puede ser retrasada hasta que el agua llegue a la última fila de pozos productores.
2. No es posible lograr un seguimiento detallado del frente de invasión, como si es posible hacerlo en la inyección de agua en arreglos.
Esto disminuye los costos de las instalaciones de producción de superficie para la separación aguapetróleo.
3. En algunos yacimientos, no es capaz de mantener la presión de la parte central del mismo y es necesario hacer una inyección en arreglos en esa parte de yacimientos. 4. Puede fallar por no existir una buena comunicación entre la periferia y el centro del yacimiento. 5. El proceso de invasión y desplazamiento es lento, y por lo tanto, la recuperación de la inversión es a largo plazo.
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DE LA TEORÍA A LA PRÁCTICA
Ventajas. 1. Produce una invasión más rápida en yacimientos homogéneos, de bajos buzamientos y bajas permeabilidades efectivas con alta densidad de los pozos, debido a que la distancia inyector es pequeña.
2.2 Inyección en arreglos o dispersa
Esto es muy importante en yacimientos de baja permeabilidad.
Consiste en inyectar el agua dentro de la zona de petróleo. El agua invade esta zona y desplaza los fluidos del volumen invadido hacia los pozos productores. Este tipo de inyección también se conoce como inyección de agua interna, ya que el fluido se inyecta en la zona de petróleo a través de un número apreciable de pozos inyectores que forman un arreglo geométrico con los pozos productores.
2. Rápida respuesta del yacimiento. 3. Elevadas eficiencias de barrido real. 4. Permite un buen control del frente de invasión y del factor de reemplazo. 5. Disminuye el efecto negativo de las heterogeneidades sobre el recobro.
Característica.
6. Rápida y respuesta de presiones.
1. La selección del arreglo depende de la estructura y
7. El volumen de la zona de petróleo es grande en un periodo corto.
limites del yacimiento, de la continuidad de lasarenas, de la permeabilidad, de la porosidad y del numero y posición de los pozos existentes.
2. Se emplea, particularmente, en yacimientos con pozo buzamiento y una gran extensión areal.
A fin de obtener un barrido uniforme, los pozos inyectores se distribuyen entre los pozos productores existentes en inyectores, o se perforan pozos inyectores interespaciados. En ambos casos, el propósito es obtener una distribución uniforme de los pozos, similar a la utilizada en la fase primaria de recobro.
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DE LA TEORÍA A LA PRÁCTICA
Desventajas. 1. En comparación con la inyección externa, este método requiere una mayor inversión, debido al alto número de pozos inyectores.
Debido a la proyección de sustentación de presión del yacimiento y trazar el plan para mejorar el factor de recobro, se proyecto realizar la inyección de agua temprana, la cual se realiza por medio de un sistema de 2 bombas multietapas que inyectan al yacimiento un caudal de 15000 bls/dia de agua a una presión de 4000 psi (Figura 1).
2. Es más riesgosa. 3. Exige un mayor seguimiento y control y, por lo tanto, mayor cantidad de recursos humanos. Es importante señalar que la práctica de arreglos geométricos regulares para ubicar los pozosinyectores es algo que cada día se usa menos, ya que con los avances en descripción de yacimientos, al tener una buena idea de las características de flujo y la descripción sedimentalógica, es posible ubicar productores e inyectores en forma irregular, pero aprovechando al máximo el conocimiento de las característica del yacimiento y optimizando el numero de pozos.
Figura 1
3. Antecedentes y Estado Actual El estudio se está realizando en un campo de producción denominado Casabe Sur, el cual viene siendo explotado por Ecopetrol S.A. desde el 2009 y actualmente tiene una producción de crudo de aproximadamente 4000 Bls/dia con un API de 32ª y una producción de Gas de 1.5 MPCSD.
Configuración Actual del Sistema de Inyección de Agua
En la actual configuración existen 12 pozos productores de crudo y 6 pozos inyectores de agua posicionados en tres clouster de producción (Clouster Norte, Central y Sur).
