ESCUELA POLITÉCNICA
NACIONAL
ESCUELA DE INGENIERÍA
"SISTEMA DE ADQUISICIÓN DE DATOS Y EMISIÓN DE
REPORTES DE LA PRODUCCIÓN DEL SEPARADOR DE
PRUEBAS DE POZOS DE LA ESTACIÓN LIMONCOCHA"
PROYECTO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TITULO DE INGENIERO EN
ELECTRÓNICA Y CONTROL
DANIEL RENATO LÓPEZ BELTRAN
DIRECTOR: Dr. LUIS CORRALES
Quito, enero 2005
DECLARACIÓN
Yo, Daniel Renato López Beltrán, declaro bajo juramento que el trabajo aquí
descrito es de mi autoría; que no ha sido previamente presentado para ningún
grado o calificación personal; y, que he consultado las referencias bibliográficas
que se incluyen en este documento.
A través de la presente declaración cedo mis derechos de propiedad intelectual
correspondientes a este trabajo, a la Escuela Politécnica Nacional, según lo
establecido en la Ley de Propiedad Intelectual, por su Reglamento y por la
normatividad institucional vigente.
Daniel Renato López Beltrán
CERTIFICACIÓN
Certifico que el presente trabajo fue desarrollado por Daniel Renato López
Bertrán, bajo mi supervisión.
Dr, LUIS CORRALES
DIRECTOR DE PROYECTO
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AGRADECIMIENTO
A mi Familia por su apoyo, compresión y paciencia.
A la Escuela Politécnica Nacional por la oportunidad de serparte de ésta prestigiosa Institución.
A ios profesores de la Escuela Politécnica Nacional porcompartir e impartir sus conocimientos de maneradesinteresada.
Al Dr. Luis Corrales por su orientación en el desarrollo delpresente trabajo.
A las áreas de Mantenimiento, Operaciones y RecursosHumanos de Occidental Exploration & ProductionCompany por las facilidades brindadas en el desarrollo deeste proyecto.
Al prestigioso personal de los departamentos deAutomatización e Instrumentación de OccidentalExploration & Production Company en el C.P.F. porcompartir sus conocimientos.
A los Ingenieros Patricio Puga y Jaime López por supreocupación y sabios consejos en el desarrollo del presentetrabajo.
Al Colegio Municipal Experimental "Sebastián deSena/cazar" por enseñarme a ser un hombre de bien y parabien.
A Mariela Puga por su preocupación, apoyo y solidaridadhacia mí.
A mis verdaderos amigos de hoy y siempre por su apoyo envarios aspectos de mi vida.
ÍNDICE
ÍNDICE..... , iÍNDICE DE FIGURAS , ivÍNDICE DE TABLAS..... viRESUMEN viiPRESENTACIÓN viii
CAPITULO 1 1FUNDAMENTOS , 2
1.1. TEORÍA DE SEPARACIÓN DE FASES LÍQUIDO - GASEOSA DEL PETRÓLEO 57.7.7. HIDROCARBURO 51.1.2. PETRÓLEO J7.7.3. GROSS 5¡JA. BARRIL 57.7. J. CENTRIFUGA 61.1.6. CORTE DE AGUA (BS&W) 67.7.7. COLCHÓN DE AGUA 67.7.5. INTERFAZ DE PETRÓLEO 61.1.9. GRADOS APJ,.. 67.7.70. GAS NATURAL 71JJ1. SEPARACIÓN DE GASES 77.7.72. PRESIÓN EN LOS FLUIDOS 87.7.73. MEDICIÓN DE FLUJO POR EFECTO CORJOUS 8U,14. MEDICIÓN DE FLUJO POR PRESIÓN DIFERENCIAL 10
7.7.74.7. LA PLACA ORIFICIO 10LJJ4.2. EL FLUJO COMO FUNCIÓN DE LA PRESIÓN DIFERENCIAL 72
7.7.75. MEDIDORES DE PLACA ORIFICIO 731.2. PRINCIPIO DE FUNCIONAMIENTO DE UN SEPARADOR DE PRUEBAS 13
1.2.1. ESTRUCTURA INTERNA DE UN SEPARADOR DE PRODUCCIÓN TRIFÁSICO 147.2.2. ESTRUCTURA INTERNA DE UN SEPARADOR DE PRUEBAS BIFÁSICO 16
13. OBTENCIÓN DEL BS&W DE LABORATORIO..... 177.3.7. OBTENCIÓN DEL BS&W MEDIANTE CENTRIFUGACIÓN ., 777.3.2. OBTENCIÓN DEL BS&W POR DESTILACIÓN 20
1.4. FUNCIONAMIENTO DEL SEPARADOR DE PRUEBAS DE LA ESTACIÓN "LIMONCOCHA" .. 211.4.1. EL SEPARADOR „ 211.4.2. PROCEDIMIENTO ACTUAL 241.4.3. TOMA DE DATOS DE LA LINEA DE FASE GASEOSA DEL SEPARADOR 261.4.4. TOMA DE DATOS DE LA LINEA DE FASE LIQUIDA DEL SEPARADOR 271.4.5. TIEMPO DE PRUEBA 271.4.6. PROCEDIMIENTO PARA EL CALCULO MANUAL DE LOS RESULTADOS... 27
1.4.6.1. CALCULO DEL FLUJO DE CRUDO 271.4.6.2. CALCULO DEL FLUJO DE GAS 281.4.6.3. PRESENTACIÓN DE RESULTADOS 37
1.5. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA 327.J.7. EL PROBLEMA 321.5.2. DIAGRAMA DE BLOQUES DEL PROCESO ACTUAL 331.5.3. DIAGRAMA DE BLOQUES DE CÓMO SE PUEDE OPTIMIZAR 331.5.4. UNA ALTERNATIVA VIABLE 33
1.6. DIAGRAMA DE TUBERÍA E INSTRUMENTACIÓN (P&ID) DEL SEPARADOR DE PRUEBASDE LA ESTACIÓN LIMONCOCHA 35
CAPÍTULO 2 37DESCRIPCIÓN DE LOS INSTRUMENTOS Y EL SOFTWARE A UTILIZARSE.... 38
2.1. EQUIPOS..... 392. /. /. TRANSMISOR INTELIGENTE DE FLUJO MÁS1CO RFT 9739 DE MICRO MOT1ON DE
EMERSON , 392.1.1.1. DESCRIPCIÓN....... 392.1.1.2. PRINCIPIO DE FUNCIONAMIENTO 402.1.1.3. MEDICIÓN DE DENSIDAD... 42
t
2.1.1.4. GRAVEDAD API 432.1.1.5. VOLUMEN ESTÁNDAR APS 442JJ.6. COMPENSACIÓN DE PRESIÓN. 452.1.1.7. VARIABLES DE SALIDA 452JJ.8. CABLEADO DEL SENSOR-TRANSMISOR DE FLUJO LÍQUIDO 462.1.1.9. CABLEADO DE PARA LA COMUNICACIÓN DEL TRANSMISOR MODBUS RS-485 472.1.1.10. CARACTERÍSTICAS DEL EQUIPO ,. 472.1.L1L CONFIGURACIÓN Y CALIBRACIÓN. 472JJ.12. CONFIGURACIÓN DEL TRANSMISOR RFT9739 DE MICRO MOT1ON PARA EL
SEPARADOR DE PRUEBAS DE LA "ESTACIÓN LhVÍONCOCHA" 482.1.2. EQUIPO DEMEDICÍÓNDE FLUJO GASEOSO., 50
2J.2J. PRINCIPIO DE FUNCIONAMIENTO 502.1.2.2. DATOS TÉCNICOS 512.1.2.3. DIMENSIONES 532.1.2.4. PINES DE ENTRADAS, COMUNICACIONES Y SALIDAS. 542.1.2.5. PROGRAMA DE CONFIGURACIÓN DEL EQUIPO 542.1.2.6. REQUERIMIENTO MÍNIMO PARA LA INSTALA CIÓN D YNACOM SOFTWARE 542.1.2.7. CONFIGURACIÓN Y CALIBRACIÓN 552.1.2.8. CONFIGURA CIÓN DEL MICRO MS4 PARA EL SEPARADOR DE PRUEBAS DE LA
ACIÓN LIMONCOCHA 622.1.3. EL CONVERTIDOR RS-485 A ETHERNET. 65
2.L3.1. DATA ACOUISmON MODULES ADAM 652.1.3.2. CARACTERÍSTICAS DEL ADAA4 4570 652.1.3.3. ESPECIFICACIONES DEL ADAM 4570 662.1.3.4. DIMENSIONES DEL ADAM 4570 672J.3.5. CONFIGURACIÓN DEL ADAM 4570 67
2.1.3.5.1. ADVANTECH\EDGCOMPORT\CONF1GURATION. 672.1.3.5.2. ADVANTECH\EDGCOMPORT\1,2AND4PORTSMÁPPINGUT!LITY. 71
2.1.3.6. CONFIGURACIÓN DEL CONVERTIDOR RS-485 A ETHERNET ADAM 4570 UBICADOEN EL SEPARADOR DE PRUEBAS DE LA ESTACIÓN LIMONCOCHA 74
2.2. SOFTWARE USADO PARA COMUNICACIÓN 742.2.7. SOFTWARE PARA COMUNICACIÓN 742.2.2. MATRJKON OPC SERVER FOR SCADA MODBUS 752.2.3. TIPOS DE COMUNICACIÓN QUE SOPORTA EL SOFTWARE 762.2.4. REQUISITOS DE HARD IVA RE PARA LA INSTALA C1ÓN DE MA TRIKON OPC SER VER FOR
SCADA MODBUS 762.2.5. CONFIGURA CIÓN DEL MA TRIKON OPC SER VER FOR SCADA MODBUS 76
2.2.5.7. SERVER CONFIGURARON 772.2.5.7.7. SERIAL CHANNEL 752.2.5.7.2. MODBUS UNIT, ...• 79
2.2.5.2. ALIAS CONFIGURARON SO2.2.5.3. CONFIGURA CIÓN DE LOS ALIAS PARA LAS VARIABLES DEL PROYECTO DÉLA
ESTACIÓN LIMONCOCHA 812.3. PLATAFORMA EN LA CUAL SE DESARROLLARÁ EL SISTEMA DE ADQUISICIÓN DE
DATOS 872.4. NUEVO DIAGRAMA DE TUBERÍA E 1NSTRUM ENTACIÓN DEL SEPARADOR DE PRUEBAS
DE LA ESTACIÓN LIMONCOCHA 87
CAPÍTULOSDESARROLLO DEL SISTEMA DE ADQUISICIÓN DE DATOS DEL SEPARADOR DE PRUEBAS DE LA"ESTACIÓN LIMONCOCHA"
3.1. CRITERIOS UTILIZADOS EN EL SISTEMA DE ADQUISICIÓN DE DATOS3.2. FUNCIONES Y DIAGRAMA DE FLUJO DEL PROGRAMA PRINCIPAL3.3. LOS PARÁMETROS DEL SEPARADOR DE PRUEBAS COMO VARIABLES DEL SISTEMA3.4. DESARROLLO DEL SOFTWARE PARA CALCULO DE PROYECCIONES
3.4.1. CÁLCULO DE PROYECCIONES PARA LA LÍNEA DE FLUJO LÍQUIDO3.4.2. CALCULO DE PROYECCIONES PARA LA LÍNEA DE FLUJO DE GAS......
3.5. ADQUISICIÓN DE DATOS DEL OPC SERVER3.5.1. DECLARACIÓN DE VARIABLES ,
3.6. MENÚ PRINCIPAL..
90
919393100101102104106106107
11
3.7. MAIN.3.7J.3.7.2.
3.8.
CONSTANTS..USERS...
3.8J.2.3.SJ.3.3.8J.4.3.8J.S.
3.8.1. LAS FUNCIONES DE LOS BOTONES DE LA OPCIÓN DAQ.3.SJJ. EL BOTÓN START.
EL BOTÓN YIEW.EL BOTÓN CANCEL.... ,EL BOTÓN SAVEEL BOTÓN EXIT.
3.8.2. ACTUAL CONDITIONS3.8.3. TRANSMJTTERS STATE ,3.8.4. WELL TEST STATUS
3.9. DAQUCTUAL COND1TIONS3.10. DAQ\OTHER VARIABLES3.1 J. DAQ\LOG ALARMS3.12. DAQVSTATE3.13. OIL STATE & GAS STATE3.14. DAQ\CONNECT1ON ..3.15. DAQ\DATA
4.2.
CAPITULO 4PRUEBAS Y RESULTADOS
4.1. ANÁLISIS ENTRE SISTEMAS ¿QUÉ SE PUEDE COMPARAR ENTRE EL SISTEMAANTIGUO Y EL NUEVO?.PRESENTACIÓN DE GRÁFICOS FLUJO LIQUIDO VS TIEMPO, FLUJO GASEOSO VST1EM PO, TEMPERATURA VS TIEMPO, PRESIÓN VS TIEMPO DE LOS CINCO POZOSPUESTOS A PRUEBA
4.2.1. POZO14.2.1.1. GRÁFICOS DE FLUJO LIQUIDO VS TIEMPO & FLUJO GASEOSO VS TIEMPO.....4.2.1.2. GRÁFICOS DE TEMPERA TURA VS TIEMPO & PRESIÓN VS TIEMPO
4.2.2. POZO 24.2.2.1. GRAFJCOS DE FLUJO LIQUIDO VS TIEMPO & FLUJO GASEOSO VS TIEMPO.....4.2.2.2. GRÁFICOS DE TEMPERA TURA VS TIEMPO & PRESIÓN VS TIEMPO
4.2.3. POZO 3.. ., "..4.2.3.1. GRÁFICOS DE FLUJO LIQUIDO VSTIEMPO &FLUJO GASEOSO VS TIEMPO4.2.3.2. GRÁFICOS DE TEMPERATURA VS TIEMPO & PRESIÓN VS TIEMPO.....
4.2.4. POZO 44.2.4.1. GRÁFICOS DE FLUJO LIQUIDO VS TIEMPO & FLUJO GASEOSO VS TIEMPO ...4.2.4.2. GRAFJCOS DE TEMPERATURA VS TIEMPO & PRESIÓN VS TIEMPO
4.2.5. POZOS ,4.2.5.1. GRÁFICOS DE FLUJO LIQUIDO VS TIEMPO & FLUJO GASEOSO VSTIEMPO ...4.2.5.2. GRÁFICOS DE TEMPERATURA VSTIEMPO & PRESIÓN VSTJEMPO .,
LA IMPORTANCIA DEL DRENADO EN LA TOMA DE DATOS DE LA LINEA CASEOSA.COMPARACIÓN DE RESULTADOS Y ANÁLISIS DE ERRORES
4.4J. ANÁLISIS DE ERRORES DE LA LÍNEA DE FLUJO LÍQUIDO ..,4.4.2. ANÁLISIS DE ERRORES DE LA LÍNEA DE FLUJO GASEOSOREPORTES4.5.
108IOSno111112112113113113113114I M114115116117118119122123
125125
126
126128128129130J3013]132132133134J34135136J36137140142J44145148
CAPÍTULOSCONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES.
