Este documento propone la implementación de la automatización en una planta procesadora de petróleo crudo, ya que este proceso involucra diversos equipos que trabajan incluso en condiciones extremas y pueden volverse peligrosos si están bajo la supervisión de un solo operador. normalmente están bajo la responsabilidad de una sola persona. Durante el desarrollo de esta monografía se intenta mostrar una visión más realista de la automatización en un proceso industrial concreto, pero que puede extenderse a la automatización de cualquier proceso dentro de la misma industria o en un área diferente. La implementación de la automatización en una planta procesadora de crudo se considera una prioridad, ya que este proceso involucra diversos dispositivos que operan, algunos de ellos, en condiciones extremas que pueden resultar peligrosas si están bajo la supervisión de un solo operador, como se muestra. Gestionar rutinariamente los turnos de trabajo en una fábrica.
Documentar las consideraciones básicas en la automatización de una planta de tratamiento de petróleo crudo de buen origen para proponer mejoras en la automatización y reducir los riesgos asociados con la pérdida de monitoreo en algún momento del estado operativo de la planta. Proponer un análisis causa-efecto de las posibles acciones dentro del proceso fabril.
PROCESO TRATAMIENTO CRUDO
- Generalidades del Sector Petrolero
- Descripción General del Proceso de Tratamiento de Crudo
- Equipos básicos que componen una planta de Tratamiento de crudo
- Sistemas que compone el proceso de Tratamiento de Crudo
- Sistema de Recolección de Fluidos
- Sistema de Separación
- Sistema Depuración de Gas
- Sistema de Drenaje
- Sistema de Almacenamiento
- Sistema de Transferencia y Medición de Crudo
- Sistema de Compresión de Aire
En términos de refinación de petróleo, América Latina tiene alrededor del 8,7% de la capacidad global. Según un estudio realizado en 2009, las cuencas de los Llanos Orientales y del Magdalena Central aportaron alrededor del 80% de la producción total, lo que equivale a unos 540 KBPD. Dentro de este recipiente, el gas golpea una placa difusora, lo que obliga a las partículas líquidas del gas a caer al fondo del recipiente.
Sistema de Inyección de Químicos
Cada cabezal Manifold debe estar equipado con puntos de inyección de químicos, la función de estos químicos es promover la deshidratación del petróleo crudo desestabilizando la emulsión petróleo crudo-agua, evitando también la formación de espuma, reduciendo la corrosión y bajando las capas. La inyección de químicos se realiza mediante bombas dosificadoras conectadas a los cabezales a través de los puntos de inyección, las cuales deben ser ajustables para obtener diferentes volúmenes de inyección en galones por día, dependiendo del flujo de crudo recibido. Entre los productos químicos que se inyectan se encuentran rompedores de emulsión y antiespumantes, así como inhibidores de corrosión e incrustaciones.
Sistema de Bombas de Transferencia de Crudo
Variables asociadas a cada sistema
- Sistema de Recolección de Fluidos
- Sistema de Separación
- Sistema de Depuración de Gas
- Sistema de Almacenamiento
Además de las válvulas de succión, descarga y descarga, las bombas de este tipo tienen interruptores de alta y baja presión en la línea de presión para apagar la bomba en caso de una anomalía. Lectura < 50, Verifique la apertura de la válvula de agua Lectura > 95, Verifique el cierre de la válvula de agua. Lectura < 10, Verifique la apertura de la válvula de agua Lectura > 75, Verifique el cierre de la válvula de agua.
Lectura > 50. Verificar el cierre de la válvula de crudo debido a alto nivel de crudo en los separadores. Hasta el momento se han descrito las variables más importantes asociadas a los sistemas de recolección de líquidos, separación de gases, purificación y almacenamiento. Sin embargo, cuando miramos las variables relacionadas con los otros sistemas, hay algunas (porcentaje de inyección de químicos, configuración de PSV, apertura de válvulas de cierre manual, etc.) que pueden ser controladas manualmente por el operador turístico, de modo que se pueda realizar un monitoreo constante. no es necesario. seguimiento o registro por parte del sistema de control de procesos.
Alarmas del Proceso
La definición de la jerarquía de alarmas también es importante para la racionalización del sistema, por lo que se establecen tres categorías de alarmas: Alta, Media y Baja. La prioridad de la alarma se determina mediante la RAM o matriz de evaluación de riesgos, que permite evaluar el impacto potencial sobre las personas, el medio ambiente y las consecuencias económicas en transversal con la gravedad de las consecuencias que el operador podría prevenir con las medidas asociadas. medidas correctivas. con alarma y a la hora requerida. Banda Muerta de Alarma: Es el área límite dentro de la cual es posible que la señal que activa la alarma fluctúe, provocando que la alarma entre y salga repetidamente del estado de alarma, causando confusión e inconvenientes al operador.
La prioridad de las alarmas se determina teniendo en cuenta las ventanas operativas y la integridad del proceso y el tiempo de respuesta del operador. Esta categoría incluye alarmas relacionadas con variables críticas que pueden afectar la integridad de los equipos, el medio ambiente, las personas y generar pérdidas económicas. También se incluyen en esta banda las alarmas relacionadas con la seguridad de la planta, si el DCS tiene configuradas estas funciones.