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DE LA TEORÍA A LA PRÁCTICA
De acuerdo a la configuración expuesta en la figura anterior y al no tener un equipo de relevo se requeriría un trabajo constante de los equipos instalados durante las 24 horas del día por los 365 días del año, razón por lo cual el caudal y la presión serian afectados en las situaciones en la que se requieran intervenir los equipos durante los mantenimiento preventivos y correctivos. Esta condición obligo a revisar si realmente el sistema requeriría tener un equipo de stand by al evaluar si la presión y la producción del yacimiento tendrían un nivel alto de sensibilidad al disminuir el caudal ya la presión en los periodos en los cuales se realizar el mantenimiento requerido a los equipos y proceder a evaluar el costo/beneficio de implementar este equipo.
un simulador “what if…” (“que pasa si…”), que permite inferir el impacto de nuevas políticas de mantenimiento, aplicación de nuevas tecnologías y los cambios en la mantenibilidad de los equipos, modificaciones en la configuración de los procesos de producción, cambios en la política de inventarios e implantación de nuevos métodos de producción; en la disponibilidad y la producción diferida del sistema. Tomando en cuenta lo anterior, es necesario mencionar que el proceso de mejora y aplicación de este tipo de herramientas, inicia con un proceso de capacitación de las personas que deben efectuar los análisis y de aquellos que deben tomar decisiones apoyándose en sus resultados.
4. Análisis CDM – RAM El análisis CDM - RAM permite pronosticar para un período determinado de tiempo la disponibilidad y el factor de producción diferida de un proceso de producción, basado en la configuración del sistema de producción, la confiabilidad de sus componentes y en la filosofía de operación y mantenimiento.
La presente propuesta detalla la opción de capacitación intensiva en los fundamentos teóricos y aplicación en casos reales del Análisis CDM – RAM en procesos de producción, apoyándose en el uso de herramientas computacionales especialmente diseñadas, que facilitan las labores de análisis y el manejo integral de la información.
El análisis se sustenta en un modelo de simulación que toma en cuenta la configuración de los equipos, las fallas aleatorias, las reparaciones, las paradas parciales y totales y el mantenimiento planificado. La base fundamental de éste análisis es la selección de los Tiempos Promedio Para Fallar (TPPF) y los Tiempos Promedio Para Reparar (TPPR), para los equipos que conforman el sistema de producción, tomados tanto de bancos de datos genéricos de la industria, como experiencia propia y opinión de expertos. Una vez construido, el modelo de Confiabilidad, Disponibilidad y Mantenibilidad (CDM) trabaja como
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DE LA TEORÍA A LA PRÁCTICA
4.1. Recolección de Información de Falla de los Equipos Debido a que no se tiene registro histórico de falla de los equipos por ser componentes con muy pocas horas de servicio, se tomo como referencia el histórico de falla de equipos de las mismas características instalados en otro campo de producción. Para la recolección y filtro de la información el equipo se dividió en los siguientes componentes:
• Variador de Velocidad • Motor • Cámara de Empuje • Bomba
La información recopilada obedece a las paradas registradas en el sistema de información de la compañía llamado Ellipse, del que se abstrajeron los modos de falla, tiempo de reparación, down time del equipo y costo asociado a la intervención. En la Figura 2 se presenta la información recolectada y los cálculos más probables de tiempo Medio entre fallas y tiempo medio de reparación para los componentes. Estos cálculos se realizaron utilizando Crystal Ball mediante una distribución Lobnormal y su respectivo análisis de sensibilidad.
• Periféricos Recolección de Datos de Equipos
Figura 2
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DE LA TEORÍA A LA PRÁCTICA
Figura 3
Diagrama de Bloques Software RAPTOR para Sistema de Inyección de Agua sin bomba de Back Up
4.2. Modelamiento del Sistema El modelamiento del comportamiento de la disponibilidad, confiabilidad y mantenibilidad se realizo mediante un software llamado RAPTOR, utilizando como datos de entrada los expuestos en el numeral anterior para cada uno de los componentes. Se realiza el modelamiento de dos escenarios:
Figura 4
Sistema compuesto por 2 bombas multietapas de las cuales las 2 trabajan constantemente Sistema compuesto por 3 bombas multietapas de las cuales 2 trabajan constantemente y una estaría como backup. Estos dos escenarios se presentan en las siguientes figuras con sus respectivos resultados.
Diagrama de Bloques Software RAPTOR para Sistema de Inyección de Agua con bomba de Back Up
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DE LA TEORÍA A LA PRÁCTICA
Figura 6
Figura 5
Resultados Modelamiento Software RAPTOR para Sistema de Inyección de Agua con bomba de Back Up Diagrama de Bloques Software RAPTOR para Sistema de Inyección de Agua sin bomba de Back Up
Figura 7
De acuerdo a los resultados obtenidos en el modelamiento del Sistema de Inyección de Agua en RAPTOR, se obtiene que para el primer escenario se tiene una disponibilidad promedio del 96.1% y para el segundo escenario una disponibilidad de 99.8%, es decir con la bomba de back up se obtiene un incremento de disponibilidad del 3.7%. Con este incremento de disponibilidad se modelara el comportamiento de la presión y producción del yacimiento.