5.J. CONCLUSIONES5.2. RECOMENDACIONES
155155155161
111
FIGURA 1 .1 PRINCIPIO DEL MEDIDOR DE FLUJO MASICO DE CORIOLIS-. 10FIGURA 1.2 FORMAS ESTANDARIZADAS DE LAS PLACAS ORIFICIO 11FIGURA 13. CORTE TRANSVERSAL DE UNA TUBERÍA, PLACA ORIFICIO Y MEDIDOR 11FIGURA 1.4 PRINCIPIO DE FUNCIONAMIENTO DE LOS SEPARADORES DE PRUEBAS 13FIGURA 1.5 ESQUEMA DE LA ESTRUCTURA INTERNA DE UN TÍPICO SEPARADOR 14FIGURA 1.6.A PLACA DE ENTRADA 15FIGURA 1.6.B EFECTO DEL CHOQUE CON LA PLACA 15FIGURA 1.7 PALETAS SERPENTINAS 15FIGURA 1.8 ESPECIALISTA EN BS&W TEST 17FIGURA 1.9.A CENTRÍFUGA VISTA EXTERNA 18FIGURA 1.9.B CENTRÍFUGA VISTA INTERNA 18FIGURA 1.10 CÁMARA DE P RE CALE NT AMIENTO 18FIGURA 1.11 FOTO DEL INSTANTE DE ROTACIÓN 18FIGURA 1.12 MUESTRA ANTES DE LA CENTRIFUGACIÓN 19FIGURA 1.13 MUESTRA DESPUÉS DE LA CENTRIFUGACIÓN 19FIGURA 1.14 SORBONA O CAMPANA DE EXTRACCIÓN...., 19FIGURA 1.15 SEPARADOR DE PRUEBAS DE LA ESTACIÓN "L1MONCOCHA" 21FIGURA 1.16.A SENSORES DE NIVEL FLOTADOR MAGNÉTICO 22FIGURA 1.16.B VÁLVULA CONTROLADORA DE PRESIÓN DEL SEPARADOR 22FIGURA 1.17.A VÁLVULA DE TRES VÍAS PARA CONTROL DE ENTRADA 23FIGURA 1.17.B VÁLVULA DE ALIVIO Y DISCO DE RUPTURA UBICADOS EN LA LÍNEA DE GAS 23FIGURA U8.A DESGASIFICADOR 24FIGURA 1.18.B MEDIDOR DE FLUJO MASICO 24FIGURA 1.19.A MEDIDOR DE PRESIÓN DIFERENCIAL Y ESTÁTICA DE GAS "BARTON" 25FIGURA 1.19.B PORTA PLACAS - 25FIGURA 1.20 VÁLVULAS DE ALINEAMIENTO AL SEPARADOR 26FIGURA 1.21 PRESIONES EN LA PLACA ORIFICIO , 29FIGURA 1.22 CARTILLA DEL "REGISTRADOR DE PRESIÓN DIFERENCIAL Y ESTÁTICA
BARTON" 30FIGURA 1.23 INTERPRETACIÓN DE LA CARTILLA DEL MEDIDOR "BARTON" 31FIGURA 1.24 DIAGRAMA DE BLOQUES DEL PROCESO ACTUAL 33FIGURA 1.25 DIAGRAMA DE BLOQUES DE CÓMO SE PUEDE OPTIMIZAR 33FIGURA 1.26 CONEXIÓN DE COMUNICACIÓN Y TOPOLOGÍA DEL EQUIPO 35
FIGURA 2.1 ESQUEMA DEL SISTEMA DE ADQUISICIÓN DE DATOS 38FIGURA 2.2 SENSOR DEL MEDIDOR DE FLUJO MASICO DE CORIOLIS 42FIGURA 23 CABLEADO DEL SENSOR DE FLUJO LÍQUIDO 46FIGURA 2.4 CABLEADO PARA LA COMUNICACIÓN MODBUS RS-485 Y EL MAESTRO O HOST.... 47FIGURA 2.5 CABLEADO PARA LA COMUNICACIÓN MODBUS RS-485 CON OTROS EQUIPOS Y
CON SU MAESTRO O HOST ,. 47FIGURA 2.6 DIMENSIONES DEL TRANSMISOR DE FLUJO DE GAS 53FIGURA 2.7 FINES DE ENTRADAS, COMUNICACIONES Y SALIDAS 54FIGURA 2.8 PANTALLA DE CONFIGURACIÓN PARA LAS CARACTERÍSTICAS DEL MEDIDOR.... 55FIGURA 2.9 PANTALLA EN LA CUAL SE INGRESAN LOS DATOS DE ECUACIÓN DE FLUJO,
ECUACIÓN DE DENSIDAD Y TIPO DE APLICACIÓN A UTILIZARSE 56FIGURA 2.10 PANTALLA DE LA ECUACIÓN DE FLUJO API 143 QUE ES LA QUE MÁS SE
ACOMODA AL PROCESO 57FIGURA 2.11 PANTALLA PARA LA ECUACIÓN DE FLUJO AGA8 DETAILED METHOD 58FIGURA 2.12 PANTALLA DE CONFIGURACIÓN DE ENTRADAS Y SALIDAS DEL EQUIPO 58FIGURA 2.13 SE ILUSTRA LA PANTALLA DEL SUBMENÚ FLOW COMPUTER DISPLAY
ASSIGNMENT 59FIGURA 2.14 PANTALLA DE CONFIGURACIÓN DE LOS PUERTOS DE COMUNICACIÓN 60FIGURA 2.15 PANTALLA DE CALIBRACIÓN DEL EQUIPO 61FIGURA 2.16 DIMENSIONES DEL CONVERTIDOR ADAM 4570 67FIGURA 2.17 PANTALLA PRINCIPAL DE ADVANTECH\EDGCOMPORT\CONFIGURAT1ON EN
ESTADO DE ESCANEO 68FIGURA 2.18 PANTALLA PRINCIPAL DE ADVANTECH\EDCCOMPORT\CONF1GURATION EN
ESTADO DE CONEXIÓN REALIZADA 68FIGURA 2.19 SUBPANTALLA "SYSTEM" DEL ADVANTECH\EDGCOMPORT\CONFIGURATION 69
FIGURA 2.20 SUBPANTALLA "NETNYORK" DEL ADVANTECH\EDGCOMPORT\CONFIGURATION- 70FIGURA 2.21 SUBPANTALLA "PORT" DEL ADVANTECH\EDGCOMPORT\CONFIGURATION 70FIGURA 2.22 SUBPANTALLA "SECURITY" DEL ADVANTECH\EDGCOMPORT\CONFIGURAT1ON.. 71FIGURA 2.23 PANTALLA INICIAL EN LA CUAL SE ILUSTRA LAS TRES CLASES DE PUERTOS
QUE RECONOCE, LOS USADOS, NO USADOS, Y LOS QUE ESTÉN CONECTADOS ADISPOSITIVOS ADAM.. 72
IV
FIGURA 2.24 PANTALLA EN LA CUAL SE ¡YIAPJEA O ÜJRECCJONA EL COM DE LA PC, SE ASIGNALA IP AL EQUIPO ADAM A CONECTARSE Y SE HABILITA LA PROPIEDAD DEAUTO RECONECTARSE 73
FIGURA 2.25 PANTALLA PRINCIPAL JDE MATRIKON OPC SERVERFOR SCADA MODBUS 77FIGURA2.26 PANTALLA DE CONFIGURACIÓN DE MATRIKON OPC SERVER FOR SCADA
MODBUS PARA COMUNICACIÓN CON EL PUERTO SERIAL 78FIGURA 2.27 SUBPANTALLA EN LA CUAL SE ILUSTRA EL MODO DE COMUNICACIÓN DE LA
UNIDAD MODBUS QUE ENVÍA LOS DATOS 80FIGURA 2.28 SUBPANTALLA EN LA CUAL SE CONFIGURA TIEMPOS DE ENVÍOS DE MENSAJES,
RECONEXIÓN E INTENTOS DE LOS MISMOS 80FIGURA 2.29 SUBPANTALLA EN DONDE SE CONFIGURA LA PROPIEDAD DE LOS DATOS TANTO
PARA ESCRITURA COMO PARA LECTURA. , 80FIGURA 230 PANTALLA DE CONFIGURACIÓN PARA LOS ALIAS DE LAS VARIABLES 80
FIGURA 3.1 DIAGRAMA DE FLUJO DEL SISTEMA DE ADQUISICIÓN DE DATOS 97FIGURA 3.2 DIAGRAMA DE FLUJO PARA EL CÁLCULO DE PROYECCIONES DE LA LÍNEA DE
FLUJO LÍQUIDO 103FIGURA 33 DIAGRAMA DE FLUJO PARA EL CÁLCULO DE PROYECCIONES DE LA LÍNEA DE
FLUJO DE GAS 105FIGURA 3.4 ESQUEMA DE CÓMO FUE REALIZADA LA DECLARACIÓN DE VARIABLES 107FIGURA 3.5 OPCIONES DEL MENÚ PRINCIPAL PARA EL ADMINISTRADOR , 107FIGURA3.6 OPCIONES DEL MENÚ PRINCIPAL PARA EL USUARIO 107FIGURA 3.7 DESPLIEGUE DE LAS DOS SUBOPCIONES QUE TIENE MAIN Y SON CONSTANTS Y
USERS 108FIGURA 3.8 PANTALLA DE LA SUBOPCIÓN CONSTANTS.., 108FIGURA 3.9 CUADRO DE MENSAJE QUE INDICA QUE LOS CAMBIOS FUERON REALIZADOS 109FIGURA 3.10 PANTALLA "USERS" EN LA CUAL SE INGRESAN DATOS DE PERSONAL QUE
UTILIZA EL SOFTWAREFIGURA 3.11 CUADRO EN EL CUAL SE ELIGE EL POZO QUE VA A SER SOMETIDO A PRUEBA.....FIGURA3.12 MEMBRETE COMÚN PARA TODAS LAS SUBPANTALLAS DE LA OPCIÓN DAQ....FIGURA 3.13 MENSAJE QUE INDICA QUE EL PROGRAMA DE ADQUISICIÓN DE DATOS NO ESTA
CONECTADO CON EL OPC SERVER 112FIGURA 3.14 MENSAJE QUE INDICA QUE EL GRUPO O NOMBRE DEL PROYECTO NO COINCIDE
CON EL DEL SEPARADOR DE PRUEBAS..,.. 112FIGURA 3.15 MENSAJE QUE INDICA QUE LOS ÍTEMS DEL PROYECTO NO ESTÁN
DESCARGÁNDOSE.. 112FIGURA3.16 MENSAJE EL CUAL INDICA QUE EL DATO O1L.08BVOLUMETOTAL AUN NO ES
ADQUIRIDO 113FIGURA 3.17 VENTANA EN LA CUAL SE GRÁFICA EL FLUJO DE PETRÓLEO Y GAS DEL POZO.... 115FIGURA 3.18 VENTANA EN LA CUAL SE GRÁFICA LA TEMPERATURA Y PRESIÓN DEL POZO 116FIGURA3.19 VENTANA LOGALARMS DONDE SE REGISTRAN LAS ALARMAS Y EVENTOS 117FIGURA 3.20 VENTANA STATE DONDE SE INDICA OTRAS VARIABLES IMPORTANTES Y SU
VALOR.. 118FIGURA 3.21 VENTANA CONNECTION DONDE SE REALIZA LA COMUNICACIÓN Y SE OBSERVA
SU ESTADO -. -. 122FIGURA3.22 VENTANA DONDE SE MUESTRAN LOS PRINCIPALES DATOS ADQUIRIDOS Y LA
CROMATOGRAFÍA CON LA CUAL EL EQUIPO MEDIDOR DE FLUJO GASEOSOTRABAJA 123
FIGURA 4.1FIGURA 4.2FIGURA 43FIGURA 4.4FIGURA 4.5FIGURA 4.6FIGURA 4.7FIGURA 4.8FIGURA 4.9FIGURA 4.10FIGURA 4.11FIGURA 4.12
FIGURA 5.1
POZO I O1L & GAS FLOWPOZO 1 TEMPERATURE &. PRESSURE VST1MEPOZO 2 OIL & GAS FLOW VSTIME ,POZO 2 TEMPERATURE & PRESSURE VS TIMEPOZO 3 OIL & CAS FLOW VSTIMEPOZO 3 TEMPERATURE & PRESSURE VS TIMEPOZO 4 OIL & CAS FLOW VSTIME .........POZO 4TEMPERATURE & PRESSURE VSTIMEPOZO 5 OIL & CAS FLO\ VS TIMEPOZO5TEMPERATURE& PRESSURE VSTIME-,PRUEBA DEL POZO 4 CON EL INSTRUMENTO DRENADO.....PRUEBA DEL POZO 4 CON EL INSTRUMENTO SIN DRENAR.
EXPLICACIÓN DE COMO SE REALIZA EL CALCULO DE FLUJO GASEOSO PORPARTE DE LOS OPERADORES....-
128129130131132133134135136137141141
157
ÍNDICE DE TABLAS
TABLA U EJEMPLO DE DATOS OBTENIDOS DEL SEPARADOR 27EJEMPLO DE DATOS OBTENIDOS DEL SEPARADOR (CONTINUACIÓN I) 28
TABLA 1.2 PRESENTACIÓN DE RESULTADOS DEL EJEMPLO , 31
TABLA 2.1 CONFIGURACIÓN DEL TRANSMISOR RFT 9739 PARA EL PROYECTO DE LA "ESTACIÓNLIMONCOCHA" « 49CONFIGURACIÓN DEL TRANSMISOR RFT 9739 PARA EL PROYECTO DE LA "ESTACIÓNLIMONCOCHA" (CONTINUACIÓN I) 50
TABLA 2.2 DATOS TÉCNICOS DEL TRANSMISOR DE FLUJO GASEOSO 51DATOS TÉCNICOS DEL TRANSMISOR DE FLUJO GASEOSO (CONTINUACIÓN I) 52
TABLA 23 CONFIGURACIÓN DEL TRANSMISOR MICRO MS4 PARA EL PROYECTO DE LAESTACIÓN LIMONCOCHA 62CONFIGURACIÓN DEL TRANSMISOR MICRO MS4 PARA EL PROYECTO DE LAESTACIÓN LIMONCOCHA (CONTINUACIÓN I) .. 63CONFIGURACIÓN DEL TRANSMISOR MICRO MS4 PARA EL PROYECTO DE LAESTACIÓN LIMONCOCHA (CONTINUACIÓN II) 64
TABLA 2.4 ESPECIFICACIONES DEL ADAM 4570 66TABLA 2.5 CONFIGURACIÓN DEL CONVERTIDOR RS-485 A ETHERNET ADAM 4570 PARA EL
PROYECTO DE LA ESTACIÓN LIMONCOCHA 74TABLA 2.6 PRIMERA TABLA DE CONFIGURACIÓN DE ALIAS PARA LAS VARIABLES DE GAS DEL
PROYECTO DE LA "ESTACIÓN LIMONCOCHA" 82TABLA 2.7 SEGUNDA TABLA DE CONFIGURACIÓN DE ALIAS PARA LAS VARIABLES DE GAS DEL
PROYECTO DE LA "ESTACIÓN LIMONCOCHA", 83TABLA 2.8 TERCERA TABLA DE CONFIGURACIÓN DE ALIAS PARA LAS VARIABLES DE GAS DEL
PROYECTO DE LA "ESTACIÓN LIMONCOCHA" 84TABLA 2.9 PRIMERA TABLA DE CONFIGURACIÓN DE ALIAS PARA LAS VARIABLES DE
PETRÓLEO DEL PROYECTO DE LA "ESTACIÓN LIMONCOCHA" , 85TABLA 2.10 PRIMERA TABLA DE CONFIGURACIÓN DE ALIAS PARA LAS VARIABLES DE
PETRÓLEO DEL PROYECTO DE LA "ESTACIÓN LIMONCOCHA" , 86
TABLA3.1 PRINCIPALES VARIABLES MOSTRADAS EN EL NUEVO SISTEMA DE ADQUISICIÓN DEDATOS 119PRINCIPALES VARIABLES MOSTRADAS EN EL NUEVO SISTEMA DE ADQUISICIÓN DEDATOS (CONTINUACIÓN I) - 120PRINCIPALES VARIABLES MOSTRADAS EN EL NUEVO SISTEMA DE ADQUISICIÓN DEDATOS (CONTINUACIÓN II)... 121
TABLA 4.1 MUESTRA LOS VALORES MÁS IMPORTANTES DEL SISTEMA DE ADQUISICIÓN DEDATOS MANUAL CON EL AUTOMÁTICO 142
TABLA 4.2 ILUSTRA EL ANÁLISIS DE ERRORES DE LA LÍNEA DE FLUJO LÍQUIDO 143TABLA 4.3 ERRORES RELATIVOS Y ERRORES ABSOLUTOS EN LA LÍNEA DE FLUJO LÍQUIDO 144TABLA 4.4 COMPARACIÓN ENTRE EL SISTEMA MANUAL Y AUTOMÁTICO VS LA PRODUCCIÓN
REAL 145TABLA 4.5 ERRORES EN LA LÍNEA DE FLUJO GASEOSO 145
VI
RESUMEN
En este trabajo se desarrolla un sistema de adquisición de datos para un
separador de pruebas. El sistema captura variables como temperatura, presión,
flujo, etc. de un pozo en prueba. El objetivo del sistema es permitir la
realización automática de proyecciones que minimicen el error en el cálculo
manual de las mismas.
Con este objetivo, en el separador de pruebas de la Estación Limoncocha se
reutilizó el transmisor inteligente de flujo líquido que estaba siendo subutilizado;
se adquirió, previo análisis, un transmisor inteligente de flujo gaseoso
adecuado para el proceso; se configuró los equipos para ei proceso y la
comunicación; se enlazó los equipos por medio de un Servidor OPC con una
computadora y, una vez obtenidos los datos vía DDE (DYNAMIC DATA
EXCHANGE), se los exportó al Sistema de Adquisición de Datos desarrollado
en Visual Basic.
El Sistema de Adquisición de Datos permite visualizar el comportamiento de las
principales variables y las almacena en tres archivos de dos tipos de formatos:
primero, dos de imagen en los cuales se indican el comportamiento del pozo
durante la prueba y, el tercero, de texto en el cual se muestran las
proyecciones realizadas para la prueba en ejecución. También posibilita la
generación de reportes.
En las pruebas realizadas se obtuvo una disminución del error en la línea de
flujo líquido en un 2.44% en comparación con los datos que se obtenían en
forma manual. Para las pruebas realizadas para medir el flujo de gas el error
que se obtuvo oscila entre 58,75% al 95%. Este error no se lo corrigió por
políticas internas propias de la Empresa. Adicionalmente, las leyes
ecuatorianas establecen que el gas natural que se extrae de los pozos
petroleros es del Estado por lo que la Empresa se limita a medir sin mucho
afán dicha magnitud y enfoca los resultados de este proyecto a la producción
de petróleo, de lo que se concluye que el proyecto es aplicable y de gran
utilidad para la empresa.
vn
PRESENTACIÓN
Actualmente, el petróleo constituye la fuente de energía más utilizada en el
planeta. Dentro de sus propiedades y aplicaciones el rol más importante que
cumple es el de obtener combustibles para la generación de energía.
Por la importancia tanto económica como política, los países productores de
petróleo tratan de optimizar su producción. La tecnología es una herramienta
importante con la cual dicha optimización se maximiza y es por eso que la
industria petrolera trata de mejorar constantemente todas las etapas que
implican su producción.
Dentro de éstas etapas existe una que resalta la importancia que tienen las
pruebas de proyección de producción de los pozos petroleros, con esto se trata
de llevar una base de datos que almacene la información y que pueda predecir
la producción diaria, mensual y anual de un pozo, locación, estación y/o planta.
Es por eso que el presente documento trata de una solución para la adquisición
automática de datos del separador de pruebas de la Estación Limoncocha.
En el Capítulo 1 se resalta la importancia de familiarizarse con el proceso y el
empleo de la terminología propia de la industria petrolera. Además se explica el
principio de funcionamiento de un separador de pruebas, como se obtiene la
fracción que indica cuanta agua existe en una muestra de gross (Mezcla agua,
petróleo y sedimentos), se plantea el problema a resolver y se ilustra el P&ID
del separador de pruebas en el que se desarrollará el proyecto.
Los equipos utilizados y el software que ayuda a obtener los datos (OPC
SERVER) son el tópico del Capítulo 2, en donde además se indica las
configuraciones usadas de los mismos y al final el nuevo P&ID del separador
con dichos equipos instalados.
En el Capítulo 3 se indica como fue desarrollado el software del Sistema de
Adquisición de Datos. Primero se hace una introducción al diagrama de flujo
del programa principal, el diagrama de flujo principal, una síntesis en lenguaje
estructurado del programa principal, como se realizan las proyecciones y al
final se explican las pantallas que hacen de interfaz con el usuario.
Los resultados y pruebas realizadas al nuevo Sistema de Adquisición de Datos
son el contenido del Capítulo 4. Además se indican tablas con el análisis de
errores respectivo. Adicionalmente se muestran las imágenes de pruebas
realizadas en donde se puede observar por primera vez el comportamiento de
los pozos petroleros, Y se muestra como el sistema almacena las pruebas en
archivos de texto e imagen.
Las conclusiones y recomendaciones del proyecto se hallan en el Capítulo 5 en
ellas se analiza los resultados de las pruebas del Sistema y las ventajas y
desventajas que existen entre el Sistema Antiguo y el Nuevo.
Por último se indica la Bibliografía consultada así como los Anexos, mismos
que contienen más información sobre el proyecto y que sirven como texto de
consulta para aclarar dudas.
CAPITULO 1
FUNDAMENTOS
CAPITULO 1
FUNDAMENTOS
El presente trabajo consiste en e! diseño de una de tas soluciones posibles para la
adquisición de datos del "Separador de Pruebas", un equipo cuya función es separar
las fases líquida y gaseosa de una mezcla no homogénea como el petróleo.
El principio básico que usa se basa en el comportamiento diferente de la materia
según su densidad, en especial los líquidos y gases, es por ello que el diseño, forma,
estructura interna, etc. del separador ayuda a maximizar la diferencia.
En el mercado existen separadores bifásicos (gross-gas) y trifásicos (petróleo-agua-
gas); así como, por su aplicación, se los puede encontrar como separadores de
producción y pruebas. Se debe aclarar que en la industria petrolera se conoce como
gross a la mezcla del agua con petróleo y sedimentos sin tomar en cuenta el gas
natural que también sale de ios pozos.
En el caso presente, el separador usado posee una adaptación que lo transforma de
trifásico (una entrada y tres salidas) a bifásico (una entrada y dos salidas) y por su
función se denomina "Separador de Pruebas". Con una capacidad de 10000 barriles
al día y en forma de tanque horizontal, su función es ayudar a hacer una proyección
de resultados para el pozo que se alinee para la prueba. Por medio de sensores,
transmisores, controladores y actuadores se controla el nivel y la presión en el
tanque. Cualquier cambio de nivel es una orden para inyectar fluido líquido a la línea
de gas y viceversa. Por otro lado, si la presión sobrepasa un nivel máximo puede
apagar el pozo en prueba por alta presión y causar pérdidas económicas; en su
defecto, para baja presión puede darse el caso que el separador se inunde.
2
Indicadores muestran valores de fluido de gross y presión diferencial y estática para
el gas, con estos valores de presión se calcula el flujo de gas; mientras que, con el
fluido de gross, se procede a calcular la cantidad de agua y petróleo que existe en la
mezcla. Este cálculo depende de una constante que es propia de cada pozo y que se
obtiene por medio de un análisis químico de laboratorio conocido como BS&W (basic
sediment and water).
Este procedimiento y cálculos se los realizan manualmente y, teniendo en cuenta ios
errores que esto implica, se los acepta como correctos. De aquí que el objetivo global
de este trabajo es minimizar dichos errores y diseñar un sistema automático de
adquisición de datos del separador de pruebas, con alta eficiencia y confiabilidad.
Una idea general de la solución a probarse consiste en aprovechar la capacidad del
equipo de medición de gross de comunicarse vía modbus con otros equipos y/o con
su maestro, lo que sugiere que se puede completar la instrumentación en función de
este protocolo de comunicación y el referido equipo. Para ello se pensó en adquirir
un equipo de medición de gas que cumpla las características necesarias para
medición y comunicación. También hace falta un elemento medidor de presión en la
línea de gross, y hacer una evaluación de los elementos que están instalados para
saber si pueden o no ser útiles, siempre teniendo en cuenta criterios como
funcíonabilidad, si aún están dentro del tiempo de vida útil, si están en buenas o
malas condiciones, costos, etc. La manera de adquirir los datos debe ser mediante
un convertidor, mismo que transforme los datos a formatos que puedan ser
entendidos por una CPU para luego, vía software, se pueda visualizar el
comportamiento del pozo, calcular proyecciones y generar reportes. Por supuesto,
todo deberá hacerse siguiendo las normas pertinentes y adquiriendo las licencias
que vuelvan al proyecto, una solución eficiente, segura y legal.
De lo explicado anteriormente, se debe entender que existe una solución que sin ser
la única es la que más se acomoda a las necesidades y exigencias de la empresa.
"Occidental Exploration & Production Company" OXY-ECUADOR; es una operadora
petrolera que, ubicada en el Bloque 15, se dedica especialmente a la exploración y
producción del petróleo cumpliendo las normas ISO18000, ISO14001. Dentro de este
contexto y en convenio con "PetroEcuador" entró a operar y administrar la "Estación
Limoncocha" que se encuentra en la provincia de Sucumbíos, la que cuenta con una
gran infraestructura y personal calificado. En dicho lugar está localizado el
"Separador de Pruebas" de 10.000 BBLD (Barriles por día), en el cual se desarrollará
este proyecto.