Las alarmas de alta prioridad deben representar aproximadamente el 5 % de las alarmas configuradas en el sistema. Las alarmas relacionadas con variables críticas son las únicas que por su condición pueden tener indicación de prealarma. El número de alarmas configuradas en esta clasificación debe ser aproximadamente el 15% de las alarmas del sistema.
Prioridad baja: las alarmas de prioridad baja se relacionan con variables operativas de equipos que son críticas para el funcionamiento, como el monitoreo del funcionamiento de la unidad.
Matriz Causa-Efecto Equipos Principales
Servicio de alarma audible Pantalla en HMI Pantalla de grabación en HMI Pantalla en HMI Pantalla en HMI Pantalla en HMI. TAG Sistema de control Sistema de control Sistema de control Nivel de válvula Nivel de válvula Presión Nivel de válvula. Sistema de control TAG Sistema de control Sistema de control Válvula de nivel Válvula de nivel.
INSTRUMENTACION
- Instrumentación mínima del Sistema de Recolección de Fluidos
- Instrumentación Mínima del Sistema de Separación
- Instrumentación mínima del Sistema de Depuración de Gas
- Sistema de Almacenamiento
- Sistema de Compresión de Aire
En los separadores, si son bifásicos, tendrán dos fases diferentes, el gas separado fluye por la parte superior, pasando luego por una válvula de retención y un medidor de orificio con un transmisor de flujo FloBoss. Válvula Check: Esta válvula tiene dos partes principales, el motor o actuador y el cuerpo. Indicador de nivel del divisor LG Nivel de prueba Transmisor LIT Transmisor de nivel Transmisor de nivel.
Separador de prueba de medición de petróleo crudo Coriolis Válvula de alivio PSV Separador de prueba de alivio de sobrepresión. Para las salidas de proceso, la salida de gas, además de estar equipada con un separador de prueba bifásico, debe contar con lo siguiente: Una válvula de control de presión y para las salidas de agua y crudo, un rompedor de vórtices y una válvula de alivio de presión y control de nivel. . PSV Válvula de alivio de seguridad del separador general PI Indicador de presión Prueba de presión del separador Indicador TI.
Indicador de nivel LG Nivel del separador común (Interfaces) Transmisor de nivel LIT Transmisor de nivel del separador común a. Indicador de nivel LG Nivel del separador común (ru) Transmisor de nivel LIT Transmisor de nivel del separador común a. Válvula autorreguladora PCV Control de presión de fregado SOV Válvula de encendido y apagado Control de válvula de nivel de fregado por solenoide LY Válvula de encendido y apagado Control de nivel de fregado.
PSV Válvula de presión y vacío Alivio de vacío del cañón de la pistola PCV Válvula de control Control de presión del gas del manto.
ESQUEMA GENERAL PROPUESTO
Requerimientos básicos de un Sistema de Control
El sistema de control debe estar basado en microprocesadores que permitan la adquisición de datos y funciones de control de toda la planta, pero al mismo tiempo la centralización del sistema en la sala de control. Cada controlador es único y debe tener la capacidad de identificarse en la red de control. Los ajustes de control y la programación deben estar permitidos mientras el sistema esté en línea.
Agregar cualquier nodo a la red de control debe ser posible, seguro y práctico, es decir, sistemas que no requieran cerrar plantas para agregar nuevos nodos (estaciones y/o controladores). La red de control debe ser una red TCP/IP redundante sin nodos ni elementos en modo de falla. La red de control automático no debe interrumpir otras operaciones del sistema.
El sistema de seguimiento deberá contar con estaciones de trabajo, de las cuales podrá haber más de una dependiendo del tamaño y requisitos operativos de las instalaciones de superficie. Los componentes clave del sistema de control deben ser completamente redundantes para que una falla de hardware o software provoque la pérdida de las funciones proporcionadas por estos componentes. Un sistema para controlar la comunicación de la red, incluida la conexión de nodos de la red.
Eventos como alarmas deben capturarse y marcarse con la hora en cada uno de los controladores del sistema de control.
Esquema General del Sistema SCADA propuesto
Una planta procesadora de petróleo crudo realiza el proceso industrial necesario para demulsificar el fluido extraído del pozo, es decir. retirar el agua coproducida o en ocasiones agregada mediante el bombeo de petróleo crudo, que como producto final del proceso genera un líquido con mejores propiedades para ingresar a un proceso de refinación. En Colombia, un país con un alto componente de producción petrolera como factor que incide en la economía nacional, la implementación de plantas procesadoras de petróleo crudo es muy recomendable para agregar valor a la producción petrolera. La implementación y construcción de plantas procesadoras de petróleo crudo es necesaria y de suma utilidad para la economía de las empresas extractoras de petróleo, ya que al mejorar la calidad del petróleo transportado a las refinerías se garantiza que se reducirán los costos adicionales generados. agua en la emulsión.
Se recomienda que las plantas de tratamiento de crudo actualmente instaladas en el país por empresas de exploración petrolera actualicen sus procesos y enfoquen recursos en automatizarlos para evitar pérdidas por derrames por errores. puede dar lugar a multas y desastres medioambientales irrecuperables. Tras el estudio y análisis durante la realización del monográfico sobre la automatización de un proceso, queda claro que realizar mejoras en el control o iniciar la automatización hace posible avanzar.