Curva de comportamiento de Producción de los dos escenarios
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DE LA TEORÍA A LA PRÁCTICA Figura 9
5. Modelamiento del Comportamiento de la Producción Con los valores obtenidos del análisis RAM del numeral anterior, se procede a modelar el comportamiento de la presión y producción del yacimiento mediante el Software SAHARA de los dos escenarios planteados en el numeral 4.2. De este modelamiento se obtienen los siguientes resultados.
Figura 8
Tabla de la Producción Acumulada de Crudo para los dos escenarios
6. Análisis Técnico – Económico Para el análisis se realizara base el principio de la relación beneficio/costo y con las siguientes premisas: Horizonte de Tiempo: 10 años TRM: 1800 Producción Incremental Año: 1000 Bls Precio Barril: US 75 Valor de la Inversión: US 1200000
Curva de Incremento de Producción por Inyección de Agua para los dos escenarios
En las figuras 7 y 8 se observa el comportamiento de la producción para los escenarios propuestos y se evidencia que con el incremento de la disponibilidad instalando el equipo adicional no existe un incremento sustancial en la producción del campo ya que las líneas de los dos escenarios están superpuestas en las dos figuras.
Por tal razón se obtiene: Beneficio: 1000 Bls*10 años*US75 Beneficio: US 750000 Costo: US 1200000
De la figura 9 se determina que el incremento que se obtiene al incluir este equipo es de 1000 barriles de crudo al año.
Beneficio/Costo: 0.625
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DE LA TEORÍA A LA PRÁCTICA
De acuerdo a la relación de beneficio-costo, en un horizonte de 10 años es inferior a 1, lo que indica que no es rentable realizar la inversión en las condiciones actuales del ejercicio.
• Realizar nuevamente evaluación cuando el yacimiento alcance la condición de irrupción de agua en el yacimiento para evaluar con mayor certidumbre el beneficio de incrementar un 3.7% la disponibilidad del sistema.
Es importante tener clara las siguientes apreciaciones, este comportamiento se estima se mantenga por los primeros 3.5 años, hasta finalizar el tiempo de llenado del yacimiento y se manifieste la irrupción de agua en los pozos productores, periodo en la cual si se verá afectado por la inyección de forma representativa.
• Es importante recordar que estos resultados son obtenidos de simulaciones numéricas que tienden a representar las condiciones del yacimiento y que tienen un cierto grado de incertidumbre, por lo que determinar la cantidad de años que requiere para alcanzar la condición de Irrupción del yacimiento debe tomarse como una referencia inicial, que debe ser confirmado por el comportamiento real.
7. Conclusiones
Bibliografía
• El Incremento de Disponibilidad del 3.7% con la inclusión de una bomba adicional es imperceptible bajo las condiciones actuales del yacimiento.
[1] Paris de Ferrer Magdalena, Inyección de Agua y Gas en Yacimientos petrolíferos. Maracaibo – Venezuela. Editorial Astro Data. 2004.
• La instalación de una bomba adicional se debería analizar nuevamente cuando el yacimiento alcance la condición de irrupción de agua, para evaluar con mayor certidumbre el beneficio de incrementar un 3.7% la disponibilidad del sistema, este periodo deberá confirmarse con las condiciones reales evidenciadas en el campo.
[2] Acuña Acuña Jorge, Ingenieria de Confiabilidad. Costa Rica. Editorial Tecnológica de Costa Rica. 2003. [3] Amendola Luis, Modelo Mixto de Confiabilidad. Valencia - España. Editorial PMM. 2011.
• No instalar una bomba adicional en el proyecto inicial del sistema de inyección de Agua de Casabe Sur.
[4] Amendola Luis, Organización y Gestión de Mantenimiento. Valencia - España. Editorial PMM. 2007.
• Bajo la condición anterior la instalación de una bomba adicional no mostrara rentabilidad, visto que solo tendremos costos adicionales de Inversión y mantenimiento, sin ningún tipo de beneficio.
[5] Sanchez Silva Mauricio, Introducción a la Confiablidad y Evaluación de Riesgos. Bogota – Colombia. Editorial Universidad de los Andes. 2010
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JAIME ANDRÉS MARTÍNEZ QUINTERO
WATSON MARCELO HERNANDEZ TAMAYO
Ingeniero Electrónico – Maestría en Gestión en la Industria de los Hidrocarburos (En proceso de graduación)
Ingeniero Mecánico, Universidad Industrial de Santander (2004) Cargo Ecopetrol: Coordinador de Mantenimiento CGO – CIC (E).