Para una mejor compresión del proyecto primeramente se creyó necesario dar a
conocer y entender los términos más usados en la industria petrolera, así como los
principios básicos que fundamentan el trabajo, para ello se presenta en el Capítulo 1
un resumen de estos términos y principios que facilitarán la compresión de la
solución indicada.
1.1. TEORÍA DE SEPARACIÓN DE FASES LÍQUIDO -
GASEOSA DEL PETRÓLEO
1.1.1. HIDROCARBURO
Se denomina así a cada uno de los compuestos químicos resultantes de la
combinación del carbono con el hidrógeno.
1.1.2. PETRÓLEO
El petróleo se genera a partir de la descomposición de organismos de origen
vegetal y animal depositados en rocas sedimentarias en ambientes marinos o
próximos al rnar y que fueron sometidos a enormes presiones y elevadas
temperaturas. De tal suerte, el petróleo es un compuesto químico que, en
términos generales, está conformado por átomos de carbono, en una
proporción de entre 76 y 86 por ciento, y átomos de hidrógeno, en
proporciones que oscilan entre el 10 y el 14 por ciento; en menor medida,
contiene proporciones de heterocompuestos con presencia de nitrógeno,
azufre, oxígeno y algunos metales. La palabra petróleo proveniente del latín
petroleum (petra = piedra y oleum = aceite) y significa aceite de piedra.
1.13. GROSS
Se conoce como Gross a la mezcla de petróleo con sedimentos y agua sin
considerar el gas.
1.1.4. BARRIL
Medida americana de volumen, equivalente a 42 galones o 159 litros
1.1.5. CENTRIFUGA
Instrumento usado para la separación mecánica de sólidos de elevado peso
específico suspendidos en el fluido de perforación. La centrífuga logra esa
separación por medio de la rotación mecánica a alta velocidad.
1.1.6. CORTE DE AGUA (BS&W)
Las siglas BS&W (Basic Sediment and Water), cuya traducción dice
"Sedimentos básicos y agua", vulgarmente conocido como corte de agua, se
refiere a la cantidad de agua y sedimentos que se encuentra en una muestra
de petróleo.
1.1.7. COLCHÓN DE AGUA
Se llama colchón de agua al volumen de H2O que está debajo de la ¡nterfaz
de petróleo,
1.1.8. INTERFAZ DE PETRÓLEO
Se llama interfaz de petróleo a la capa que se encuentra entre el colchón de
agua y el crudo en si, su espesor depende de la densidad de crudo en ese
momento y del grado API.
1.1.9. GRADOS API
índice de gravedad API. Consiste en una unidad de densidad adoptada por el
Instituto Americano del Petróleo (API) desde años atrás. Según ia escala API,
cuanto más alto el índice, menor la densidad del crudo. La mayoría de los
crudos se encuentran entre los 27 y 40 grados API; crudos con valores
inferiores a 27 grados API se los considera pesados y aquellos por sobre los
40 grados API, livianos. Esta unidad está relacionada con el peso específico
real por la siguiente fórmula:
Grados API = —— 131.5Peso Específico @ 6Q°F
Ecuación 1.1
1.1.10. GAS NATURAL
Forma gaseosa del petróleo que se encuentra bajo tierra. Es un combustible y
contiene principalmente metano, etano, propano, butanos, pentanos y
hexanos; más otros elementos no hidrocarburos como nitrógeno, anhídrido
carbónico, gas sulfhídrico. Gran proveedor de materia prima para la industria
petroquímica. Se produce conjuntamente o separado del petróleo.
1.1.11. SEPARACIÓN DE GASES
Cuatro gases que se encuentran disueltos a presión en el crudo, se separan
con facilidad.
a) El Metano (CH4) y el Etano (C2H6), componen el gas seco, así
llamado porque no se licúa por compresión. El gas seco se utiliza como
combustible en el yacimiento o se inyecta en los gasoductos,
mezclándolo con el gas natural.
b) El Propano (C3H8) y el Butano (C4H10), constituyen el gas húmedo
que se licúa por compresión. El gas líquido se envasa en cilindros de
acero de 42-45 Kg. La apertura de la válvula, que los recoloca a presión
atmosférica, los reconvierte en gas.
1.1.12. PRESIÓN EN LOS FLUIDOS
El concepto de presión es muy general y por ello puede emplearse siempre
que exista una fuerza actuando sobre una superficie. Sin embargo, su empleo
resulta especialmente útil cuando el cuerpo o sistema sobre el que se ejercen
las fuerzas es deformable. Los fluidos no tienen forma propia y constituyen el
principal ejemplo de aquellos casos en los que es más adecuado utilizar el
concepto de presión que el de fuerza.
1.1.13. MEDICIÓN DE FLUJO POR EFECTO CORIOLIS
El separador de pruebas de la Estación Limoncocha tiene instalado un
medidor de flujo másico en la línea de gross. Pese a la subutilización de éste
en la adquisición de datos manual, la empresa previo que dicho equipo podía
a futuro ser parte de un sistema de adquisición de datos automático, que para
ese entonces no era una necesidad tan importante como lo es ahora. Esto
implica estudiar lo más importante del equipo para el desarrollo del proyecto y
para comprender mejor sus propiedades primeramente se explica en forma
general el principio de funcionamiento de los medidores de flujo por efecto
Coriolis. En el Capítulo II se detalla el medidor de flujo por efecto coriolis
utilizado.
La mayoría de medidores de flujo trabajan en función del caudal volumétrico
del fluido. El error más común que provocan estos medidores es que suponen
parámetros constantes como temperatura y presión, lo que en la realidad no
es verdad; se puede llegar a un sistema casi estable en cuanto a estas
variables pero no constante, esto implica que por más pequeñas variaciones
que se tengan, la medición será incorrecta. Para una pequeña cantidad de
fluido es casi imperceptible la diferencia pero para cantidades grandes el error
ya es muy significativo; de aquí que es imprescindible medir el flujo másico.
Un método más simple de medir directamente e! flujo másico es basado en el
efecto coriolís.
En este medidor, el fluido pasa a través de un tubo en forma de "U" (según el
fabricante esta forma puede cambiar). La tubería interna vibra a su frecuencia
natural desde el momento en que es energizado el medidor. El momento que
circula un fluido y con ayuda del campo magnético inducido se determina su
frecuencia y casi siempre su amplitud es menor a 1mm. Si se hace circular un
fluido por su interior, en la mitad del ciclo de vibración del tubo (es decir hacia
arriba), el fluido entrante empuja el tubo hacia abajo resistiéndose a la
vibración, en cambio que el fluido saliente lo hace hacia arriba. Esta
combinación de fuerzas hace que el tubo sufra una torsión. Para la segunda
mitad del ciclo, cuando el tubo se mueve hacía abajo, la torsión resultante
tendrá la dirección opuesta. Por consiguiente, se tiene que en cada codo del
tubo se produce una oscilación de igual frecuencia (natural) pero desplazadas
en fase. Este desplazamiento de fase es directamente proporcional a la
"razón del flujo másico" del fluido que circula por el interior. Si se colocan
sensores electromagnéticos (pick-ups) en cada lado, éstos generan una señal
sinusoidal cuya diferencia de fase (AT) es medida por la unidad sensora del
transmisor que la transforma finalmente en una señal de 4-20 mA.
La principal ventaja de los medidores por efecto Coriolis radica en la
posibilidad de leer directamente el flujo másico, independiente de las
variaciones de presión, régimen de flujo (laminar, turbulento), densidad,
viscosidad, ni por la presencia de algunas burbujas en el líquido; las
variaciones de temperatura, que provocan cambios de elasticidad del tubo,
son compensadas por la unidad electrónica en forma automática. Debido a
que la vibración y la torsión son muy pequeñas, no sufren desgaste ni fatiga
de material.
En la Figura 1.1 se muestra el principio del medidor de flujo por el efecto
Coriolis.
1.1.14.
Figura 1.1 Principio del medidor de flujo másico de Coriolis
MEDICIÓN DE FLUJO POR PRESIÓN DIFERENCIAL
Para el antiguo sistema de adquisición de datos se tiene en la línea de gas
una placa orificio, la misma que genera un diferencial de presión el momento
en que circula gas por ésta. Un instrumento mecánico-analógico sensa dicho
valor y la presión aguas abajo, que es conocida como presión estática. Con
dichos valores y algunas constantes se realizan las proyecciones. La presión
diferencial que se genera no solo puede ser medida por esta clase de
instrumentos mecánico-analógicos sino también por instrumentos electrónicos
computarizados como en este caso. Por ser parte de este proyecto la placa
orificio se describe a continuación.
3.1 .14 .1 . La placa orificio
La placa orificio es una placa delgada que puede sujetarse entre bridas de
tubería. Como la geometría es simple es de bajo costo, fácil de instalar y
reemplazar. Generalmente se la fabrica de tres formas concéntrica,
excéntrica y segmentada. La Figura 1.2 muestra (as formas estandarizadas de
las placas.
C t J f f C E r J i n i C O
Figura 1.2 Formas Estandarizadas de las placas orificio
Es importante comprender que por cualquier tubería por la cual circula un
flujo, la presión aumenta cuando la velocidad disminuye y la presión disminuye
cuando la velocidad aumenta.
En la Figura 1.3 se muestra un corte transversal de la tubería, placa orificio y
dispositivo de medición.
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Figura 1,3 Corte transversal de una tubería, placa orificio y medidor
Para la Figura 1.3, en el punto C se encuentra la placa orificio misma que
origina un choque que disminuye la velocidad del flujo, debido a esto la
presión justo antes del orificio, punto B, es un poco mayor que la presión de
operación en la línea de conducción aguas arriba, punto A. Al pasar flujo por e!
orificio para compensar la disminución de área la velocidad aumenta y la
presión disminuye, llegando a su menor valor cuando la velocidad es máxima.
Aguas abajo de este punto, el flujo se dispersa, disminuye la velocidad y se
presenta un aumento de presión, punto D. Después de la placa, la velocidad
se recupera porque et agua circula en toda la tubería, punto E. La diferencia
cié presión aguas arriba de ta placa y aguas abajo de la placa es la presión
diferencial, que se mide para determinar el flujo indirectamente.
1.1.14.2. El flujo comó'funcion de la presión diferencial
Se sabe que para mayor flujo la presión diferencial aumenta y viceversa en la
placa orificio, enionces; se puede decir que el flujo es una función de la
presión diferencial Estudios han comprobado que ia relación que existe entre
la presión diferencial y el flujo en una tubería cerrada con placa orificio es:
f/F
Ecuación '1,3
Ecuación 1.4
m$'Ecuacíone$1.2; 1.3; 3.4 son explicadas en detalle en tíí siguiente libro:FOX, Robert >V; McDonaJd Alan T.
"Introducción a laMecánicti de Fluidos"Segunda Edición. McGraiv-HIH. México.1989
Donde V es ia velocidad, Q es ia razón de cambio del flujo dé volumen con
respecto ai tiempo, W es la razón de cambio del 'flujo de masa con respecto ai
tiempo, A es el área representativa de la tubería, h es la presión diferencial
entre los puntos a medir, p es la densidad del fluido y k es una constante que
incluye el cociente del área seccionada trasversalmente de la tubería al área
representativa del inyector o de la otra restricción, unidades de medida,
factores de corrección, etc.
12
1.1.15. MEDIDORES DE PLACA ORIFICIO
Los medidores de placa orificio deben sensar la diferencia de presión
existente aguas arriba y abajo de la placa, con esos datos y otros, como por
ejemplo temperatura, diámetro de la tubería, diámetro de la placa, etc, se
puede obtener valores de flujo mas precisos. Existen medidores mecánicos y
electrónicos pero los dos se basan en el principio de que el flujo es función de
la presión diferencial.
1.2. PRINCIPIO DE FUNCIONAMIENTO DE UN SEPARADOR
DE PRUEBAS
Existe una gran cantidad de separadores de pruebas que en general hacen lo
mismo. Si bien su diseño mecánico varía de constructor a constructor el
principio de separación que utilizan es igual. Todos se basan en que el
petróleo (Oil) es menos denso que el agua y por obvias razones el gas es aun
menos denso que el agua y crudo. Cualquier aditamento que tengan los
equipos solo sirven para aprovechar mejor este principio. En la Figura 1.4 se
ilustra el principio de funcionamiento de los separadores de pruebas.
Gas
Petróleo
AguaFigura 1.4 Principio de funcionamiento de los Separadores de Pruebas
Se puede ver gráficamente como la densidad separa los elementos y los
ordena de tal forma que los más densos están abajo y los menos densos
arriba, siempre tomando como referencia la densidad del agua. Este principio
se puede aplicar para cualquier tanque que en forma dinámica o estática
realice la separación.
1.2.1. ESTRUCTURA INTERNA DE UN SEPARADOR DE PRODUCCIÓN
TRIFÁSICO
El separador debe realizar básicamente cuatro funciones distintas.
a) Control del ímpetu de entrada
b) Desempañamiento del vapor
c) Retención de líquido
d) Control del líquido de salida
Normalmente, [a entrada está en un extremo del separador horizontal, y las
salidas del gas y del líquido están en el extremo opuesto. Mientras que el
líquido entra, la separación a granel ocurre en el dispositivo de entrada. Las
fases se separan dentro de la trampa de agua y fluyen a sus salidas
respectivas. Los dispositivos que desempañan y que se unen, asisten a la
separación de las fases. En la Figura 1.5 se ilustra la estructura interna de un
típico separador.
GasOut
i ni el
Liquid Retenta Water Din Oil Oul
Typica! Production SeparatorFigura 1.5 Esquema de la estructura interna de un típico separador.
Para el control del ímpetu de entrada se puede optar por varias opciones pero
la más recomendada es un control PID de nivel para una válvula, que casi
siempre es neumática por la gran presión que tiene al cierre de la misma. El
momento del ingreso del líquido al separador hay una placa en la cual éste
choca y por la fuerza del impacto se puede eliminar la espuma. Esta placa
puede ser de dos tipos "CUP" (copa) o "SHELF" (estante).
14
La Figura 1.6.a muestra los dos tipos de placas de entrada tanto la CUP como
la SHELF mientras que la Figura 1.6.b ilustra el momento de inercia inducido
por el choque con la placa.
Inlei
Shelf
Figura 1.6.a Placa de entrada Figura 1.6.b Efecto del choque con (a
placa
Para el desempanamiento del vapor se tiene varías alternativas, como:
•S Paletas serpentinas
^ Acoplamiento de alambre
Las paletas serpentinas están instaladas normalmente en forma vertical
(perpendicular a la dirección del fluido) en la fase de gas a través del diámetro
del recipiente. La trayectoria del fluido en los dispositivos crea un mecanismo
de inercia de la separación. La Figura 1.7 muestra la forma de las serpentinas
Figura 1.7 Paletas serpentinas
El acoplamiento de alambre utilizado en un separador se puede instalar en
una posición horizontal en el enchufe del gas para la limpieza general final. El
I5
acoplamiento de alambre confía en el choque y la fusión del agua como el
mecanismo de la separación.
Estas son alternativas viables para eliminar las gotas de H2O líquidas que
fluyen en el Gas.
Para la retención de líquidos se debe tener en cuenta la gravedad de aceite o
BS&W ya que influye de gran manera en la separación.
Por último, el control del fluido de salida se lo hace para evitar que los
elementos se mezclen de nuevo. Como se dijo anteriormente, generalmente
se hace un control PID que mantiene la cantidad de salida de fluido.
Generalmente su diseño es horizontal puesto que ofrece gran cantidad de
aceite y gas.
1.2.2. ESTRUCTURA INTERNA DE UN SEPARADOR DE PRUEBAS
BIFÁSICO
Para este tipo de separador la salida de agua y aceite es la misma y existe
otra para el gas; es decir, tiene dos salidas: una para la fase líquida y otra
para la fase gaseosa. Esta es una característica de los separadores de
pruebas a diferencia de los de producción que tienen líneas separadas para
las tres fases.
De esta manera, la estructura interna del separador de pruebas es similar a la
de los de producción con un control de nivel para que a la línea de gas no
llegue Gross.
16
1.3. OBTENCIÓN DEL BS&W DE LABORATORIO
El BS&W (Basic Sediment and Water) es adquirido de dos formas:
1.3.1. OBTENCIÓN DEL BS&W MEDIANTE CENTRIFUGACIÓN
Primeramente se toman los "Tubos de Centrífuga" (una especie de pipeta),
misma que está señalada con unidades de volumen expresadas en
porcentaje, la escala de cualquiera de estas va desde 0% hasta 200%. A
continuación se llena hasta el 100% con un químico conocido como solvente
JP-1, luego se añade entre 2 a 3 gotas (2 a 3 mililitros) de un demulsificante
llamado DMO-046 y el faltante 100% se lo llena con petróleo, hasta la lectura
de 200%.
Figura 1.8 Especialista en BS&W test
En la Figura 1.8 se puede observar al técnico especializado en el tema
mezclando los componentes (JP-1, DMO-046 y petróleo). Para mezclar se
tapa el "Tubo de Centrífuga" con un corcho y se agita vigorosamente hasta
homogenizar las soluciones.
Luego de esto se coloca en la "Centrífuga" que es una máquina con un rotor
que gira alrededor de 10.000 RPM y por acción de la fuerza centrífuga acelera
el proceso de separación.
Figura 1.9.a Centrífuga vista externa Figura 1.9.b Centrífuga vista interna
Las Figuras 1.9.a y 1.9.b muestran como es la "Centrífuga" tanto externa
como internamente. El siguiente paso es calentar las muestras hasta la
temperatura en la cual se encuentra el equipo.
Cámara dePrecalen (amiento
Figura 1.10 Cámara de precalentamiento
Cuando todo el sistema está térmicamente equilibrado se colocan las
muestras dentro de la "Centrífuga" para comenzar la rotación. Lo correcto es
tener un sistema balanceado en cuanto a su masa y para eso se colocan las
muestras en números pares.
Figura 1.11 Foto del instante de rotación
La Figura 1.11 muestra el momento en el cual las muestras se encuentran en
rotación dentro de la "Centrífuga".
La prueba dura alrededor de 3 a 5 minutos después de eso se procede a
realizar los análisis respectivos.
Figura 1.12 Muestra antes de la
centrifugación
Figura 1.13 Muestra después de la
centrifugación
La Figura 1.12 muestra la copa antes de la prueba mientras que la Figura 1.13
el resultado de la separación por centrifugación.
Si se puede apreciar, la copa tiene una graduación en porcentaje del
contenido de agua en el aceite, con eso se puede visualizar el corte de agua o
BS&W.
19
1.3.2. OBTENCIÓN DEL BS&W POR DESTILACIÓN
Este proceso consiste básicamente en deshidratar la mezcla (crudo-agua),
para esto el petróleo es mezclado con un solvente no miscible en agua por lo
que cuando se realiza el proceso de destilación tanto el H2O como el solvente
son condensados y son atrapados en la trampa de agua que es parte del
equipo de destilación.
Figura 1.14 Sorbona o Campana de extracción
En la Figura 1.14 se muestra la sorbona o campana de extracción y la
destilación en sí con la trampa de agua respectivamente. La medida se hace
en función de la escala que estuvo al principio en comparación a ia del final.
20
1.4. FUNCIONAMIENTO DEL SEPARADOR DE PRUEBAS DE
LA ESTACIÓN "LTMONCOCHA"
1.4.1. EL SEPARADOR
Figura 1.15 Separador de pruebas de la Estación "Limoncocha"
Por razones propias de la empresa los planos del diseño interior del separador
no son accesibles pero se puede observar algunos componentes instalados y
explicar su función.
Primeramente el separador que se tiene es trifásico pero por necesidad de la
empresa fue adaptado para que trabaje como un separador bifásico para
facilitar la cuantificación del fluido de agua crudo y volumen de gas. La
cantidad de agua se calcula por medio del BS&W ya explicado, esto se logró
uniendo la línea de agua con la línea de petróleo. Dentro de este marco el
separador consta de un doble control de nivel en alto y bajo, el primero es
para evitar el arrastre de crudo en línea de gas y el segundo para evitar los
baches de gas en la línea de fluido. Adicional a esto existe una válvula que
controla la presión, por medio de un control ON-OFF, esto es para mantener la
presión constante en el tanque. El punto de consigna debe ser menor que la
presión del manifold y consecuentemente del de la "cabeza de pozo" ya que si
es mayor, por la diferencia de presión, puede apagar el pozo; caso contrario,
si ía presión es "mucho menor" el nivel tiende a subir y puede inundar el
separador. Para el control de nivel las señales vienen dadas por sensores de
flotador magnético mismos que tienen una salida de 4 a 20mA e ingresan al
P1D y de éste a la válvula que es neumática. Para la presión se tiene un
control neumático el cual sensa la presión antes de la placa orificio y da el
control de apertura de la válvula según el set de presión establecido para cada
pozo. La Figura 1.16.a ilustra los sensores de nivel mientras que la Figura
1.16.b muestra la válvula que controla la presión en el tanque.