Cargo ECP: Profesional de Instrumentación de la Coordinación de IMC Casabe Ecopetrol
• Especialización en Ingenieria de Gas, Universidad Industrial de Santander (2010) • Maestría en Ingenieria de Confiabilidad Y Riesgo, Universidad de las Palmas de la Gran Canarias (2012) • Especialización en Producción de Hidrocarburos, Universidad Industrial de Santander (En Curso)
• Líder Especialidad Instrumentos Casabe – Coordinación IMC. • Líder del Elemento ANÁLISIS DE RIESGOS DE PROCESOS A NIVEL GERENCIA - ARP GRI. • Líder Malos Actores Casabe. • Líder Divulgaciones HSE Coordinación IMC. • Integrante Brigada Contraincendios Casabe. • Liderazgo en realización y revisión de resultados talleres RCM, RCA. • Liderazgo en la elaboración de presupuestos PACC Y PXQ de Instrumentación Casabe.
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Implementación de nuevas tecnologías para la medición de nivel de interfase en tanques para el campo Chichimente de Ecopetrol Rafael Aicardi, Andrés Sánchez Vicepresidencia de Desarrollo y Producción, Ecopetrol S.A. Bogotá, Colombia rafael.aicardi@ecopetrol.com.co sanchez.andres@ecopetrol.com.co
Resumen Teniendo en cuenta las dificultades para la medición de la interfase en tanques de tratamiento de crudos pesados y las experiencias surgidas como parte de las pruebas realizadas con diferentes tecnologías en campos cercanos como Castilla, se implementó en el campo Chichimene, perteneciente a la Vicepresidencia Regional Orinogúia (dentro de la Vicepresidencia de Desarrollo y Producción de Ecopetrol) la medición de interfase por absorción de energía como una forma adecuada a las necesidades propias de la zona para realizar la medición y el
control del nivel de interfase crudo-agua en los tanques de la estación cuyo proceso así lo requiere. Este documento señala los antecedentes y la justificación que existieron para esta necesidad de actualización tecnológica de medición y control, así como el desarrollo que se siguió para la implementación exitosa de esta tecnología en Chichimene. Palabras clave—Interfase, medición, control, absorción de energía.
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I. INTRODUCCIÓN El crudo producido y tratado en los diferentes campos de la Vicepresidencia Regional Orinoquía de Ecopetrol tiene, en términos generales, características de crudos pesados, esto es, presenta una alta viscosidad y se encuentra entre 10° y 20° en la escala API. Esta característica ha ocasionado que muchos de los métodos usados tradicionalmente para la determinación de interfase en tanques de surgencia o lavado presenten problemas al ser aplicados en estos campos, lo que ha conllevado a realizar dicho control por métodos manuales, con sus correspondientes desventajas en términos operativos y de confiabilidad del sistema. Sin embargo, hoy en día se cuenta ya con la experiencia de haber probado múltiples tecnologías en los campos de esta región, en particular en Castilla y Chichimene, lo que ha permitido concluir que la tecnología de medición de interfase por absorción de energía es una alternativa confiable y adecuada para esta aplicación, permitiendo también la incorporación de esta al sistema de control de cada estación, mejorando así la operatividad del sistema, aliviando también la carga del operador y dándole a su vez mayor flexibilidad en la realización de esta tarea.
II. ANTECEDENTES A. Descripción del proceso El subsistema de los tanques de surgencia y lavado está compuesto por una bota de gas y por un tanque de surgencia o lavado, su operación consiste en separar el agua libre de la mezcla del crudo y el gas asociado a él. La carga de crudo es recibida en el tambor o bota de gas donde parte del gas se separa del líquido para ser enviado al sistema de tratamiento de gas. El tanque de surgencia o lavado tiene un distribuidor de carga en el fondo del tanque con boquillas que facilitan la separación de agua, esta separación también es ayudada con la inyección de químicos rompedores de emulsión inversa y directa, así mismo inyección de antiespumante. En los tanques de surgencia y lavado se presentan dos niveles de líquido, uno de crudo y otro de agua, esta interfase está controlada por el peso de la columna de líquido de la pierna de agua.
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Los tanques de surgencia y de lavado tienen monitoreo de nivel total del tanque, el cual da alarma por bajo y altos niveles. El nivel de crudo es el nivel variable del tanque, porque el nivel de agua debe permanecer constante. Para mantener esta condición, se cuenta con una válvula en la línea de salida de agua de producción, la cual es operada en función de la medición de dicha interfase. El método tradicional para hacer este control de interfase es manual, donde un operador debe visualizar localmente el nivel del colchón de agua para operar la válvula. Este método requiere la construcción de infraestructura adicional consistente en un depositorio externo al tanque conocido como “pierna de agua” más los elementos de tubería y obras civiles asociados al mismo.