Figura 1.16.a Sensores de nivel flotador magnético Figura 1.l6,b Válvula controladora de presión del
Separador
Para el control del ímpetu de entrada se tiene una válvula de tres vías misma
que en caso de llenarse el tanque desvía el fluido a los tanques de
almacenamiento. Dicha válvula de tres vías responde al PID de nivel y es
neumática pero por si acaso existiera una falla en ésta, el tanque consta de
99
una válvula de alivio y de un disco de ruptura mismo que se rompe a una
determinada presión generalmente 100 PSI, en los dos casos se conduce al
gas hacia la línea de seguridad direccionada al quemador (fiare). A
continuación se ilustra en la Figura 1.17.a la válvula de tres vías y en la Figura
1.17.b la válvula de alivio y disco de ruptura.
Figura 1.17.a Válvula de tres vías para control de
entradaFigura 1,17.b Válvula de alivio y disco de ruptura
ubicados en (a línea de gas
Además se puede observar algunos indicadores de presión, temperatura,
nivel, etc.
El fluido una vez que sale del separador entra a un dispositivo mecánico
llamado "desgasificador", mismo que es un pequeño tanque en el cual se
precipita el líquido y se libera desprendimiento de gas, A continuación está un
medidor de flujo másico o efecto coriolis mismo que está conectado a un
indicador digital el cual muestra en pantalla la cantidad de barriles que se tiene
como la taza de cambio con respecto al tiempo y el valor acumulado de flujo.
La Figura 1.18.a ilustra el desgasificador y la Figura 1.18.b muestra el medidor
de flujo másico.
/*""* gasificad or
Figura 1.18.a Desgasificador Figura 1.18.b Medidor de flujo másico
Para la línea de Gas además está instalado un medidor de presión diferencial
analógico llamado BARTON que se detalla más abajo.
1A.2. PROCEDIMIENTO ACTUAL
a) Desalineamiento del pozo
Antes de poner un pozo a prueba el separador debe estar sin carga; es
decir, no hay ningún pozo que se encuentre en estado de "well test"
(pozo en prueba), esto es aplicado dentro del procedimiento como una
norma de seguridad.
b) Cambio de la Placa Orificio
Una vez asegurado la no alineación de cualquier pozo se debe
proceder a cambiar la placa orificio, para esto se cierra la compuerta
del porta placas, de esta manera el gas que está en el separador se
queda atrapado por razones de seguridad. Luego se despresuriza el
porta placas para a continuación desajustar los pernos que sujetan la
tapa del porta placas y sacarla, después por medio de palancas se
24
Figura 1.20 Válvulas de alineamiento al separador
d) Tiempo de establecimiento
Una vez alineado el pozo se debe esperar un tiempo para que el
sistema se estabilice, esto se debe principalmente a dos factores.
Primero a la diferencia de temperatura que existe entre pozo y pozo, y
segundo a que cada pozo tiene diferente caudal tanto de gas como de
gross.
1.4.3. TOMA DE DATOS DE LA LÍNEA DE FASE GASEOSA DEL
SEPARADOR
Para la línea de gas se usa un medidor de presión diferencial con el principio
de placa orificio, la señal es adquirida por un medidor analógico llamado
"BARTON", mismo que por medio de un sistema de palancas gráfica en
función del tiempo la presión diferencial y la estática (presión aguas abajo) en
una cartilla que está en unidades cuadráticas. Con estos valores y la
constante propia de cada placa orificio se calcula la cantidad de gas que
aporta cada pozo en un día.
26
1.4.4. TOMA DE DATOS DE LA LÍNEA DE FASE LÍQUIDA DEL
SEPARADOR
La toma de datos para la fase líquida es muy sencilla ya que el medidor de
flujo másico manda el dato de la cantidad de barriles contados a un indicador
o display, lo que se hace es anotar el valor inicial y un valor final del totalizador
de flujo.
1.4.5. TIEMPO DE PRUEBA
Como en cualquier sistema de muestreo mientras más grande es la muestra
más se acerca a la realidad y es por eso que a criterio de los operadores, las
pruebas deben ser de alrededor de 6 a 8 horas por cada pozo, con esto se
trata de disminuir el error.
1.4.6. PROCEDIMIENTO PARA EL CÁLCULO MANUAL DE LOS
RESULTADOS
1.4.6.1. Cálculo del flujo de Crudo
Para poder explicar el procedimiento del cálculo del flujo de gross y petróleo
se lo hace con un ejemplo.
Datos:
Nombre del Pozo
Hora Inicio de Prueba
Hora Final de Prueba
Tiempo de Prueba
Pozo 1
07:00
15:00
8 horas
Tabla 1,1 Ejemplo de datos obtenidos del separador
27
BS&W(Pozo en prueba)
Valor de gross acumulado
inicial
Valor de gross acumulado final
Valor acumulado de gross total
0.87
3568
4897
1329
Tabla 1.1 Ejemplo de datos obtenidos del separador (CONTINUACIÓN)
Cálculo del gross flow rate
_ „ Valor Acumulado Total ^ .. .,Gross flow rate = - - (Expresado en días)
}329BBL VGross flow rate = - X
Tiempo de prueba
on0or,^= 39S1BBD8/7 \dia
Gross flow rate = 39S7&&D
Cálculo del oil flow rate (petróleo)
Para este cálculo se necesita el dato del BS&W que es característico de cada
pozo.
Oil flow rate = Gross flow rate x (1 - BS & W)
Oil flow rate = 39&7BBD X (1 - 0.87)
Oil flow rate = 518.3 IBBD
BBD = Barriles por día (Sistema Americano)
1.4,6.2. Cálculo del flujo de Gas
La Figura 1.21 ilustra que es cada presión en la placa para poder realizar los
cálculos respectivos.
28
Placa de orificio
PRESIÓN ESTÁTICA
Presión diferencialFigura 1.21 Presiones en la placa orificio
La Figura 1.22 y la Figura 1.23 ilustran el resultado de una prueba y como se
debe leer dicha prueba respectivamente.
29
i
Figura 1.22 Cartilla def "Registrador de presión diferencial - estática BARTON"
30
Presión UiÉcrcii
IHIQIQ DE PRUEBA
^ £3
//Xíh>.r .J ..¿--^
\.
» ,.7*- FIKAL&É PRUEBA
Figura 1.23 Interpretación de la cartilla del medidor "BARTON"
Para este esquema se calcula el promedio de los picos de la presión estática y
el de la presión diferencial:
Sea: Presión estática = PE
Presión diferencial = PD
6.3 + 6.35PE = -
2• = 6.32
2
& PLACA ~ ~-69 (se obtienen de tablas en función del orificio)
Flujo de GasENELMEDIDORBARTON = PExPDxKfUCA
Flujo de Gas = 6.32x3.0x2.69 = FG
FG = 5\MCF
MCF s Pies Cúbicos
Nota: En el cálculo no interviene el tiempo o duración de la prueba.
1.4.6.3. Presentación de resultados
Nombre del Pozo
Gross flow rate
Oil flow rate
Gas flow
Pozol
3987 BBD
518.31 BBD
51MCF
Tabla 1.2 Presentación de resultados del ejemplo
1.5. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA
1.5.1. EL PROBLEMA
En la estación Limoncocha se tiene el separador de pruebas de 10000 BBLD
ya estudiado. Con ayuda de sensores analógicos se tienen datos importantes
como flujo de gas y líquido en forma manual, para luego realizar el cálculo de
proyecciones diarias y mensuales. El objeto de este proyecto es adquirir estos
y más datos de una manera automática en tiempo real, realizar los cálculos de
las proyecciones y generar reportes. Para obtener esto se divide el problema
en dos partes.
Primero, adquirir los datos de la línea de flujo líquido y gaseoso; es decir, hay
que comunicar los equipos y obtener los datos con el OPC Server que se
ajuste a las necesidades de la empresa, y; segundo, graficar en función del
tiempo, calcular las proyecciones y generar reportes con cualquier plataforma
que cumpla las exigencias para visualizar.
La verdad no se puede saber a ciencia cierta, entre un sistema de adquisición
de datos manual y otro automático ¿cuál es el más confiable?, ya que en
cualquiera de ios dos casos se depende de varios factores como precisión,
repetitividad, histéresis, tiempo de muestreo, calibración, etc. Tomando en
consideración este criterio lo que se quiere es ímplementar un sistema de
adquisición de datos tratando que sea más confiable que la actual o en el peor
de los casos que sea igual de confiable.
En resumen, se necesita diseñar e Ímplementar un sistema de adquisición de
datos para el separador de pruebas de la "Estación Limoncocha" y completar
la instrumentación respectiva, la misma que debe graficar en tiempo real el
flujo líquido y gaseoso, almacenar los datos y calcular proyecciones de una
manera óptima.
32
1.5.2. DIAGRAMA DE BLOQUES DEL PROCESO ACTUAL
Separador de Pruebas
Medidor mecánica dePresión diferencial y
estática Cartilla "BARTON"Adquisición manual
de datos de gas
Medidor de flujo másícoDisplay indicador
Adquisición manualde datos de gross
Figura 1.24 Diagrama de bloques del proceso actual
1.5.3, DIAGRAMA DE BLOQUES DE CÓMO SE PUEDE OPTIMIZAR
¡ Separador de Pruebas
Medidor electrónico dePresión diferencial y
estética
Medidor de flujomásico
ConvertidorRS232/485/422 a
Ethernet
Aquí se realizan la adquisiciónde datos de las lineas de flujolíquido y gaseoso, también sevisualizan el comportamiento'de algunas variables conrespecto al tiempo, se calculanlas proyecciones y se generanreportes.
Figura 1.25 Diagrama de bloques de cómo se puede optimizar
1.5.4. UNA ALTERNATIVA VIABLE
Después de entender como funciona el separador de pruebas, se debe buscar
una solución viable y rápida que permita solucionar el problema siempre
tomando en cuenta las normas con que la empresa trabaja, sus leyes y
reglamentos internos pero siempre enfocándose al esquema antes mostrado.
Para buscar la mejor solución se debe hacer un estudio para saber que es lo
que se tiene y que faltaría, como de igual manera buscar que las partes del
sistema sean compatibles.
Al final del separador de pruebas en la línea de flujo líquido está instalado un
medidor de flujo másico, mismo que también adquiere datos de temperatura,
densidad, etc, éste está conectado a un display que visualiza la taza de
cambio de flujo con respecto al tiempo y el contador del flujo acumulado. En la
línea de gas está el medidor "BARTON" equipo del que ya se explicó su
funcionamiento. La idea es eliminar este medidor y reemplazarlo por uno que
pueda comunicarse con el medidor de flujo másico para poder adquirir los
datos y visualizarlos.
La distancia entre el equipo de medidor de flujo de gross y el medidor de flujo
de gas se estima que está entre 5 a 7 metros. Entre los equipos y el cuarto
donde estará el computador es alrededor de 45 metros lo que implica que no
es una distancia muy larga pero la inducción de ruido es muy alta por el alto
contenido de dispositivos eléctricos y electrónicos instalados a sus
alrededores. El ruido existente en el lugar es el factor que induce a pensar en
una comunicación RS-485.
El protocolo de comunicación Modbus es característico del equipo de
medición de gross, para aprovechar esto y poder eliminar el medidor de gas
actual se debe adquirir un medidor de flujo de gas con puerto de comunicación
modbus/RS-485 también.
La topología que se usará para la conexión de los equipos es tipo Bus y la red
tendrá un maestro y dos esclavos.
La Figura 1.26 ilustra la topología de los equipos.
34
Medidor flujo másicoDevíce:1
Medidor de Presióndiferencial y flujo de gas
Device:2
Aquí se realizan la adquisición dedatos de las líneas de flujo
fi^líquido y gaseoso, también se™ visualizan el comportamiento de
algunas variables con respecto altíejnpo, se calculan lasproyecciones y se generanrecortes.
Modbus/RS-485 (dos cables)
Figura 1.26 Conexión de comunicación y topología del equipo
1.6. DIAGRAMA DE TUBERÍA E INSTRUMENTACIÓN (T&ID)
DEL SEPARADOR DE PRUEBAS DE LA ESTACIÓN LDMONCOCHA
El la siguiente página se ilustra el diagrama de instrumentación del separador
de pruebas antes del desarrollo del proyecto.
35
CAPITULO 2
DESCRIPCIÓN DE LOSINSTRUMENTOS Y EL
SOFTWARE A UTILIZARSE
CAPITULO 2
DESCRIPCIÓN DE LOS INSTRUMENTOS Y EL SOFTWARE A
UTILIZARSE
Una vez entendido el proceso de separación de la fase líquida y gaseosa del
crudo por medio de un separador de pruebas, se deben encontrar los elementos
más óptimos para el desarrollo del sistema. Una mala selección de los
instrumentos implicaría una pérdida de dinero y tiempo, así como obtener
resultados falsos. Para esto, primero se debe hacer un análisis de las variables,
identificar los sensores apropiados para medirlas, los transmisores para la
adquisición de datos y que tipo de visualización se necesita y/o se dispone para
su implementación.
El sistema consta de dos partes, desde fas cuales se hará la adquisición de
datos, que son: la fase gaseosa y la líquida. Para esto, se necesita en primera
instancia un conjunto sensor-transmisor para ambas líneas, luego existe un
bloque de conversión de datos para con un computador poder visualizar las
variables del sistema.
Cuarto de Operación
ComputadorOperador
Convertidor
Campo
Transmisor de Flujode fase gaseosa
Transmisor de flujode fase l íquida
Figura 2.1 Esquema del Sistema de adquisición de datos
38
En la página anterior, la Figura 2.1 muestra el Esquema del Sistema de
adquisición de datos.
Las principales variables para este proceso son el flujo de petróleo y el flujo de
gas natural que salen de los pozos. Estas dos variables son las que le interesan
a la empresa pues las otras variables son importantes pero no influyen mucho
en la proyección de datos que se piensa tener.
2.1. EQUIPOS
2.1.1. TRANSMISOR INTELIGENTE DE FLUJO MASICO RFT 9739 DE
MICRO MOTION DE EMERSON
2.1.1.1. Descripción
El transmisor Modelo RFT9739 es un transmisor basado en
microprocesador para medición de procesos de fluido. El transmisor
funciona con sensores Micro Motion para medir caudal másico o
volumétrico, densidad y temperatura.
Se tiene disponible un display opcional, que viene instalado en la cubierta
removíble del alojamiento. Las perillas Scroll y Reset ubicadas en la
cubierta permiten al usuario realizar las siguientes operaciones
s Ver la tasa de caudal, densidad, temperatura, totales de masa y
volumen y niveles de inventario, y mensajes de estado
S Setear los totalizadores de caudal del transmisor
S Establecer los parámetros de comunicación
s Ajustar a cero el medidor de caudal
Las especificaciones detalladas del transmisor se muestran en el Anexo A
El transmisor RFT9739 mide el desfase de los pickoffs del sensor y con la
seña! electrónica recibida, calcula el flujo másico que circula en ese
momento.
Consta de puertos de comunicación Modbus RS-485 y Hart, puede ser
calibrado por dichos puertos o por medio de Dip-switches ubicados en el
transmisor. Tiene una gran variedad de configuraciones ya sea para
seguridad, comunicación, funcionabilidad, etc. A continuación se ilustran
las entradas y salidas del equipo de medición de flujo.
S Salida de frecuencia, voltaje de la fuente de DC
S Salida de frecuencia/pulsos
S Salida de mA de la variable primaria (PV)
^ Salida de mA de la variable secundaria (SV)
-S Entrada remota de cero
•S Salida de control
S Tierra de señal
*S Salida de temperatura
-S Salida de período del tubo
S E/S RS-485
*/ Alimentación de DC al transmisor de presión o DP
*S Entrada de mA desde el transmisor de presión o DP
v7 Lazos de conexión del Comunicador, igual que el circuito de
salida de mA de la PV
2.1.1,2. Principio de funcionamiento
El medidor de flujo másico tiene en su interior cristales que lo hacen
vibrar a su frecuencia natural desde el momento en el cual es
energizado. Esta vibración en el tubo del medidor de caudal, combinado
con el ímpetu del fluido que pasa a través del tubo en forma de "U" del
medidor, induce una fuerza conocida como "Coriolis", en honor a su
descubridor. Esta fuerza provoca que cada extremo del tubo del
medidor en forma de "U" se tuerza en proporción a la razón del caudal
másico que pasa a través del tubo durante cada ciclo de vibración.
40
Debido a que el un extremo del tubo en forma de "U" se retrasa respecto
al otro durante este movimiento de torsión, las señales provenientes de
los sensores ubicados en los extremos del tubo pueden ser comparados
electrónicamente para determinar la cantidad de torsión. El transmisor
mide el retraso de tiempo entre las señales de los pickoffs (sensores)
izquierdo y derecho usando circuitos de precisión y un reloj de alta
frecuencia controlado por cristal. Este valor diferencial de tiempo "At"
es filtrado digitalmente para reducir el ruido y mejorar la resolución de la
medición. La "At" es multiplicada por un factor de calibración de caudal
para determinar la tasa de caudal másíco.
Debido a que la temperatura afecta a la rigidez del tubo en forma de "U",
la cantidad de torsión producida por la fuerza Coriolis será afectada por
la temperatura del sensor. La tasa de caudal medida es ajustada
continuamente por el transmisor, el cual monitorea la salida de un
detector de temperatura por resistencia (RTD) basado en un elemento
de platino; este sensor está sujetado a la superficie exterior del tubo
sensor. El transmisor mide la temperatura del sensor usando un circuito
amplificador de puente RTD a tres hilos. El voltaje que sale del
amplificador es convertido a una frecuencia y es digitalizado mediante
un contador leído por un microprocesador. La Figura 2.2 ilustra la
composición interna del medidor de flujo másico de coriolis usado en la
aplicación.
41
Direclion oíForv/arcJ FloW
AffOW
Figura 2.2 Sensor del medidor de flujo másico de Coríolis
2.1.1.3. Medición de densidad
El sensor de caudal másico tipo Coriolis también funciona como un
medidor de densidad de tubo vibratorio. La frecuencia natural del
conjunto es una función de la rigidez del tubo, geometría del tubo y
masa del fluido que contiene el tubo, que para este caso es una mezcla
de petróleo, agua y sedimentos. Por lo tanto, la densidad del fluido
puede ser derivada de una medición de la frecuencia del tubo. El
transmisor mide el período de tiempo de cada ciclo de vibración usando
un reloj de alta frecuencia. Esta medición es filtrada digiíalmente, y la
densidad es calculada usando factores de calibración de densidad
propios del sensor, derivados de medir la frecuencia natural para
cambios conocidos en la rigidez del tubo debido a la temperatura de
operación. El transmisor calcula el caudal volumétrico dividiendo el
caudal másico medido para la densidad medida.
42
2.1.1.4. Gravedad API
El medidor de flujo másico puede ser configurado de tal forma que el
°API sea la unidad de densidad. El transmisor calcula el caudal
volumétrico y el total de volumen a 60 °F ó 15 °C, dependiendo de la
unidad de temperatura.
A partir de la densidad de operación (densidad del fluido a las
condiciones de la línea) y de la temperatura de operación de un fluido
dado de petróleo, se puede determinar la densidad estándar (densidad
a 60 °F ó 15 °C) directamente de las tablas de expansión térmica API, o
usando la ecuación API-2540:
n - n . J-oA/(i+ro ~ rs ^
Ecuación 2.1
Donde:
= densidad de operación
= densidad estándar
Aí = diferencia de temperatura a partir de la temperatura base
(estándar)
CC - Ko/ + K\/ t donde KO y K1 son constantes/(PJ /p*
La ecuación es iterativa, y requiere tiempo significativo de cálculo para
generar una lectura. El software del transmisor contiene una
simplificación de esta correlación para maximizar la frecuencia de
muestreo de la medición. La precisión de la correlación del Micro Motion
es ±0.0005 g/cc (±0.5 kg/m3) con relación a la ecuación API-2540.
Después de la corrección de temperatura a 60°F (15°C), la densidad es
convertida a °API mediante la siguiente expresión:
Grados API = (141.5/gravedad específica estándar) - 131.5Ecuación 2.2
43
Los términos KO y K1 de la ecuación APl-2540 son constantes
características de diferentes tipos de Productos Generalizados de
Petróleo. Existen tablas API por separado para aceites crudos,
destilados, gasolinas, aceites lubricantes y otros productos.
La correlación del RFT9739 se basa en las constantes API para
Productos Generalizados de Petróleo de 2 a 95 °API sobre un rango de
temperatura de operación de O a 300 °F. Debido a que la densidad del
fluido o la temperatura de operación se extienden más allá de estos
valores, el error de correlación del RFT9739 incrementará. La
calibración de densidad debe ser realizada en unidades de g/cc para
que la correlación API sea correcta.
2.1.1.5. Volumen estándar API
Si se selecciona °API como la unidad de densidad, el RFT9739 calcula
automáticamente el volumen estándar a 60 °F o a 15 °C con base en la
siguiente expresión:
Volumen estándar = caudal másico/densidad estándarEcuación 2.3
La precisión de la medición de volumen estándar se basa en las
precisiones de los siguientes factores:
s Medición, de tasa másica
s Medición de densidad de operación
^ Medición de temperatura
^ Correlación RFT9739 a las tablas API
La precisión de cada factor varía con base en las condiciones de
operación del proceso y fluido que se esté midiendo. Para Productos
Generalizados de Petróleo, el volumen estándar será preciso dentro de
±0.5% de la tasa de caudal. Debido a que las correlaciones de
44
corrección de temperatura para densidad se basan en ecuaciones API,
la salida de volumen estándar del RFT9739 puede ser usada sólo para
Productos Generalizados de Petróleo o materiales que muestran las
mismas características de expansión térmica que los Productos
Generalizados de Petróleo,
2.1.1.6. Compensación de presión
Se puede conectar un transmisor de presión al RFT9739 para
compensación de presión. El RFT9739 ó una fuente externa pueden
suministrar energía al transmisor de presión.
Si la entrada está configurada para indicar presión manométrica, el
transmisor usa la entrada de presión para compensar los efectos de la
presión sobre los tubos de caudal de ciertos sensores. No todos los
sensores son afectados por la presión. En este modo, el efecto de la
presión se calcula como el cambio porcentual en la tasa de caudal por
cambio de psi en la presión y/o la cantidad de cambio en la densidad, en
g/cc, por cambio de psi en la presión.
2.1.1.7. Variables de salida
Las variables medidas pueden ser entregadas en la salida del RTF9739
en varias maneras. La tasa de caudal másíco o volumétrico puede ser
entregada como una señal aislada de 4-20 ó 0-20 mA sobre cualquiera
de dos conjuntos de terminales de salida. Alternativamente, cualquier
salida de mA puede ser configurada para indicar temperatura, densidad,
presión, evento 1 ó evento 2.
Los pulsos de caudal másico o volumétrico provenientes de las
terminales de salida de frecuencia aisladas pueden ser escaladas a
45
10,000 Hz para compatibilidad con PLCs, controladores de lote y
totalizadores.
Se puede tener acceso digitalmente a todas las variables medidas,
incluyendo totalizadores por lote o un acumulado. El transmisor puede
usar a nivel de la capa física el protocolo Bell 202 (HART) a 1200
baudios sobrepuesta sobre la señal 4-20 mA o RS-485 a una velocidad
desde 1200 baudios a 38.4 kilobaudios. El transmisor también puede
usar Modbus sobre la capa física RS-485.
Se puede programar una salida lógica para que indique la dirección de
caudal, una alarma de falla, o una condición de ajuste de cero en
progreso. También se indica el estado operacíonal del transmisor en el
display.
2.1.1.8. Cableado del sensor-transmisor de flujo líquido
F-Series, Modal Dor DL sensor
termináis
©a©©3©
©4©
©«©
BicwnRodGranee•féJIcw
Giean
BIIB
vicie i
Gray
Flowmetercable
Máximum cabte length 1ÜCO ft. (300 m)
EfüA'nRed
ciptiiainwretatK-Greenvwte
a p draln wiebacK-GJLKGm/
Cl p draln 'Alisto t£-Oranos
vtfei
lio ni £Jll
Clpdialnwrebatír
Figura 2.3 Cableado del sensor de flujo líquido
Field-niountRFT9739 termináis
Oíantjs •GíD&l •vinel -wtib •
3 7 6 3 1
DGDDÜ8 B 420
DDGDGGray •I)ll>2 •
Míibrff.Red •
46
2.1.1.9. Cableado para la comunicación del transmisor Modbus RS-485
Host Acontroller E
<See note See note<27
RFT973926
Figura 2.4 Cableado para la comunicación Modbus RS-485 y el maestro o host
Host Acontroller B
<See note
27 26
RFTS73Q
See note| *' RFT9739> oe
OtherEquipment
Figura 2.5 Cableado para la comunicación Modbus RS-485 con otros equipos y con su maestro o host
2.1.1.10. Características de) equipo
Sí se tiene algún interés sobre las características del equipo favor
ver el Anexo A.
2.1.1.11. Configuración y Calibración
La configuración del RFT9739 puede darse de tres formas:
a) Vía Dip-Switches
Se dispone de 10 Dip Swítches y un botón de memorización
cuyas combinaciones se encuentran en el Anexo A.
b) Vía Protocolo Hart
c) Vía Protocolo Modbus
47
2.1.1.12. Configuración del transmisor RFT9739 de Micro Motion para
el separador de pruebas de la "Estación Limoncocha"
El transmisor de flujo líquido RFT9739 de Micro Motion como se explicó,
es un conjunto sensor-transmisor. Este equipo viene calibrado de
fábrica en función del flujo que circula y las condiciones a las que
trabaja el equipo. Los valores de calibración de fábrica del instrumento
no fueron alterados por dos razones fundamentales:
La calibración realizada en fábrica es extremadamente confiable y
además, antes del embarque todo equipo pasa por las denominadas
pruebas de fabricación.
La otra razón es que se necesitaría un equipo adicional para la
calibración cuya adquisición no se justifica por su costo y además, como
se dijo, la extrema confianza que se tiene en la calibración de fábrica
implicaría que dicho equipo adicional no se lo usaría; es decir, su
adquisición no sería justificada.
La configuración de este equipo es muy extensa por lo que solo se
detalla los datos más importantes. Se resaltan dos grupos de
parámetros de configuración referentes a las salidas del transmisor y la
comunicación modbus. En el primer caso se configura principalmente la
variable llamada flujo másico que viene dada en forma de una señal de
pulsos, la frecuencia máxima, la taza de cambio máxima del flujo
másico, y el factor de conversión para la visualización en el display.
Para el segundo caso se configura la velocidad de la comunicación,
control de flujo, bit de parada, tipo de comunicación modbus (RTU ó
ASCII) y bit de paridad. La Tabla 2.1 ilustra la configuración del
transmisor RFT 9739.
48
RFT 9739 Configuration Worksheet
Characterize
Flow Cal
Temp Cal
Vise Cal
Temp Coef
470.625.13
1.00000TOO
0.0
1.00000.000
000
4.44
DensA
K1
Dens B
K2
Slug Flow Low
Slug Flow High
0.001
9524.00
13288.00
13313.00
0.0
5.0
Transmitter Variables
Mass Flow Unít
Mass Flow Cutoff
Densrty Unrt
De nsrty Camping
Temperature Unit
Temperatura
Camping
g/s
300.0
g/cc
2.00
°F
4.00
Vise Unit
DP Unit
Flow Direction
Flow Damping
Volume Flow Unít
Volume Flow Cutoff
cP
PSI
Forward
0.8
Bbl/day
50.00
Trasmitter Outputs
Frequency/pulse
variable
Freq
Rate
Max Pulse
K-Factor
Fault Indicador
Slug Duration
Control
Damp
Mass Flow
10000.00
38494.00
0.5
0.25
Downsale
1.00
Forward/Rev
erse
1.00
Milliamp 1 variable
4 mA (0 mA)
20 mA
Cuttoff
Damp
Milliamp 2 vaiable
4mA (OmA)
20 mA
Cutoff
Temp
0.0 °F
400°F
XXXXXXXX
0.00
Density
0.000
1.25
xxxxxxxTabla 2.1 Configuración del transmisor RFT 9739 para el proyecto de la "Estación Limoncocha"
49
Transmitter Information
TAG
Comm Addr
Limoncocha
Station
0
Serial#
Flange
154047
ANSÍ 300
Modbus Comunication Configuraron
Baud Rate
Flow Control
Stop bit
9600
None
1
Type
Parity Bit
RTU (Sbits)
None
Tabla 2,1 Configuración del transmisor RFT 9739 para el proyecto de la "Estación Limoncocha"
(CONTINUACIÓN)
2.1.2. EQUIPO DE MEDICIÓN DE FLUJO GASEOSO
El equipo de medición de flujo de gas fue escogido por su gran
versatilidad, precisión, tiempo de respuesta, etc y principalmente porque
cumple con las exigencias de la aplicación. La empresa que lo fabrica se
llama Dynamic Flow Computers y se dedica a elaborar equipos de
medición de flujo. El nombre del equipo usado es Micro MS4, con salidas
analógicas de 4 a 20mA y dos puertos de comunicación RS-485 Modbus
y un puerto serial para configuración. Sus características más relevantes
son detalladas a continuación.
2.1.2.1. Principio de funcionamiento
El funcionamiento del equipo se basa en el teorema de Bernoulli, que
relaciona un aumento en la velocidad de flujo con una disminución de la
presión y viceversa. El equipo puede ser configurado de cuatro formas;
con la API 14.3, ISO5167, AGA 7, V-Cone. Todas estas cumplen con el
teorema de Bernoulli.
50
2.1.2.2. Datos Técnicos
POWER
VOLTAGE
WATTAGE
OPERATING CONDiTIONS
TEMPERATURE
HUMIDITY
HOUSING
FEATURES
DISPLAY
PROCESSOR
FLASH ROM
RAM
FREQUENCY1NPUT
ANALOG INPUT
RANGE 7-28 VDC
0.5WATT
-40TO 185°F
100%
NEMA4XCLASS 1 DIV. 1
PLASMA 4 LINES 20 CHARACTER
BACKLIT DISPLAY WITH 4
INFRARED REFLECTIVE SENSORS
32-BIT MOTOROLA 68332 @ 16.7
MHz
4 MB @ 70 NANO SECÓNOS
2 MB
3 CHANNELS EXPANDABLE TO 4
2 ARE FORTURBINE
SQUARE WAVE RANGE 0 - 6000 Hz
SINE WAVE RANGE 0 - 1200 Hz
<40 mVFOR SIN WAVE
> 3 VOLTS FOR SQUARE WAVE
UP TO 9 ANALOG INPUTS OR 7
WITH ADDITIONAL3
WIRES.
Tabla 2.2 Datos técnicos del transmisor de flujo gaseoso
51
MULTIVARIABLE BUILT-IN ROSEMOUNT
MULTiVARIABLE TRANSMITTER
WITH DIRECTSPI DIGITAL
CONNECTION. MÁXIMUM
UPDATE SPEED ONCE EVERY 109
MILLISECONDS,
ANALOG OUTPUT 1 16-BITS SINGLE ENDED
EXPANDABLET04
DIGITAL i/O 3 DIGITAL INPUTS OR OUTPUTS.
DIGITAL OUTPUTS HAVE 0.25
AMPS RATING
ALL INPUTS AND OUTPUTS ARE OPTICALLY ISOLATED
SERIAL
COMMUNICATION PROTOCOL
2 RS485 @
1 RS232 @
1 PRINTER
19200 BAUDS VARIABLE
9600 BAUDS VARIABLE
OUTPUT
MODBUS
Tabla 2.2 Datos técnicos del transmisor de flujo gaseoso (CONTINUACIÓN)
52
2.1.2.3. Dimensiones
La Figura 2.6 ilustra las dimensiones del equipo.
2.75'
C7
TJb'.r
3.625'.
/2-1 •) NPT on Opíional Mounling AdápteteAda¡jlt!i;; L-yri bt: lülalíü tu yivu uunntícüuii utjnltioflCO (51). 1125 p'l). or2.25 (57)
Figura 2.6 Dimensiones del transmisor de flujo de Gas
105'
2.1.2.4. Fines de entradas, comunicaciones y salidas
Figura 2.7 Pínes de entradas, comunicaciones y salidas
2.1.2.5. Programa de configuración del equipo
El equipo medidor de flujo de gas consta de un software que sirve para su
configuración y calibración, su nombre es Dynacom Software.
2.1.2.6. Requerimiento mínimo para la instalación Dynacom Software
S Sistema operativo Windows (W¡n95, Win98, Win98SE, win2000,
WinNT, WinXP)
s Para un sistema operativo Win NT debe tener como mínimo el
Service Pack N.-3
s Internet Explorer 5.0 o más avanzados
S Para un sistema NT o Win2000 se debe tener acceso como
administrador para crear un "ODBC system DNS"
s 16MB de espacio en Disco Duro
54
Un puerto de comunicación Serial
2.1.2.7. Configuración y calibración
Una vez instalado, el software de Dynacom se procede de la forma
siguiente.
a) Menú de Configuración
La Figura 2.8 ilustra la pantalla principal del software Dynacom.
*lMeter Settings Meter Data I 1/0 I SpareAssignmentl FC Parts I P1D Control I
- Meter Setup-
-General Settings-
UniísSiistem P
Pressure Units [o • 831
Flowtlnifc JO-MCF
DP Uníts F
Cornpany Mame j
Meter Location I
DayStartHourtO-23)
]"" Disable Alarms
Nurnber of Meters ]l-l Meter
í~ Use Station Total
SelectFIowBateDtsplay Jü-PerHour
AlarrnDelai'Tirner
FlowRaleAvetagedSeconds n -One -3
Disable Cry-Out Message-
CifOut.Del.3y Tirne-r
-Slave uníts configuratíon : :
To communicate the flow computer with otherunits^press Slave Units. :
S(ave Units...
Atmospheríc Press. (PSIA] .
Base Pressure (PS1AJ IBase T ernperature ("F) j
V Use Cornrnon Pressure
T~ Use Comníon Temperature
p1 UseCommonDensity
f~ UseAnalog Inriut Eiípansíon (Inputs 5 - 3}T" Use Battery Voltage Reading and .¿ilarm
14.696
14.7
60
Aceptar j Cancelar
Figura 2.8 Pantalla de configuración para las características del medidor
Se puede observar en la pantalla de la Figura 2.8 la configuración del
Micro MS4, en la que se ingresa ios datos de Nombre del equipo, sistema
de unidades a trabajar, constantes base, y si se va a trabajar con mas de
un equipo de las mismas características.
onfíguration J£l
MeteSet&igsjf Meta Data] |/Q " ]_SpareAsskffirnent| FC Porte] PÍO Control
'
-SebctMetec Jl .
Meter ID
Flow Equation
Flow Rale Hígh Limtl
rto'ri naie LOW urrui
, j:«..
•
0-API14.3 jj||g
1 -ISQ51672-AGA7(Frequenq>J3-V-Cone Re
5 • Foxboio ¡ating6 -Natural Gas at2trc
Temperature JO • Wone
Pressure JQ-None
Den^TypejO.None
Oensí^lnpul jO-None
Metei .Application 0- Gas Meter T j
Density Equation J3-AGA8DetailedMethod j^j
n n m *• 0 - HoneDenEiti» of DryÁir -. AQAO grnss ¡ jfiiunf¡ i
.aiivuuui-itv i-jjj ePjWtMiiijíjj isjii oiirai ^M
Valué (8TU/FT3] j 0.000
jj DP J O - None jj
"T[ rP UseStackDP
T j DPHfgh JQ'Hone jj
. j ÜP iv^:ch Mjgh Pereen: f^j j 0 00
Aceptai Cancelar
Figura 2.9 Pantalla en la cual se ingresan los datos de ecuación de flujo, ecuación de
densidad y tipo de aplicación a utilizarse
La Figura 2.9 muestra 7 opciones para la configuración de la ecuación de
flujo, 4 opciones para ecuación de densidad y una etiqueta para
reconocer el medidor, generalmente se usa la misma que se encuentran
en los P&IDs. Las opciones resaltadas con azul son las escogidas para el
proyecto y son las que más se acomodan al proceso.
La ecuación de flujo usada es la API 14.3 la cual se detalla a
continuación.
¿7/77 = Cd'Ev-y- — d2 J2p&p4
Donde:
qm
Ecuación 2.4
Flujo másico
56
Cd
Ev
Y
Coeficiente de descarga
Factor de velocidad de acercamiento
Factor de expansión
Términos restantes
Las Figuras 2.10 y 2.11 muestran los ítems que deben ser llenados para
las ecuaciones de flujo y densidad escogidas.
~~~~ 2JEquation Type O - API 14.3
Pipe ID (Inches]
'. Orífice ID (Inches)
DPCut'Off 0.5000
0,010288
. Y Factor T¿>pe ]1 -Upstream
Isentropíc Exponent (Specific Heat] I
Viscosíty ¡n Centipoíse
RefeienceTernpertureof Orífice I
Orífice Theimal Expansión Coeff. E-6 j
Reference Ternperture of Pipe
Pipe Therrnal Expansión Coeff. E-6 I
1.3000
63.00
9.25
63,00
6.25
OK Cancel
Figura 2,10 Pantalla de la Ecuación de flujo API 14.3 que es la
que más se acomoda al proceso
57
AGA8 Detailpd Methnrf
rMolPercentage-
Meíhane
Mitrogen
Carbol i DiOftíde
Elhane
Propane
V/ater
Hydrogen Sulfide
Hydrogen
Carbón MonoKtde
On.ygen
n Bularte
i-Pentane
n-Pentane
¡Hexane
n Heptane
í Octane
i-Nonane
• Helium
Argón
OTAL* '0.0000
OÍC
Cancel
Figura 2.11 Pantalla para la ecuación de flujo AGA8 Detailed Method
Meter Settings | Meter Data l/D Spaje Asagnmeríi .[ FCPorts ] PID Control ]
Aceptar Cancelar
i'xl
Select one of the following options
Analog Input & Transducer Setup
AnalogOutput Assignment .
Densítometer Settíngs
SpareAuxiliary 10
Multivariable Settings
Status Inp'ut/Switch Output Assignment
Flow Computer Disp
Modbus Shift
ModbusShift
Modbus Shifl
\ay Assignment
- 2 Bj,'les
- 4 Bytes
- Floating
Boolean Statements
Program Variable Stalements
Variable Slatement Tags
Figura 2.12 Pantalla de configuración de entradas y salidas del equipo
58
La Figura 2.12 muestra todos los parámetros que se podrían calibrar de
acuerdo a la aplicación, pero para este caso tan solo se hace referencia al
principal que es el "Flow Computer Display Assígnment" que es el
submenú donde se indica que variables se quiere visualizar en el display
del equipo.
Flow Computer Display Assignment ¡x
There.are 12 user-programrnable screens wilh 2 lines of Information. To select what lo display in each screentype the correspondíng selection code ín each field
The screen selection cede ¡s a 3 digíls number. DIgit 1 stands for íhe meter number, Dígits 2 and 3 are thescreen selection number. For Selection numbers 'A>íth 3 digits, there's no need to add meter numbers, Forexarnpie. Meter 2 DP ¡s code 224.
, .... ,_..—- ~~T——
I Screen Line 1 Une 2' • i i
10
12
Delay between screens:
-ouitjen-otitíuuun numu
01. Gross Flow02. Net Flow03. Mass Flow04. Energy Flow05. Day Gross06. Day Net07. Day Mass08. Day Energy09. Cumulative Gross10. Cumulative Net11. Cumulative Mass12. Cumulative Energy13. Month Gross .HMonthMet15. MonthMass16. Month Energy17. Yesterday Gross
ti ~ ~
18. Yesterday Net13. Yesterday Mass20. Yesterday Energy
21.Temperature22. Pressure23. Density24. DP25.DPLow26.DPHigh27. Alarrns23. Orífice ID23. Pipe ID30.PIDFIowSl.PIDPRessureSZPlDCutput33. Test Status34. Test Gross
35. Test Net701. D ate íc Time702. Baterry Voltage/ Spare 1703. Spare Variable 2 & 3704. Spare Variable 4 &5705.' Spare Variable 6 íc 7706. Spare Variable 8&3707. Spare AUK. Var. 1 &2
708.Sp.areAux.Var.3ic4.703. Spare Au:-:. Var. 5 & S71 0, Spare AUK. Var. 7 & 8711. Spare AUK. Var. 9 &1071 Z Spare AUK. Var. 11 id 2713. Prograrn Var. 1 &271 4. Program Var. 3 & 471 5. Program Var. 5 & 8716. Prograrn. Var. 7 & S
4 [ 1 to 9 seconds) Cancel
Figura 2.13 Se ilustra la pantalla del submenú Flow Computer Display Assignment
La Figura 2.13 ¡lustra la pantalla de configuración para el display que sirve
de interfase entre el equipo y el operador. Aquí se puede indicar que
variables el operador puede ver.