B. Caso Castilla En el Campo Castilla se produce crudo pesado (ver tabla I) con elevados cortes de agua. Para la medición de niveles de interfase se probaron en principio dos tecnologías en la estación
:
Castilla 2 radar de onda guiada y sonda capacitiva. El radar de onda guiado usado contaba con la tecnología TDR (reflectometría en el dominio del tiempo). En este tipo de radar, los pulsos microondas de
TABLA I DENSIDAD DE FLUIDOS VS. TEMPERATURA PARA CRUDO CASTILLA 11,5°API [6] Temperatura (°F)
ρ CRUDO* (lb/ft) (g/cc)
°API
ρ AGUA** (lb/ft) (g/cc)
60
61,7448 (0.9895)
11,500
62,4187 (1,0003)
∆ densidades (ρ AGUA − ρ CRUDO) 0,0108
80
61,3267 (0,9828)
12,471
62,2378 (0,9974)
0,0146
100
60,9086 (0,9761)
13,458
62,0006 (0,9936)
0,0175
120
60,4906 (0,9694)
14,463
61,7198 (0,9891)
0,0197
140
60,0725 (0,9627)
15,485
61,3891 (0,9838)
0,0211
150
59,8603 (0,9593)
16,002
61,2082 (0,9809)
0,0216
160
59,6482 (0,9559)
16,525
61,0147 (0,9778)
0,0219
170
59,4360 (0,9525)
17,052
60,8088 (0,9745)
0,0220
175
59,3299 (0,9508)
17,317
60,7027 (0,9728)
0,0220
baja energía son guiados por una sonda sumergida en el fluido de proceso. Cuando el pulso encuentra un fluido con una constante dieléctrica diferente del medio actual, parte de la energía rebota. La diferencia de tiempo desde el momento que se envía el pulso hasta que llega de regreso al sensor es traducido en distancia. Al utilizarlo en una aplicación en Castilla, se encontró que en ningún punto de nivel del tanque donde se instaló este instrumento se localiza una interfase definida que genere una diferencia considerable en la constante dieléctrica de los dos fluidos (agua y crudo), por lo cual esta tecnología no se encontró apta para las condiciones de proceso en tanques de lavado con características similares.
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Por su parte, la sonda capacitiva utilizada en las pruebas trabaja bajo el principio de medición de un valor eléctrico llamado capacitancia presente desde la sonda hasta la tierra eléctrica. Esto se hace midiendo el valor de la constante dieléctrica (dk) del fluido alrededor de la sonda y la distancia desde la sonda hasta el más cercano y lejano punto de tierra el cual es normalmente el agua conductiva debajo de la interfase aceite/agua. El valor de la capacitancia se incrementa si la constante dieléctrica del fluido (mezcla crudo-agua) aumenta o si el agua se acerca a la sonda. A la inversa, la capacitancia se disminuye si la constante dieléctrica del fluido (mezcla crudo-agua) disminuye o si el agua se aleja de la sonda. Al realizar pruebas con un medidor capacitivo en Castilla, el instrumento se instaló en la pared del tanque y se conectó a la fuente de energía. Sin tener conectado el instrumento al sistema de control, el equipo generó lectura local del contenido de agua. Se verificó con pruebas de laboratorio la correspondencia de la lectura del instrumento dando resultados satisfactorios de medición. Se conectó la salida de señal del instrumento al sistema de control pero no se obtuvo señal de información. Por tanto el resultado, como resultado se tuvo que la tecnología de medición de interfase con principio capacitivo es apta para las condiciones de proceso del tanque de lavado pero las comunicaciones con el sistema de control de este equipo en particular no fueron compatibles.
III. MEDICIÓN DE NIVEL DE INTERFASE POR ABSORCIÓN DE eNERGÍA EN CHICHIMENE A. Descripción de la tecnología La tecnología usada en la sonda implementada en la estación Chichimene corresponde a “medición de interfase por absorción de energía”. En líneas generales, consiste en el uso de una sonda introducida en el tanque, cuya punta emite una señal de alta frecuencia (y baja energía) con un alcance de unas 3” a la redonda. Gran parte de esta energía es absorbida por el medio que rodea a la antena, siendo capaz el instrumento de generar una señal analógica proporcional a dicha tasa de absorción. Como el agua absorbe gran cantidad de la señal emitida, mientras el aceite absorbe relativamente poca cantidad de la misma, se puede inferir directamente que la cantidad de energía absorbida por el medio es proporcional al corte de agua en el mismo. De esa manera es posible detectar el nivel de la interfase agua/aceite en el tanque y a su vez poder implementar una lógica de control totalmente automatizada para dicha interfase en función de la señal analógica obtenida.