59
Configuration
'MelerSettíngs| Meter Data | I/O | SpareAssígnment' FCPorts Plb"Control |
- FIow Computer Wodbus ID —^——— :—"•—-"•,• •—-—^TT—
Identification numbet used ¡n the Modbus protocol lo communicate lo this unit.Valid entries aie between 1 and 247, • í
Modbus ID; D
- FIow Computer Porls-
' Port 1 Port 2 . Port 3-
Mastei/Slave I ~". ..Síave j~_- Slavg..1 "];f Master/^laYe^;;
Standard j RS - 485 ¡ RS-232 .i] í RS-435 /;
ModbusT^pe: |o-RTU ^lo-RTU 1 1; [cÑRIÜ >]:
O - N O
. Baud Rateas- 9600 _^J,|3-S600
RTSDelayMilIiseconds I
3 - 9 6 0 0
30 ' 30: 30
RTS Selection O- RTS
Printer Baud Rale |o- T200
Number of Muüs to Send
" If Switch Oulput 4 has an assigment. Serial Port 3 wil be disable. They cannol be used al the same time.
Aceptar Cancelar
Figura 2.14 Pantalla de configuración de los puertos de comunicación
Los submenús Spare Assigment y PID Control ayudan a utilizar variables
para cálculos extras y para control de PIDs en sistemas de control. Para
este proceso no son aplicables dichos submenús.
b) Menú de Calibración
Para la calibración se debe ingresar a la pantalla que se ilustra en la
Figura 2.15
60
OM¡CroMS4-Confi32Conflguratton Fie Vieisi Toob PID j, CaSbration ! Oyerride Otíiers Quomatoyaph h^oriceJ Data Window Heíp
.: £i¿&£fo9n KodeD '<$ B 1 J Comm. Statuc f QFFLIHE"
Figura 2.15 Pantalla de calibración del equipo
Para la calibración se usan tres variables importantes: presión diferencial,
presión y temperatura. Las tres maneras de calibrar estas variables se
clasifican de la siguiente forma:
Default Calibration.-Usa la calibración propia de la fábrica.
Offset Calibration.- Se puede ajustar un punto de referencia para la
calibración. Generalmente es punto es el cero.
Full Calibration.- Se calibra en función de dos puntos de referencia.
2.1.2.8. Configuración del Micro MS4 para el separador de pruebas de
la Estación Limoncocha
Meter Settings
ítem Configuration
Units System
Flow Units
Number of meters
Select Flow Rate Display
Flow Rate Average Seconds
Atmospheric Pressure (PSIA)
Base Pressure (PSIA)
Base Temperature (°F)
US
MCF
1
Per Day
1
14.696
14.7
60
Meter Data
ítem
Meter ID
Flow Equation
Meter Application
Density Equation
Density of Dry Air
Relative Density (SG)
Heating Valué (BTU/FT3)
Configuration
FT_V2103
API 14.3
Gas Meter
AGA 8 Detailed
Method
28.96250
1.106
700
API 14.3
ítem
Pipe ID (Inches)
Orífice ID (Inches)
DP Cut Off
Y Factor Type
Configuration
4.026
1.875
0.000
Downstream
Tabla 2.3 Configuración del transmisor Micro MS4 para el proyecto de la Estación Limoncocha
62
ítem
Isentropic Exponent (Specific Heat)
Viscosity ¡n Centipoise
Reference Tempearature of Orífice
Orífice Thermal Expansión Coeff E-6
Reference Tempearature of Pipe
Pipe Thermal Expansión Coeff E-6
Configuration
1.300
0.010268
68 °F
6.20
68°F
6.20
AGA 8 Detailed Method
ítem
Methane
Nitrogen
Carbón Dioxide
Ethane
Propane
Water
Hydrogen Sulfide
Hydrogen
Carbón Monoxide
Oxygen
i-Butane
n-Butane
i-Pentane
n-Pentane
i-Hexane
n-Heptane
i-Octane
i-Nonane
i-Decane
Helium
Configuration
36.95%
1.24%
24.14%
7.08%
12.2%
3.78%
0.00%
0.00%
0.00%
0.00%
2.84%
5.24%
1.83%
1.44%
2.54%
0.72%
0.00%
0.00%
0.00%
0.00%
Tabla 2.3 Configuración del transmisor Micro MS4 para el proyecto de la Estación Limoncocha (CONTINUACIÓN)
63
Argón
TOTAL
0.00%
100.00%
Flow Computer Display Assignment
(solo se Índica los parámetros que son visibles)
ítem
Date & Time
Gross Flow (Gas)
Temperature
DP
Pressure
Density
Cumulative Gross (Gas)
Cumulative Mass (Gas)
Delay Between screens
Configura tion
Visible
Visible
Visible
Visible
Visible
Visible
Visible
Visible
3 Seconds
Flow Computer Ports
ítem Configuration
Modbus ID
Portl
Port2
PortS
2
RS-485 Modbus Slave
RS-232 Serial Slave
RS-485 Modbus
Master-Slave
Ports 1,2,3
Baud Rate
Parity
Modbus Type
RTS Delay Milliseconds
9600
None
RTU
5
Tabla 2.3 Configuración del transmisor Micro MS4 para el proyecto de la Estación Limoncocha (CONTINUACIÓN)
64
2.1.3. EL CONVERTIDOR RS-4S5 A ETHERNET
En un principio se tenían dos convertidores para la obtención de los datos
hacia el computador, los mismos que permiten pasar de RS-485 a
Ethernet. El primero llamado Lantronix y el segundo ADAM. AI inicio se
empezó a realizar el proyecto con el convertidor Lantronix ya que fue el
que primero respondió a la comunicación entre el equipo y una de las
aplicaciones de adquisición de datos. Su configuración es sencilla. Con el
transcurso del tiempo dicho equipo fue requerido por la empresa,
entonces se procedió a usar al ADAM como segunda alternativa. Su
configuración es un poco más elaborada pero de igual forma se consiguió
la comunicación. A continuación se explica el convertidor usado y su
modo de configuración.
2.1.3.1. Data Acquisition Modules ADAM
Es un equipo que sirve para leer datos y ayuda a controlar equipos
remotamente vía Internet. Específicamente se detalla el equipo ADAM
4570 que consta de dos puertos seriales RS-232/485/422 y un puerto de
red Ethernet. Se puede configurar por medio de los utilitarios de Windows
por lo que no se necesitaría programar el equipo. Dentro de sus ventajas
está el hecho que el ADAM permite al operador descargar remotamente
programas a un dispositivo en especial y de igual manera indica cuantos
dispositivos están conectados a la red. Otra propiedad del equipo es su
capacidad de auto-conectarse y auto-reconectarse ante cualquier
interrupción de comunicación.
2.1.3.2, Características del ADAM 4570
S 10/100 Mbps Base-T Standard
s La comunicación posee una conexión redundante.
S Soporta transmisión a velocidades superiores a 230 Kbps
65
s Tiene en su configuración disposiciones de seguridad para su
acceso.
S Auto reconexión o mensaje de error cuando la red esta parada
v" Descarga remota del firmware.
S Utilitario para auto detección de la configuración
•s Mapeo del Puerto, fácil de manejar
S Sistema operativo Windows 95/98/NT/2000/XP
S Flujo de control automático para RS-485
s Su principal característica es la capacidad que tiene de dotar a
los puertos serie tradicionales de una PC acceso a una red
Ethernet.
2.1.33. Especificaciones del ADAM 4570
Protocol
Network Port
Interface
Port
Connector
Transmission speed
Parity bit
Data bit
Stop bit
Diagnostic LEDs
UtÜity Sofware
Driver supported
TCP/IP
IEEE 802.3, IEEE802.3U
Network: 10/100 BASE-T Standard
Serial: RS-232, RS-422, RS-485
2 porís independent RS-232/422/485
Network: RJ-45
Serial: RJ-48 (RJ-48 to DB-9)
300 bps to 230 Kbps
Odd, even, none, space, mark
5,6,7,8
1,1.5,2
Network: TX/RX, Link, Speed(10/100Mbps),
Power
Señal: TX/RX, Status
Auto-detecting configuration utility
Easy-to-manage port mapping utility
Windows 95/98/ME/NT/2000/XP
Tabla 2.4 Especificaciones del ADAM 4570
66
2.1.3.4. Dimensiones del ADAM 4570
- 60.00-
/LLUU -
•
4n 1771 I| Q j>J f"
t
!
Oa
LO
56.00—-A
©
R35.001~
•52.00-
*Todas las magnitudes están en milímetros
Figura 2.16 Dimensiones del convertidor ADAM 4570
2.1.3.5. Configuración del ADAM 4570
Primeramente se debe instalar las dos aplicaciones del equipo que son el
Advantech\EDGCOMPort\Configuration y el Advantech\EDGCOMPort\1, 2
and 4 Ports Mapping Utility, entonces se procede a configurar el ADAM
4570.
2.1.3.5. J. Advan{ech\EDGCOMPort\Conflgiiralwn.
El momento de arrancar, el software escanea por el puerto cuantos
dispositivos de la empresa ADAM están conectados. En caso de no existir
ninguno se queda en constante escaneo hasta que se conecte por lo
menos uno.
67
•Ethernet Data Gateway— i* Devicc Properhes'
Figura 2.17 Pantalla principal de Advantech\EDGCOMPort\Configuration en estado de
escaneo
ÜSEDS Corfigualíon UlBílj*
: Cwt HriprEthernet Daía fícic rDev¡reñopeilÉes~
í
JReady
Figura 2.18 Pantalla principal de Advantech\EDGCOMPort\Configurat¡on en estado de
conexión realizada
La Figura 2.17 ilustra la pantalla inicial del software en modo de escaneo
y la Figura 2.18 en modo de conexión de equipos realizada.
En la subpantalla Ethernet Data Gateway se escoge el ADAM que se
desee configurar de la red, luego se presenta la siguiente pantalla donde
68
se escoge el ADAM específico y se pueden ver sus propiedades. La
Figura 2.19 ilustra la pantalla donde se encuentran las propiedades del
equipo, en la primera subpantalla llamada System se indica el nombre y
se da una breve descripción del equipo.
"BJ EDG GonFtnuralian UliHy
B- ADAM 4570
i ;--'ADAM-0001D2030488$- ADAM 4571
m ADAM 4572É EDS 4504
Designaíed ~,~ .**r% • Lócete
, AlIDevnces
| *PoitrfímwareVeisipi
! V "3-02
ADAMíSTQ 2-po:í Elhe;nei toRS-232/RS--!22/RS-4S5 Dafe Galewa/
fDevice ready
Figura 2.19 Subpantalla "System" del Advantech\EDGCOMPort\Conf¡gurat¡on
La siguiente subpantalla indica la configuración de la red. La dirección IP
del equipo, submáscara de la red y dirección del gateway se ingresan
aquí. La Figura 2,20 ilustra la subpantalla de configuración de red.
69
fgEDG CcnTniíiafain UtiEtu
Ewl Help.-EÍren-TelDoUEateAÍñy
[p ADAM^S70É ADAM 4571É-ADAM-5573B-EDQ 45C4
ADAM-OOQ1020304I5
-Pavice Fíj etar
S^dcmjj HDívwil'
*-!
00 01 02 03 04 15
Uní. Spe^d
1 utoWcd- w 1
Oupli'-'MoDs-
|A"'°W°di- - '
-ILt-yi^-1-^ — - —_- ' ;¿— = — =rr; _' _^^v
jlÜOOl
Default Gateway:
L
ÍDevice ready "™ ^
Figura 2.20 Subpantalla "Network" del Advantech\EDGCOMPort\ConfiguratIon
Con Link Speed se configura a que velocidad se conecta el equipo, tiene
3 alternativas 10Mbps, lOOMbps o AutoLink. Dúplex Mode indica el modo
de transmisión de los datos si es half-duplex o full-duplex.
En la siguiente subpantalla se configura las características del puerto y se
puede escribir una breve descripción. La Figura 2.21 indica la subpantalla
de configuración del puerto.
TKEDO Coj£gTOtba UtiHy
2xít H&lp
E ADAM ¿570ADAM-00010203043C
$•• ADAM ¿571í±- ADftí^i 4572£-¿D¿M¿579
Figura 2.21 Subpantalla "Port" del Advantech\EDGCOMPort\Confíguration
70
Se puede escoger el puerto del ADAM a configurar, dar una descripción y
su configuración. Dentro de esta se encuentra el tipo de comunicación,
paridad, control de flujo, bits de datos, bit de parada y velocidad.
La última subpantalla sirve para configurar la seguridad del sistema,
mismo que restringe y da acceso de tres maneras. La primera es la
opción en la cual solo permite a la máquina que le configuró en principio
como única para reconfigurar cualquier parámetro, la segunda permite
solo acceso a las direcciones IP de algunas máquinas dadas en una lista,
y la tercera es dar acceso total a cualquier máquina. La Figura 2.22 ilustra
la subpantalla de configuración de la seguridad.
•fe EOS Configuiation Ulilily
51 ADAM 4570í$ ADAM 4571é ADAM 4573Q- EDG 4504
1 ADAM-00 0102 030415
System j_Nelvwk ] Port Secwit}"
0 nly íhc alcwed IP lo ccnííg ure TT Ro í ány IP lo access~
^ 17Z20202P ¡r Yes-IhespecifiedlP wKích can accest—
Addj 17Z2Q51.il E|
172.20.2.1172.20.3.9
Devine reaciy
Figura 2.22 Subpantalla "Security" del Advantech\EDGCOMPort\Configuratíon
2.1.3.5.2. Ádvanlech\EDGCOMPorí\l, 2 and 4 Porís Mapping UíiUty
Este software es para configurar la computadora que estará conectada al
ADAM y ayuda a manejar todos los puertos que estén dentro de un
sistema operativo Windows 2000 o Windows NT en adelante. La primera
pantalla indica tres clases de puertos, los usados, los no usados, y en los
cuales existen dispositivos ADAM conectados. La Figura 2.23 ilustra dicha
pantalla.
71
> EDGCOMPortMappingUtility HBS
File Help
PuiU> un My Cuiupuleí
EEI- Unused Ports :
E- ADAM 4570 Ports
i- -ADAM 4571 Ports
;--EDG4504 Ports
-•ADAM457QL Ports
I--ADAM4570S Porte;•-• ADAM 4571 L Ports
'"•- ADAM 4571 S Porte
IvItIUU j
These ports have airead^ been 1used by Ihe system. Theiefore, |neíthei of them can be assignedlotheEDGCOHPortdevice.
Ewl j
Figura 2.23 Pantalla inicial en la cual se ¡lustra las tres clases de puertos que
reconoce, los usados, no usados, y los que estén conectados a dispositivos
ADAM.
Dentro del archivo de puertos no usados se puede configurar el modelo
del equipo ADAM que se conectará, se asigna su dirección IP y se indica
cual de los puertos del equipo ADAM equivale a un puerto de la PC,
además tiene la opción que permite auto reconectarse ante cualquier
interrupción de la comunicación. La Figura 2.24 muestra donde se
ingresan dichos datos.
72
$§.ÉBKtóJ^^Ble Hdp
Puilsun My Cuuiputci »' Mudcl uí IrjsttílItstiDtíVÍLítí- '
COM2 j JADAM4570 _-].
B UnusedPorts (A>iÍ~[P Address oí In^efied Devíce—i COM2 :J¡|{
Í --COM3 ;i • COM5 |
^ mM6 i! COM7 "
! -'COMB LÍ COM9 f
\Ó |
1 CQM12 ^
; COMÍ 3 ]: COM14 í
i COM15
\Í e \ • COM17
: ; COMÍ 8 ^f^f\l i™ rt ~.,'í
JL. _^_j_~Port of Instalied Devícs"
¡Portl jj
™Prop erties ' "
V &&S3tÉ^m¡s&"Merno ' '
Adcf |1
£wt |
Figura 2.24 Pantalla en la cual se mapea o direcclona el COM de la PC, se asigna
la IP al equipo ADAM a conectarse y se habilita la propiedad de auto
reconectarse.
Para el ítem de puertos usados no se tiene acceso ya que otros
programas trabajan con dichos puertos. Para los usados por equipos
ADAM la pantalla sería igual que la anterior y solo se reconfigurarían los
datos.
73
2.1.3.6. Configuración del convertidor RS-485 a Ethernet ADAM 4570
ubicado en el separador de pruebas de la Estación Limoncocha.
Para la Tabla 2.5 las direcciones IP utilizadas son las correspondientes a la red
en la que los equipos trabajarán.
Advantech\EDGCOMPort\Configurat¡on
System
Network
Port
Device ñame
Device Descripción
IP Address
Subnet Mask
Default Gateway
Ñame
Description
Type
Parity
Flow Control
Data Bits
Stop bits
Baud Rate
ADAM-0001 02030480
ADAM 4750 for "Limoncocha Station"
11.192.17.153
255,255.254.0
11.192.16.1
Portl
Modbus RS-485 serial port
RS-232
None
None
8 bits (RTU)
1
9600
Advantech\EDGCOMPort\1I 2 and 4 Ports Mapping Utility
Model of Installed Device
IP Address of Installed Device
Port of installed Device
Auto Reconnect
ADAM 4570
11.192.17,153
Port 1
TRUE
Tabla 2.5 Configuración del convertidor RS-485 a Ethernet ADAM 4570 para el proyecto de la Estación
Limoncocha
74
2.2.
2.2.1. SOFTWARE PARA COMUNICACIÓN
Matrikon.lnc y Kepware.lnc son dos empresas dedicadas al desarrollo de
software para sistemas industriales. La primera, con su paquete Matrikon
OPC Server Scada for Modbus y, la segunda, con KepServerEX cumplían
las expectativas para el desarrollo del sistema. Paralelamente en el
tiempo otros proyectos de la empresa necesitaban estar dentro de un
sistema Scada y la duda aumentaba conforme transcurrían los días, pero
se tuvo que tomar una alternativa que podía o no ser la escogida por la
empresa. Al principio se pensó que la mejor alternativa era KepServerEX
por su bajo costo y facilidad de uso, entonces el proyecto comenzó a
desarrollarse con esa herramienta. Después de algún tiempo, cuando el
departamento de instrumentación solicitó la licencia de dicho software, la
respuesta fue negativa. La justificación que se dio fue que dicho software
no estaba dentro de los estándares de la empresa y que se debía tener
un sistema Scada uniforme en cuanto a sus servidores OPC. Por esta
razón se detuvo el desarrollo del sistema hasta replantear algunas cosas
como, por ejemplo, configuración del software para lectura de equipos y
comunicación de programas vía DDE.
Al final la empresa decidió que Matrikon.lnc con su variedad de paquetes
cumplía con los requerimientos y por ende Matrikon OPC Server Scada
for Modbus era la alternativa más viable para el desarrollo de este
proyecto.
Dentro de este contexto se explica a continuación las características del
OPC Server seleccionado.
75
2.2.2. MATRIKON OPC SERVER FOR SCADA MODBUS
"Matrikon OPC Server for Scada Modbus" provee acceso confiable a
dispositivos compatibles con el protocolo Modbus satisfaciendo
necesidades de supervisión, control y adquisición de datos con alta
resistencia a las interferencias.
2.2.3. TIPOS DE COMUNICACIÓN QUE SOPORTA EL SOFTWARE
•s Modbus para modo de operación maestro-esclavo
^ Modbus para protocolos RTU, ASCII y TCP/IP
S Conexión serial directa a RS-232/422/485
s Radio, enlace telefónico y Cellular Digital Packet Data
(Servicios de datos celulares) CDPD
s Conexiones de red TCP/IP y UDP/IP
V Servidores TCP/IP o UDP/IP
v Lee y escribe en todo tipo de registros Modbus
•S Tramas de hasta registros de 32 bits
2.2.4. REQUISITOS DE HARDWARE PARA LA INSTALACIÓN DE
MATRIKON OPC SERVER FOR SCADA MODBUS
La PC debe tener como requerimientos mínimos los listados a
continuación.
^ Procesador INTEL Pentium II, SOOMhz
s 128MBen RAM
S Puerto de comunicación Serial
S Cable o convertidor RS232/422/485
^ MODEM, Radio
s Dirección IP compatible con la red
76
2.2.5. CONFIGURACIÓN DEL MATRIKON OPC SERVER PARA
MODBUS
La Figura 2.25 ¡lustra la pantalla inicial misma que se detalla a
continuación.
^MalrflmnOPCServerforSCftDAModbus-UniitlcdRíe Etfit View Tools Help
Current configuration:
Reset Statistics
© Molrikmi : Clíents: O .Server Time: 8/17/2004 11:17:0-1 AM
Figura 2.25 Pantalla principal de Matrikon OPC Server forSCADA
Modbus
Los dos principales ítems de esta pantalla son:
SERVER CONFIGURATION
ALIAS CONFIGURATION
2.2.5.1. SERVER CONFIGURATION
Este ítem despliega tres posibles canales por los cuales se puede realizar
la comunicación y son:
Faíl-Over Channel
Network Channel
Serial Channel
77
Dentro de cada uno existen diferentes ítems que sirven para configurar la
diversidad de equipos a los que se desee conectar.
Por la extensión que implica detallar cada tipo de configuración se explica
la configuración que al proyecto en sí le interesa, las otras
configuraciones se las puede ver en el anexo D.
2.2.5.LL Serial Charmel
Dentro de este ítem se configura las propiedades del software para
comunicarse vía puerto serial con el o los equipos. Como en los
anteriores casos su configuración debe ser la misma para que exista la
comunicación. La Figura 2.26 ilustra la pantalla en la cual se crea un
canal serial para la red.
S3 Créate new Serial Chonncí , f5£]
Serial Channel I
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Uesciiption: |
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P" Log bytes ttansmitted P" Log bytes received
OK Cancel j
Figura 2.26 Pantalla de configuración de Matrikon
OPC Server for Scada Modbus para comunicación
con el puerto serial
Se puede configurar nombre del equipo, breve descripción, la velocidad
de comunicación, paridad, tipo de datos, bit de parada, control de flujo de
78
datos, habilitación y deshabilitación del canal y la posibilidad de observar
un registro de bytes transmitidos y recibidos.
Una vez configurado el canal se puede desplegar otra vez tres ítems que
sirven para saber que tipo de equipo es el que envía los datos y en que
forma. Los tres ítems son:
Dial-up Connection
Modbus Unit
Radio
Nuevamente por razones de extensión del programa se detalla solo el
ítem que se utiliza en el proyecto. El resto de configuraciones se
encuentran en el anexo D
2.2.5.1,2. Modbus Unit
En esta pantalla se detalla la dirección del equipo, la jerarquía del
computador, es decir si trabaja como master o slave, el formato de los
datos; si es ASCII o RTU, base de tiempo para polling, y la calidad con la
cual se pueden escribir datos. Además se puede configurar un tiempo de
espera entre mensajes, tiempo de reenvío de mensajes, reintentos en el
reenvío de mensajes, tiempo de espera para reconexión y reintentos de
reconexión. Otra subpantalla es la de optimización en la cual se muestra
la cantidad máxima de datos que se lee por requerimiento, máximo
numero de espacios vacíos considerados como dato y la longitud máxima
de los registros que se pueden escribir según se ilustra en las Figuras
2.27, 2.28 y 2.29 que corresponden a una configuración en Modbus.
79
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Coimm»ácal»ii¡ DataAcqtiiifonj Opfimizatíon |
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Baiepoílime: | aoaoOAM
d_4 SAPaalc-^ SlandaídTime
F Lalchdata
j OH j Canee!
Modtws Uní
Enabfed T
DeswipKorr ¡
Unit Selltngs:
Communtcaion DalaAcquiskion j QpKmtzalion |
Intet-metsage detay: Jo -¿-j rrúEseconds
frneouC ¡5000
Rtíres: f~~
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Reconneci letríei: (o
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Crcaíc ncwtóodbusUnit
Enabled
Descr'ptíwr P
Cornrr.un¡cat¡on| DelaAcqusíion Of&rkttím ]
Hax. lead lenglh: ¡i2S~
Han. tead jpacec Hj
Max. mué leng1!! |ijxj"
Cancel1
Figura 2.27 Subpantalla en la cual se
ilustra el modo de comunicación de la
unidad modbus que envía los datos.
Figura 2.28 Subpantalla en la cual se
configura tiempos de envíos de
mensajes, reconexión e intentos de los
mismos.
Figura 2.29 Subpantalla en donde se
configura la propiedad de los datos tanto
para escritura como para lectura.
2.2.5.2. ALIAS CONFIGURATION
Se usa esta opción para enmascarar las variables y su uso aplica para
dos casos. Primero cuando el acceso o nombre de las variables es muy
extenso para la comunicación y segundo cuando el administrador no
quiere que sepan que variable específicamente está leyendo el cliente. La
Figura 2.30 ilustra la pantalla en donde se crean los alias de las variables.
Figura 2.30 Pantalla de configuración para los alias de las variables
Como se puede observar en la figura anterior existe la posibilidad de
asignar un "ALIAS" a una variable en el cuadro ÑAME y por medio del
cuadro ÍTEM PATH se configura que dato es. El tipo de dato, la velocidad
80
de adquisición, la opción de solo lectura, y su habilidad de encontrar la
variable en caso de inactividad son otras opciones que pueden ser
configuradas de acuerdo a la necesidad del problema.
Por otro lado los botones SAVE, SAVE & CRÉATE NEW, SCALING y
CANCEL sirven para guardar la variable y crear una nueva, escalar la
variable y cancelar respectivamente, mientras que la opción de DEFAULT
TO NEW ayuda a crear una variable pero con el cuadro de texto en
blanco, esto sirve para hacer cuadros con variables de similar nombre en
caso de no estar habilitada.
2.2.5.3. Configuración de los Alias para las variables del proyecto de la
Estación Limoncocha
Las Tablas 2.6, 2.7 y 2.8 ilustran la configuración de los alias de las
variables del transmisor de gas del proyecto de la "Estación Limoncocha",
mientras que las Tablas 2.9 y 2.10 la configuración de los alias de las
variables del transmisor de Flujo líquido instalados. Cada alias ayuda a la
comprensión de los datos en momento de leerlos vía DDE con el software
que visualiza los datos, dicha tabla fue implementada en Matrikon OPC
Serverfor Scada Modbus.
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2.3. PLATAFORMA EN LA CUAL SE DESARROLLARA EL
SISTEMA DE ADQUISICIÓN DE DATOS
En el siguiente capítulo se explica el desarrollo del sistema de adquisición de
datos de la "Estación Limoncocha". Dicho sistema fue desarrollado en la
plataforma Visual Basic 6.0.
La elección del software fue hecha en base a parámetros de utilidad y costos
principalmente.
2.4. NUEVO DIAGRAMA DE TUBERÍA E
INSTRUMENTACIÓN (P&ID) DEL SEPARADOR DE PRUEBAS
DE LA ESTACIÓN LIMONCOCHA.
Los cambios realizados en el P&ID del Separador de Pruebas de la Estación
Limoncocha se muestran a continuación. Cabe recalcar que los elementos
usados por el sistema anterior no han sido reemplazados ya que la empresa
lo quiere como respaldo para cualquier problema que pudiera suceder con el
nuevo sistema.
87
CAPITULO 3
DESARROLL9 DEL SISTEMA DEADQUISICIÓN DE DATOS DELSEPARADOR DE PRUEBAS DELA "ESTACIÓN LIMONCOCHA"
CAPITULO 3
DESARROLLO DEL SISTEMA DE ADQUISICIÓN DE DATOS DEL
SEPARADOR DE PRUEBAS DE LA "ESTACIÓN LIMONCOCHA"
La plataforma usada para la solución del problema es una herramienta comercial
que tiene varias aplicaciones entre éstas el control de procesos. Aunque su
programación sea vía código y dificulte un poco la solución, en cambio su
capacidad de generar aplicaciones ejecutables y bajo costo fueron las razones
por las cuales fue escogido.
El nombre del paquete es Visual Basic versión 6.0 y el hecho que su
programación sea elemental hizo que se diseñen las pantallas, controles y hasta
dibujar los gráficos punto a punto. Monitorear las variables del separador de
pruebas y generar reportes eran otras partes que se codificó.
Para el desarrollo del sistema se tenía que primeramente comunicar los dos
equipos con el OPC usado, mas la falta del equipo transmisor de flujo de gas
trajo consigo un retraso en el proyecto. Pero con el transmisor de flujo líquido se
obtuvo la comunicación y los datos eran leídos vía DDE por medio de Microsoft
Excel que sirvió en primera instancia hasta saber cómo se lograba leer los datos
vía DDE directamente del Visual Basic 6.0. Pero lo que quedó claro de este
ejercicio temporal es que si Excel podía leer los datos era obvio que Visual Basic
también. Si con el Visual Basic se obtenían los datos que se necesitaban,
entonces era confirmado que el hecho de trabajar con Excel era un desperdicio
de recursos pero su ayuda fue temporal y fundamental. Con los datos en Visual
Basic se procedió a realizar el sistema de adquisición de datos, gráficos, calcular
proyecciones y generar reportes.
90
Con el transcurso del tiempo se logró conectar vía DDE al OPC Server temporal
y al Visual Basic 6.0, con ésto se eliminó el trabajo del Excel y se optimizó el
sistema.
En base a lo anterior se comenzó a desarrollar el sistema sin los datos de la
línea de gas tomando como argumento que como es una comunicación modbus
estándar los datos se pueden leer con similares características que el equipo
transmisor de flujo líquido, aunque sean diferentes compañías las que fabrican
los transmisores.
Cuando la mitad del sistema estaba desarrollado se pudo adquirir el equipo
transmisor de gas, mismo que tuvo un problema ya que fue sujeto a un corto
circuito en [os puertos de comunicación cuando se estaba montando. Esto trajo
problemas y gracias a una empresa contratista que prestó un equipo igual pero
por corto tiempo se pudo realizar las primeras pruebas hasta solucionar el
inconveniente. Las primeras pruebas del sistema fueron realizadas con un
software no depurado y con errores tanto en los gráficos como en los cálculos de
las proyecciones.
Al inicio del programa se comenzó haciendo las pantallas de las gráficas con
datos aleatorios que arrojaba el Excel y vía DDE se leían con Visual Basic. Otra
parte del programa fue el anexo de constantes que debían cargarse el momento
de ejecutarse. Al comienzo esta tarea se trató de hacerlo dentro del código pero
luego se llegó a la conclusión que esas constantes son de gran utilidad y debían
ser manipulables, lo que implicaba que se debían trabajar con archivos para
almacenamiento de datos, y manejo de tablas para ordenar la información.
En cuanto a la comunicación, cada OPC Server tiene su propia referencia
diseñada para Visual Basic. En este caso para Matrikon con su referencia que
era MATRIKON OPC AUTOMAT1ON 2.0 y para KepServerEX la referencia se
91
llama KEPWARE OPC AUTOMATION 2,0. Para dichos componentes se tuvo
que estudiar sus propiedades y funciones.
Después de diseñar las pantallas, comunicarse vía DDE con el OPC Server,
graficar los datos, calcular valores y generar reportes, se observó el rendimiento
del sistema y se pudo aclarar dudas en cuanto a los recursos del sistema como
por ejemplo en cuanto afectaba eí tiempo de muestreo a la memoria RAM.
En este Capítulo se explican las funciones, el diagrama de flujo, las rutinas y
subrutinas y las pantallas y subpantallas usadas para el desarrollo del sistema.
Todo esto con el afán de que el usuario del software o el lector de este texto se
familiaricen con el sistema.
92
3.1. CRITERIOS UTILIZADOS EN EL SISTEMA DE
ADQUISICIÓN DE DATOS
El sistema de adquisición de datos debe tener una lógica cuyos
algoritmos se ajusten a las necesidades del proyecto. El diagrama de flujo
de los eventos que se suscitan en el proceso de adquisición de datos
sirve para entender de mejor manera los criterios usados para su
desarrollo, ayuda a observar virtudes y debilidades del mismo y simplifica
la compresión del software.
Para eí entendimiento del sistema de adquisición de datos desarrollado;
primero, se explican las funciones en forma de texto; segundo, se indica
el diagrama de flujo; tercero, por medio de lenguaje estructurado se
amplía la descripción del diagrama de flujo; cuarto, se detallan los
criterios de diseño, cálculo de proyecciones, comunicación con el Servidor
OPC y declaración de variables en el desarrollo del sistema y; por último,
se explican las pantallas que sirven de interfaz entre el operador y el
software.
3.2.FUNCIONES Y DIAGRAMA DE FLUJO DEL PROGRAMA
PRINCIPAL
La estructura del sistema se compone de una serie de algoritmos cuyas
funciones responden a necesidades del proceso de adquisición de datos.
El momento de arrancar el programa éste ilustra una presentación en la
cual se muestra información general de la empresa y del sistema, luego
se presenta una pantalla en la cual se ingresan las contraseñas que
permiten y jerarquizan el acceso de los operadores. Si el operador es
administrador puede cambiar las constantes del sistema así como las
contraseñas de los usuarios; caso contrario, puede proceder a la
adquisición de los datos. Para la adquisición de datos el sistema necesita
93
comunicarse con el OPC Server utilizado, el cual es el encargado de leer
los datos desde los equipos transmisores de flujo. La generación de los
gráficos y la generación de los reportes también son parte del sistema.
Para una compresión más adecuada del Sistema de Adquisición de Datos
desarrollado se explican a continuación las funciones del programa
principal.
FUNCIÓN "Inicio"
Esta función empieza a trabajar desde el momento en que el operador
hace click en el ¡cono del programa que se llama W.T.S. (Well Test
Separator). Este nombre fue el elegido para el sistema.
FUNCIÓN "Ver presentación"
Aquí se carga el logo de la empresa desde un archivo de imagen así
como también la información del sistema y de la empresa como por
ejemplo versión del software, año, nombre de la empresa, etc. Esta
pantalla consta de un TIMER el cual permite que la presentación ilustre su
información por un tiempo prudente.
FUNCIÓN "Ingreso de claves para Usuarios"
Automáticamente después de la presentación se muestra una pequeña
pantalla en la cual, se ingresan los usuarios, contraseñas y el cargo del
operador. Luego compara los valores ingresados con los de un archivo
llamado info.dat en el cual se encuentran los valores contra los que se
debe contrastar lo ingresado. Si las claves son incorrectas el sistema
manda un mensaje de error el cual indica que alguno de los tres
parámetros está incorrecto y que puede seguir intentando o cancelar el
inicio del programa.
94
FUNCIÓN "Definir jerarquía del operador"
Si y solo si el operador es administrador, éste puede; si lo desea, añadir,
quitar y/o cambiar los nombres y constantes de los pozos, así mismo
sucede con la información de los otros operadores pudiendo editar los
nombres y contraseñas de éstos. Técnicamente hablando puede
modificar los archivos conts.dat e info.dat en los cuales se encuentra la
información de los pozos y los usuarios respectivamente.
FUNCIÓN "DAQ"
Aquí se presenta en primera instancia una subpaníalla en la cual se
puede escoger eí nombre del pozo que va a prueba. Dichos nombres
provienen del archivo llamado const.dat y una vez seleccionado el pozo
es de éste archivo de donde se cargan las constantes para la realización
de la prueba.
FUNCIÓN "Conectar con el OPC SERVER"
Encontrarse en esta función implica que el operador está en modo de
adquisición de datos ya sea administrador o usuario y además que las
constantes del sistema están cargadas. El siguiente paso es comunicarse
con el OPC SERVER y se lo hace de la siguiente manera:
Primero se pregunta al CPU si algún OPC SERVER está instalado,
porque de lo contrario el sistema no tiene de donde leer datos y se
recomienda cancelar la prueba ya que no existe comunicación entre los
equipos y la computadora. Si existe por lo menos algún OPC SERVER se
procede a conectarse con éste o con cualquier otro seleccionado. Lo
único que se necesita es que la lista de declaración de variables y nombre
del proyecto del OPC Server coincidan con los configurados en Visual
Basic. En la Figura 3.2 se explica con detalle como se declara las
variables en el sistema. Una vez conectado con el OPC SERVER hay que
conectarse con el proyecto y luego con las variables de éste. Para cada
95
caso, si existiera un problema se muestran mensajes de error donde se
indican las posibles fallas. En caso de no existir falla el sistema tiene ya
en memoria RAM los datos y en espera de la instrucción que permita
comenzar la prueba.
FUNCIÓN "Establecer tiempo de prueba"
Aquí se ingresa el tiempo de prueba en forma adimensional para luego
escoger las unidades ya sean en horas o minutos,
FUNCIÓN "Start"
En esta función se procede a cargar los valores de tiempo de prueba,
calcular la fecha y hora en que termina la prueba y revisar una vez más la
comunicación con el OPC SERVER y además asegura que la prueba no
comience si el dato más crítico aún no es adquirido.
FUNCIÓN "Desarrollo de prueba'3
Aquí el sistema realiza los gráficos de las principales variables, monitorea
alarmas, escribe datos de estado, revisa conexión con el OPC SERVER,
llena la tabla con los datos más relevantes, carga la cromatografía del
equipo transmisor de flujo gaseoso y además adquiere datos para el
cálculo de proyecciones. Todo esto dentro de dos condiciones: la primera,
si se encuentra dentro del tiempo de prueba y, la segunda, si el operador
no decidió cancelar la prueba. Caso contrario el sistema pregunta si se
desea guardar la prueba.
Para el caso en que se desee guardar la prueba, se calculan las
proyecciones, se genera el reporte, se guardan dos archivos de imagen
de los principales gráficos que son Flujo Líquido vs Tiempo y Flujo
Gaseoso vs Tiempo. Si no se desea guardar la prueba los datos quedan
en memoria RAM, por si acaso el operador se arrepienta, ó, si éste desea
realizar otra prueba, dichos valores son inicializados.
96
Las funciones se han dividido en bloques para entender su trabajo y el
diagrama de flujo del programa principal que fundamenta la estructura del
sistema se ilustra a continuación en la Figura 3.1.
Fin
Figura 3.1 Diagrama de Flujo del Sistema de Adquisición de Datos
97
Las funciones y la organización del Diagrama de Flujo son explicadas
brevemente a continuación en lenguaje estructurado.
Inicio
Llamar a la subrutina de Ver presentación
Fin Tarea
Ver presentación
Cargar logo de empresa
Cargar información general de la Empresa
Fin Tarea
Ingreso de claves para usuarios
Ingresar user ñame, password y role
Comparar claves con archivo info.dafc
Si claves no son correctas
Cuadro de mensaje de error al ingresar claves
Aceptar y regresar a Ingreso de claves para usuarios
Fin Tarea
Definir jerarquía del operador
Si el operador es ADMINISTRADOR
Si la opción MAIN es elegida
Si la opción CONSTANTS es elegida
Cargar archivo const.dat
Agregar, quitar o cambiar pozos y constantes
Si la opción USERS es elegida
Cargar archivo info.dat
Agregar, quitar o cambiar usuarios y passwords
Si la opción DAQ es elegida
Llamar a la subrutina DAQ
Si la opción EXIT es elegida
Finaliza el programa
Si el operador es USUARIO
Si la opción DAQ es elegida
Llamar a la subrutina DAQ
Si la opción EXIT es elegida
Finaliza el programa
Fin Tarea
DAQ
Escoger el pozo para prueba
Cargar pantalla principal
Cargar del archivo const.dat las constantes del pozo elegido
Fin Tarea
Conectar con el OPC SERVER
Preguntar al CPU ¿Qué OPC Server se encuentra instalado?
Si no existe algún OPC SERVER instalado
Mostrar mensaje de error y recomendar cancelar prueba. Sin ningún OPC
SERVER instalado el sistema no funciona
Conectar con el OPC SERVER seleccionado
98
Habilitar el botón Add Group
Habilitar la caja de texto Group Ñame
Si el botón Add Group NO ha sido pulsado
Esperar su pulsación ó desconectarse del OPC SERVER
Añadir las variables del sistema de adquisición de datosHabilitar el botón Remove Group
Habilitar el botón Add OPC ítems
Deshabilitar la caja de texto Group Ñame
Si el botón Add OPC ítems no ha sido pulsado
Esperar su pulsación ó desconectarse del OPC SERVER
Si NO existe al menos un dato correcto
Mostrar mensaje de error indicando que los datos que se piden no son los
configurados en el OPC SERVER
Copiar en memoria R&M al menos uno de los datos que necesita el Sistema desde
el OPC SERVER que a su vez son los datos de los equipos.