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válvula de control en la línea de salida de agua, asociada al control de la interfase, con el fin de reducir su apertura (disminuyendo así el caudal de agua enviado hacia el sistema de tratamiento de agua de producción - STAP) y reestablecer el set point. En caso contrario, si el nivel de interfase cae por debajo del set point especificado, el controlador envía una señal a la válvula anteriormente mencionada con el fin de incrementar su apertura (aumentando el caudal de agua enviado hacia el STAP) y reestablecer el set point de nivel.
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B. Aplicación en Chichimene En particular, para el caso de Chichimene, el diseño de ingeniería contempló la siguiente filosofía: se dispuso de dos transmisores de nivel de interfase de tipo sonda de absorción, donde uno de ellos está asociado a la función de control para lo cual el tanque fue provisto de varias boquillas ubicadas gradualmente en diferentes niveles, de tal forma que el operador pudiese ubicar el transmisor de nivel según el nivel de interfase deseado. Por otra parte, el otro transmisor, ubicado en la boquilla más baja del tanque destinada para este propósito, está asociado únicamente a una función de seguridad. Si el nivel de interfase tiende a incrementarse por encima del set point especificado, el controlador envía una señal a la
Figura 1
Esquema de control de nivel de interfase de agua con el uso de sondas de medición por absorción de energía.
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En la figura 1 se identifican los elementos relevantes para esta operación, contando con los transmisores de interfase, la válvula de control en la línea de salida de agua y el correspondiente cuadro de control asociado.
Figura 2
Sonda de medición de interfase instalada en la estación Chichimene.
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La implementación de esta filosofía de medición y control de interfase se ha venido desarrollando gradualmente en los diseños de ingeniería para varios tanques según su funcionalidad a lo largo de los diferentes proyectos de ampliación de la estación Chichimene para incrementar su capacidad de producción y aporte a las metas corporativas. Al día de hoy, se cuenta con esta funcionalidad, totalmente implementada a nivel constructivo y configurada en el sistema de control Delta-V de la estación, para dos tanques. La figura 2 presenta la sonda instalada en uno de ellos, junto con la configuración de las otras boquillas disponibles en el tanque para flexibilidad operativa en la definición del nivel de interfase.
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Figura 3
Control de interfase en el HMI de la estación Chichimene.
A su vez, la figura 3 presenta la configuración del control de interfase para el tanque ATK-7402E en el HMI (interfaz humano-máquina) del sistema de control distribuido de la estación Chichimene (Delta V). La figura 4 refleja la tendencia de comportamiento de este cuadro de control durante un día, presentando el set point configurado, el comportamiento de la válvula en cuanto a su porcentaje de apertura y el comportamiento del nivel de la interfase.
Tendencia de comportamiento del control de la interfase.
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IV. CONCLUSIONES La utilización de la sonda de medición de nivel de interfase por absorción de energía ha constituido un elemento de gran importancia en el campo Chichimene, puesto que su aplicación como instrumento de medición y transmisión ha facilitado la integración exitosa de este proceso en particular al sistema de control general de la estación, permitiendo contar con un lazo de control automático que resuelve los problemas de operatividad y poca flexibilidad propios de la operación manual previa, así como solventar los problemas de medición y/o transmisión asociados a otras tecnologías probadas, derivados de las características particulares del fluido y del proceso en la zona.
- Reducción de la variabilidad del proceso: el control implementado permite una mayor exactitud, rapidez en la acción operativa y eficiencia, todo lo cual se traduce en una mayor capacidad de tratamiento y optimización de producción. Dado el éxito que ha tenido esta tecnología, el objetivo es ampliar su alcance de implementación, tanto dentro de la estación Chichimene como en otros campos de la zona con características similares.
De una manera general se pueden destacar entonces las siguientes ventajas alcanzadas con la implementación de esta tecnología:
AGRADECIMIENTOS - Reducción de costos de infraestructura: es significativamente menos costosa la implementación de la sonda, la válvula automatizada y el control de la misma comparados contra el esquema tradicional de pierna de agua, considerando el costo de la estructura mecánica y las obras civiles asociadas.
Los autores agradecen de forma general al equipo del Proyecto Chichimene, asociado a la Vicepresidencia Regional Orinoquía de Ecopetrol, quienes participaron de manera activa desde cada uno de sus roles para llevar al éxito de esta iniciativa, e igualmente aportando valiosa información particular que ha permitido elaborar este documento.
- Reducción de riesgos operativos: se logró una operación automática y flexible que permite reducir de forma drástica la dependencia del factor humano en el control y por ende la probabilidad de errores atribuibles al mismo.
REFERENCIAS [1] API Manual of Petroleum Measurement Standards, Chapter 11.1 – 1980, Volume XI/XII. [2] Agar Corporation. ID 201 interface detector, 2012. Available at http://www.agarcorp.com/Animation.html.
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Rafael Aicardi
Andrés Felipe Sánchez
rafael.aicardi@ecopetrol.com.co
sanchez.andres@ecopetrol.com.co
Rafael Aicardi es Ingeniero Electrónico, graduado de la Universidad Pontificia Bolivariana. Está certificado como Profesional en Gerenciamiento de Proyectos – PMP del Project Management Institute (PMI), es especialista en auditorías de Administración de la Seguridad de los Procesos (ASP) – Dupont, fue organizador de las Jornadas de Automatización de la Industria Petrolera JAIP 2010, 2011, 2012. Tiene 15 años de experiencia en el área de Ingeniería para automatización de procesos. Actualmente se encuentra en la Vicepresidencia Técnica de Desarrollo de Ecopetrol S.A. como Líder de Ingeniería en la especialidad de Automatización y Control para los proyectos de la Vicepresidencia de Producción.
Andrés Felipe Sánchez es Ingeniero Electrónico, egresado de la Universidad Nacional de Colombia, sede Bogotá. Tiene experiencia de 7 años en proyectos de Instrumentación y Control para la industria petrolera. En la actualidad se desempeña como asegurador técnico de proyectos para el Campo Chichimene, perteneciente a la Vicepresidencia Regional Orinoquia de Ecopetrol.
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Reinauguraci贸n laboratorio
Planta Piloto UNAB
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Cabe destacar que la Facultad de Ingenierías Físico-Mecánicas de la UNAB, en su proceso por mejorar la calidad académica de la docencia y la investigación de los programas de Ingeniería, fundamentado en la proyección de sus servicios de ingeniería al sector industrial de la región; fortaleció la infraestructura del Laboratorio Planta Piloto, enfocada al diseño, entrenamiento especializado y desarrollo de experiencias en los campos de automatización, control de procesos, termodinámica y mecánica de fluidos.
Con la presencia de Andrés Reyes Harker, representante de Ecopetrol; Diego Hernández Niño, gerente de Instrumentos y Controles S. A.; Alberto Montoya Puyana, rector de la UNAB; Manuel Galán, representante de la Gobernación de Santander, y Germán Oliveros Villamizar, decano de la facultad de Ingenierías Físico-Mecánicas de la Universidad, se llevó a cabo el pasado 13 de noviembre la reinauguración del laboratorio Planta Piloto.
De izq. a Der. Andrés Reyes Harker, representante de Ecopetrol; Diego Hernández Niño, gerente de Instrumentos y Controles S. A.; Alberto Montoya Puyana, rector de la Unab; Manuel Galán, representante de la Gobernación de Santander, y Germán Oliveros Villamizar, decano de la facultad de Ingenierías Físico-Mecánicas UNAB.
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AL TABLERO
Con este objetivo se adquirió un Sistema de Control Distribuido, más conocido por sus siglas en inglés DCS (Distributed Control System), que consiste en el enlace, por medio de una red de comunicaciones, de diversos nodos distribuidos físicamente, dotados de capacidad de proceso y enlazados a sensores y/o actuadores. Estos sistemas están presentes en procesos complejos de grandes industrias como petroquímicas, papeleras, metalúrgicas, centrales de generación y plantas de tratamiento de aguas.
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AL TABLERO
El laboratorio estรก dotado con instrumentaciรณn marca Rosemount y un sistema de control Delta V, de Emerson Process Management. Este sistema inicialmente permite el monitoreo y control de los sistemas de transferencia de calor y del sistema de aprovechamiento de vapor en turbina para generaciรณn, con su respectiva red de retorno de condensados y estaciรณn de regulaciรณn.
http://www.unab.edu.co/portal/page/portal/UNAB/Actualidad-UNAB/Desarrollo?codigonoticia=57&envia=OV32
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Congreso
AL TABLERO
Internacional
de Energía sostenible En octubre 1, 2 y 3 de 2014 la Universidad Santo Tomás, la Universidad Libre, la Universidad ECCI y la ONG-Akkuaippa realizaron el II Congreso de Energía Sostenible, este evento contó con la participación de cinco invitados internacionales: Ing. Eduardo León de la Universidad de Buenos Aires (Argentina); Somchai Jiajitsawat Universidad Naresuan (Tailandia), Gonzalo Guerrón Instituto para la Eficiencia Energía y Energía Renovable (Ecuador), Dra. Lennys Rivera Organización Latinoamericana de Energía-OLADE (Ecuador y Centro América) y Arnaldo Cesar da Silva de la Universidad Estadual de Campinas (Brasil).
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AL TABLERO
Adicionalmente se contó con la participación de 9 conferencistas nacionales provenientes del sector industrial y académico y se realizó la presentación de 31 ponencias orales y 12 pósters sobre trabajos realizados en diferentes Universidades e Industrias del País. Los objetivos que se lograron con la realización del congreso fueron principalmente:
• Servir como punto de encuentro entre los actores del sector energético nacional e internacional, para presentar, debatir y socializar el panorama actual de las políticas y desarrollos del sector así como también el de promover y difundir el campo de las energías alternativas y la eficiencia energética en el país y la región desde los puntos de vista tecnológico, económico y ambiental
Un nuevo paso, conformación de la RED DE ENERGIA SOSTENIBLE El pasado 2 de octubre de 2014 se convocó a una reunión a distintos integrantes de Universidades, Empresas, ONGs, así como a los invitados internacionales para discutir sobre la posibilidad de crear la red de Energía Sostenible. La respuesta fue nutrida y se contó con cerca de 20 personas de distintas Instituciones que discutieron el borrador del acta de conformación de dicha red. Dentro de las Instituciones participantes se tuvieron la Universidad Los Libertadores, INER, OLADE, Litco Ltda, Akuaippa, Universidad de Campinas, Universidad de la Sabana, Naresuah University, Universidad Libre, Universidad del Valle, Universidad Santo Tomás, Uniagraria, Consejo Colombiano de Eficiencia Energética, Solaris SAS, Universidad de Buenos Aires, Universidad Autónoma de Bucaramanga, Universidad Industrial de Santander y Universidad Nacional de Colombia.
• Establecer redes de conocimiento con profesionales de trayectoria con el fin de identificar proyectos de investigación aplicada a desarrollar en coordinación con otros grupos de investigación nacionales e internacionales.
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OBJETIVOS DE LA RED • Realizar eventos académicos, científicos y divulgativos sobre la producción, uso, comercialización, masificación, aprovechamiento e innovación de procesos tecnológicos que permitan el aprovechamiento de la energía.
MISIÓN DE LA RED ENERSOS. La Red ENERSOS es un espacio de cooperación académico, científico e industrial en el cual convergen diversos actores cuyo propósito es la investigación, desarrollo, divulgación, promoción y transferencia de tecnología alrededor del tema energético, con una visión de sostenibilidad con el medio.
• Formular y realizar proyectos colaborativos de investigación sobre el tema energético buscando la participación de la mayoría de los integrantes. • Apoyar la creación de programas académicos conjuntos tales como cursos, seminarios, talleres, congresos, maestrías y doctorados que fortalezcan los temas afines a todos los participantes.
Se espera que su formalización se realice en diciembre y que durante el 2015 la red inicie sus actividades en torno al sector energético en Colombia y América Latina
• Promover el fortalecimiento de la capacidad investigadora y la transferencia de tecnología entre las Universidades y las Empresas participantes.
http://www.congresoenergiasostenible.org/
• Constituirse en instrumento de representación en el sector energético ante las instancias gubernamentales e intergubernamentales que trabajan en el sector energético. • Divulgar los avances, descubrimientos y propuestas asociadas con el aprovechamiento, transformación y generación de la energía.
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II Congreso Internacional de energía sostenible
1, 2 y 3 de Octubre de 2014 Universidad Santo Tomás Auditorio Mayor Edificio Angélico
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Participantes Internacionales
Participantes Nacionales
Dra Lennys Rivera- Organización Latinoamericana de Energía OLADE- Ecuador. Dr. Arnaldo César da Silva Walter-Universidad Estadual de Campinas-BrasilDr. Somchai Jiajitsawat- Universidad Naresuan-Tailandia Dr. Gonzalo Guerrón-Instituto para la Eficiencia Energía y Energía Renovable- Ecuador Dr. Eduardo León-Universidad de Buenos AiresArgentina.
Ing. Alfonso Santos Montero- Fedebiocombustibles Ing. Diana Fajardo Sua- Red Colombiana de Biodigestores (BioCol). Economista José Alejandro Moreno- EcosSistemas. Dr. José Alejandro Martínez- Universidad EAN. Dr. Ariel Rey Becerra-Universidad de Pamplona. Dr. César Quiñonez-Universidad Santo Tomás. Ing. Alpidio Godoy- Consejo Colombiano de Eficiencia Energética. Dra María Fernanda Gómez-Universidad de la Sabana. Ing. Javier Galván-Consejo Colombiano de Eficiencia Energética
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instituciones participantes
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