Fin Tarea
Establecer tiempo de prueba
Ingresar valor del tiempo adimensionalmente
Escoger tiempo en horas o minutos
Fin Tarea
Start
Cargar valores de tiempo de prueba
Calcular fecha y hora de fin de prueba
Comprobar si la comunicación con el OPC SERVER esta realizada y completa
Si comunicación con OPC SERVER NO esta realizada o completa
Mensaje de error indicando donde puede estar la posible falla en la
comunicación.
Fin Tarea
Desarrollo de prueba
Si tiempo de prueba NO ha terminado
Si el usuario NO ha cancelado la prueba
Graficar Taza de Flujo de Gross y Taza de Flujo de Gas en Actual
Conditions
Graficar Presión y Temperatura en Other Variables
Honitorear Alarmas
Escribir datos de Estado
Revisar Conexión
Llenar tabla con principales valores
Cargar Cromatografía del equipo medidor de flujo gaseoso
Regresar a Desarrollo de prueba
Preguntar por confirmación de cancelación
Si confirmación es verdadera
Dej ar de graf icar Taza de Flujo de Gross y Taza de Flujo de Gas en
Actual Conditions
Dejar de graficar Presión y Temperatura en Other Variables
Dejar de monitorear Alarmas
Dejar de escribir datos de Estado
Dejar de llenar tabla con principales valores
Cargar valores para cálculo de proyecciones
Preguntar si se desea guardar los resultados de la prueba
Si NO se desea guardar cambios en prueba
99
Regresar a Desarrollo de prueba
Calcular Proyecciones
Solicitar el Nombre del Archivo y Lugar de Almacenamiento
Almacenar Reporte y Gráficos
Regresar a DAQ
Si tiempo de prueba ha terminado
Dejar de graficar Taza de Flujo de Gross y Taza de Flujo de Gas en Actual
Conditions
Dejar de graficar Presión y Temperatura en Other Variables
Dejar de rnonitorear Alarmas
Dejar de escribir datos de Estado
Dejar de llenar tabla con principales valores
Cargar valores para cálculo de proyecciones
Preguntar si se desea guardar los resultados de la prueba
Si NO se desea guardar cambios en prueba
Regresar a Desarrollo de prueba
Calcular Proyecciones
Solicitar el Hombre del Archivo y Lugar de Almacenamiento
Almacenar Reporte
Regresar a DAQ
Fin Tarea
Fin de Programa
3.3.LOS PARÁMETROS DEL SEPARADOR DE PRUEBAS
COMO VARIABLES DEL SISTEMA.
Para el desarrollo del sistema se tenía que entender el proceso de
adquisición de datos anterior, mismo que fue explicado en el Capítulo 1.
Los conceptos y definiciones del separador de pruebas eran una buena
alternativa al momento de crear variables y constantes para poder tener
una clara idea de cómo estaba marchando el programa y es por eso que
se desarrolló la declaración de variables en función de los nombres,
variables y constantes propias del proceso.
Otro factor que influenció en la declaración de variables era como
reconocer la procedencia de los datos (liquido-gas) y también el número
de bits de cada variable es decir si era un valor flotante, entero, booleano,
etc.
100
Para lo anteriormente expuesto se procedió a crear arreglos que
apuntaban a una misma variable pero con un índex diferente, es decir la
mayoría de variables tenían el mismo nombre, lo único que se hizo fue
asignar a cada una un número que la distinguiría del resto. Con esto se
pudo trabajar con lazos para adquisición de datos, caso contrario se
hubiese tenido que crear una variable para cada dato.
3.4. DESARROLLO DEL SOFTWARE PARA CÁLCULO DE
PROYECCIONES
Con los datos más relevantes de los equipos se procedió a adquirir los
datos del OPC Server vía DDE a la plataforma Visual Basic 6.0. Por
razones de construcción del programa y eficiencia del mismo, no todas
las direcciones modbus de los dos equipos podían entrar en el sistema ya
que la aplicación consistía en desarrollar un software confiable que no
consuma todos los recursos del CPU. Como comentario, el equipo de
flujo líquido consta de alrededor de 10.000 registros modbus y el de gas
cerca de 5.000. Entonces, antes de desarrollar el sistema se tuvo que
analizar que variables eran de importancia e incluirlas en e! proyecto.
Una vez adquiridos los principales datos se procedió a graficar las
variables necesarias en función del tiempo, con ésto se pudo observar por
primera vez el comportamiento de los pozos en el separador de pruebas.
Como segunda parte del sistema se procedió a tomar criterios para lo que
eran el cálculo de proyecciones y generación de reportes.
I01
3.4.1. CÁLCULO DE PROYECCIONES PARA LA LÍNEA DE
FLUJO LÍQUIDO
Dos alternativas fueron estudiadas para el cálculo de la proyección. La
primera consistía en calcular el promedio continuo de un dato
característico que es el Volume Flow Rate, el mismo que mostraba
instantáneamente la proyección en días de la producción del pozo. Como
el flujo es controlado, continuo pero no constante, este valor variaba en
función del tiempo dentro de un rango característico. Entonces la idea era
realizar la proyección en función del promedio de dicho valor, mas la
posibilidad de que existan baches de gas que pasen por el medidor de
flujo líquido y/o que el flujo se regrese ya sea en pequeñas cantidades,
implicaba un error en el Volume Flow Rate del equipo puesto que el valor
era cero para el primer caso y negativo para el segundo. De esto se
deduce que el promedio de todos estos números puede cambiar la
verdadera proyección.
Como segunda alternativa se consideró que el equipo constaba de un
totalizador mismo que incrementaba su valor solo para desplazamientos
unidireccionales y no contaba cuando existían baches de gas. Esto
permitiría realizar una proyección más real ya que se adquiría el valor
inicial y final de este e independientemente del comportamiento del pozo,
se podía sacar una proyección con la diferencia de estos valores referidos
en días. Como comentario, este procedimiento es el usado por los
operadores y este se explicó de manera más detallada en el Capítulo 1.
El diagrama de flujo para el cálculo de proyecciones de la línea de flujo
líquido inicia en el momento en que el operador hace click en el botón
START. Se presenta a continuación en la Figura 3.2 el diagrama de flujo
para el cálculo de proyecciones de la línea de flujo líquido con su
respectivo algoritmo.
102
Almacenartiempo de
prueba en días
VolumcFlowRale = VFR
VolnmeTotal Final -VolumeTotal Inicial
Tiempo de prueba en días^VFR = '
c EX1T
[stablecer tiempode prueba
Figura 3.2 Diagrama de flujo para elcálculo de proyecciones de la linea de flujo líquido
103
3.4.2. CALCULO DE PROYECCIONES PARA LA LINEA DE
FLUJO DE GAS
Para los cálculos de proyecciones de esta línea en primera instancia se
debe aclarar que el método usado para adquirir estos datos no es tan
confiable, es decir que no se tiene una base. Como referencia el gas
natural que sale de los pozos de petróleo es una materia muy inestable y
varia por diferentes razones y cualquier cambio en ellas implica un
cambio brusco en el comportamiento del mismo. Esto implicaba
profundizar en el tema y buscar la mejor salida. Se quiso optar por el
mismo camino del flujo líquido, pero el cambio del totalizador de gas
variaba en poco con respecto al tiempo de prueba que, como se explicó
anteriormente, era de máximo 2 horas por el DEMO usado. Es decir, que
para una muestra de dos horas el totalizador de gas y dependiendo del
pozo que sea, a veces ni siquiera aumentaba en una unidad. Por lo que
mejor se optó por calcular el promedio de la variable Gas Flow Rate, la
misma que indica instantáneamente el valor calculado por el computador
de flujo gaseoso. El procedimiento usado por los operadores en las cartas
del medidor de presión diferencial "BARTON" es similar a calcular el
promedio, pero no es el promedio ya que eliminan valores que a criterio
personal del operador estarían incorrectos. En el Capítulo 1 se explicó
dicho procedimiento.
Se presenta a continuación el diagrama de flujo para el cálculo de
proyecciones de la línea de flujo de gas. En éste se consideran los datos
obtenidos en la prueba sin descartar ninguno; es decir, no se eliminan
valores. La Figura 3.3 ilustra el Diagrama de flujo para el cálculo de
proyecciones de la línea de flujo de gas con su respectivo algoritmo.
104
c T1MER
( Interrupa'ón )
Leer dato GasFlow Rate
Almacenar datoGas Flow Raie
Incrementar n
último dato
£daton
Promedio = ——n
VisualizarPromedio en PC
C EXITTIMER J>Figura 3.3 Diagrama de flujo para el cálculo de proyecciones de la línea de flujo de gas
En la estructura del programa se tiene que una vez calculada las
proyecciones se debían almacenar dichos datos y gráficos del
comportamiento de los pozos, por lo que se generó una base de datos
que almacena dichos valores. Y por último se asignó validaciones y
restricciones al uso del programa, el mismo que debe ser usado solo por
el personal de la empresa.
;05
3.5. ADQUISICIÓN DE DATOS DEL OPC SERVER
La adquisición de datos es realizada mediante la referencia para Visual
Basic 6.0 que se incluye al momento de instalar el servidor OPC y vía
DDE se pueden leer los datos, con esto se tiene acceso a los comandos
con los que interactúa dicho servidor y diferentes ítems que ayudan a
levantar el sistema.
El código de la adquisición de datos y las demás líneas del programa se
adjuntan en un archivo magnético mismo que consta de comentarios para
facilitar su compresión, ésto implica que expresamente se hablará a
continuación del sistema ya diseñado y de las ventanas, pantallas y
comandos que soportan el código y diagrama de flujo ya explicado.
3.5.1. DECLARACIÓN DE VARIABLES
El sistema es abierto para cualquier tipo de servidor OPC con el que se
cuente, pero la ventana en donde están declarados los datos está fuera
de la visibilidad tanto del administrador como para el usuario y solo puede
ser manipulado vía programación. Como ventaja se tiene que todos los
usuarios no puedan alterar la adquisición de datos en el sistema ya
implementado.
Para la declaración de variables se tomó en cuenta dos criterios, el
primero con respecto a la procedencia del dato si es de la línea de gas o
petróleo (oil) y el segundo que tipo de dato corresponde, es decir
booleano, flotante, etc.
La Figura 3.4 explica los dos criterios para la declaración de variables
106
XXX.XXVARIABLEA
GAS ó OIL 01b~08b-16b-32b-64b TEMPERATURE, PRESSURE, ETC
Figura 3.4 Esquema de cómo fue realizada la declaración de variables.
Ejemplo:
Temperatura de la Línea de Petróleo
• Primeramente el petróleo esta declarado como Oil
• Luego se escribe el punto como separador
• El dato de acuerdo a la tabla modbus del equipo dice que es de
bits
• Por último se escribe el nombre de la variable
Entonces el resultado es;
Oil.OBblemperature
3.6. MENÚ PRINCIPAL
Figura 3.5 Opciones del rnenú
principal para el administradorFigura 3.6 Opciones del menú
principal para el usuario
Las Figuras 3.5 y 3,6 ilustran las opciones de la pantalla principal tanto
para administrador como para usuario respectivamente. Para el primer
caso existen tres opciones que son Main, DAQ y Exit y para el usuario las
opciones son DAQ y Exit. En resumen, la opción Main sirve para ingresar
al formulario donde se encuentran los nombres de los pozos y sus
constantes, DAQ es donde se conecta con el OPC Server, grafican y
almacenan los resultados y Exit sirve para salir del sistema.
107
3.7. MAIN
En la opción Main se encuentran dos subopciones que son Constants y
Users, La Figura 3.7 muestra el despliegue de estas dos opciones.
fi^Main
Figura 3.7 Despliegue de las dos subopciones que tiene Main y son Constants y Users
Cuando el usuario hace click en la subopción Constants se pasa a la
pantalla de ingreso de pozos y constantes, de igual forma se aplica para
el submenú users donde se ilustra la pantalla de ingreso de usuarios y
passwords.
3.7.1. CONSTANTS
Para la subopción constants del menú la Figura 3.8 ilustra su contenido y
se explica a continuación.
HombrePOZO!POZ02POZOSPOZO 4POZOSPOZOSPOZO?POZOSPOZOSPOZO 1D
BitW3583634337985
724022
K111111111TT
Save
K2111
. 111111
1
~~*
| w |
Figura 3.8 Pantalla de la subopción Constants
Como se puede observar en la Figura 3.8, la pantalla de la opción
"constants" consta de cuatro columnas en las cuales se ingresa el
¡08
nombre del pozo, BS&W, factor de corrección del flujo liquido K1 y el
factor de corrección de flujo gaseoso K2, respectivamente.
Los botones "+" y "-" sirven para añadir o eliminar pozos con sus
constantes. Los comandos Save y Exit sirven para almacenar los pozos y
sus constantes y salir del menú. Si el usuario decidió guardar los valores
se muestra un cuadro que indica que los cambios fueron realizados. La
Figura 3.9 ilustra dicho cuadro de almacenamiento efectuado.
The changes have been kept correctly
Figura 3.9 Cuadro de mensaje que índica que los cambios fueron realizados
Cabe mencionar que eí BS&W debe ser ingresado como porcentaje; es
decir, su valor está entre 0% y 100% y su valor depende del análisis de
laboratorio que en el Capítulo 1 fue explicado, los factores K1 y K2 deben
ser cercanos a 1 ya sea por arriba o por debajo de él.
Con respecto a los valores de ajuste o corrección estos son aplicables
para poder aproximar los valores obtenidos a los que en la realidad se
dan, no está por demás aclarar que este sistema de adquisición de datos
sirve para realizar proyecciones, en ningún momento se puede considerar
a este sistema y su conjunto como un valor acertado de lo que en la
realidad se produce. De aquí el hecho de permitir al administrador poder
manipular estas constantes con criterio. Su valor debe variar en lo posible
desde las centésimas y no desde la décimas es decir por lo menos el
primer decimal debe ser cero. Ejemplo;
K1 =1.0XXXX
K2 = 1.0XXXX
09
"Users" sin importar si los datos fueron o no almacenados.
10
3.8. DAQ
Esta opción muestra una ventana donde se encuentran los pozos
ingresados, el usuario debe elegir que pozo quiere poner a prueba. El
momento que hace un click en el botón Ok inmediatamente se carga la
pantalla principal con el nombre del pozo y sus constantes. La Figura 3.11
muestra la pantalla de elección del pozo.
SeleclWell
Ok Cancel
Figura 3.11 Cuadro en el cual se elige el pozo que va a ser sometido a
prueba
Una vez escogido el pozo se muestra la pantalla principal, la misma que
consta de varias subpantallas que cumplen diferentes funciones, pero
para todas se despliega un membrete que se explica a continuación. La
Figura 3.12 ilustra dicho membrete
Aclion Ja^"" " ~ ' f Actual Comliliom •- - • ¡ Tjdmmiltei* ttate ••Df\i-f(-\ • teten Average MtíaÁcamJjlfií! Flowrionin^leíJcU/íU 1 ! BFO BFO S3LS , T«íp«ófwe|]íg3F Pie»w6
-WclIleílSídlUí
WcH Home
StalFifftí
Eslmalod
SkoTir*
Figura 3.12 Membrete común para todas las subpantallas de la opción DAQ
En el cuadro Action se encuentra el nombre del pozo que fue elegido, el
logo de la empresa, además se puede ingresar el valor del tiempo de
prueba en horas ó minutos, por último se encuentran cinco botones que
realizan varias funciones y estos son START, CANCEL, VIEW, SAVE y
EXIT.
3.8.1. LAS FUNCIONES DE LOS BOTONES
3.8.1.1.E1 Botón Start
Start inicia la prueba es decir que desde ese instante se empieza a
adquirir ios datos para las gráficas, proyecciones y demás variables. Cabe
mencionar que existen dos restricciones para este comando, la primera
asegura que la conexión con el OPC Server este realizada y la segunda
asegura que los datos que se grafican y calculan sean confiables.
Si no existe comunicación se ilustran tres mensajes, mismos que indican
en orden en qué parte de la comunicación esta la falla la Figura 3.13, 3.14
y 3.15 muestran los tres posibles mensajes.
View Connection, Píense, Connect with your OPC server
Figura 3.13 Mensaje que indica que el programa de adquisición de datos no esta conectado con el OPC Server
Figura 3.14 Mensaje que indica que el grupo o nombre del proyecto no coincide con el del Separador de pruebas
View ítems Connectlon
Figura 3.15 Mensaje que indica que los Ítems del proyecto no están descargándose
Un cuarto mensaje es incluido y se justifica si solo si la variable de la línea
de flujo liquido Oil.OSbVolumeTotal aún no es adquirida. El hecho que
exista comunicación no implica que todos los datos estén adquiridos, pero
el dato más crítico es éste ya que su primer valor es fundamental en el
cálculo de la proyección. Si el programa toma como valor un dato falso la
proyección estaría mal hecha y para evitar esto se asegura vía software
112
que ese dato sea el primero en adquirirse y después se puede continuar
con la adquisición de datos, caso contrario si el Oil.OSbVolumeTotal no es
adquirido alrededor de un minuto sale un mensaje el cual indica que la
calidad del ítem es mala y que debe intentar de nuevo la adquisición; es
decir, hacer click en START.
La Figura 3.16 ilustra el mensaje que indica que la variable
Oil.OSbVolumeTotal aun no es adquirida.
Qualíty Bad
Figura 3.16 Mensaje e! cual indica que el dato Oil.OSbVolumeTotal aun no es adquirido
3.8.1.2. El botón View
Para tests en los cuales el tiempo de prueba es muy largo la resolución
de las gráficas no son apreciables para esto se ha incorporado este
comando, mismo que muestra las gráficas por tramos de dos horas, con
ésto se logra mejorar la resolución.
3.8.1.3. El botón Cancel
Este comando interrumpe eí test y muestra un cuadro de confirmación.
Calcula las proyecciones con los datos desde el inicio de prueba hasta el
momento en que se canceló la prueba.
3.8.1.4. El botón Save
Guarda los resultados de la prueba y las gráficas.
3.8.1.5. El botón Exit
Sale de la pantalla principal.
3.8.2. ACTUAL CONDITIONS
En este cuadro se ilustran los valores instantáneos y promedios de las
variables de flujo de Gross, Oil y Gas además se muestran los valores
acumulativos de los medidores tanto de gross como de gas.
3.8.3. TRANSMITTERS STATE
Aquí se ilustran los valores de temperatura y presión tanto del medidor de
flujo líquido como el medidor de flujo gaseoso y además se encuentran
tres indicadores, dos de ellos son para visualizar fallas en los sensores y
el tercero es para ver el momento en que se adquieren los datos.
3.8.4. ^YELL TEST STATUS
Este cuadro ilustra datos referentes al estado de la prueba como son
nombre del pozo, tiempo de inicio de prueba, tiempo de fin de prueba,
tiempo estimado, tiempo faltan te, y el tiempo en que se encuentra la
prueba.
114
3.9. DAQVACTUAL CONDITIONS
POZO1•Actual Condillont — •— -
Inrtanl Avetage Melet Accumutaled8PD BPD BBLS
Gioi* J.MJ37.07 ¡3971.92" | 263413.3
O' ¡2663.09 j 2581.74 jl 71222,33
MSCFO MSCFD MCF ^
G« j 4~1.57 ¡57.888T ! 2990"
Tertipaa'ure fi^sF Pietsue {27~9tjPSI I
Piemie ¡27 P51 !
eO Sai Sensw FaJje O
DAQ
WeüteilEUtut
WeH Mame
ActualTVr*
Acluol Condíllooi T Olha VaiiiMei J LcgAlainn ] Slale ConnecIJon T_
DÍ1 Flow |BPD) [ 4037.07
PD20 1 Di! Fkm [BPD] 2004/09/11 09:40:31 - 2004/03/11 11:30:31
45874128
36703211
275222931835
1376
917459
-,, y.
1 r-« ¡Vw- M^~T^v_ vT^ '-s-NÍ'****^ ^"jr^^T^y^. iJ"r*~^Sl -/~Ji > Sn~ ->_r-r"'°U I'lrK^_ f~**~^ r^*-^— «/ ~^VL / r%f rVJ^ r ™1-* ln í' | - (> - j1^ -^ U -^ ^"^r2" "s^^11 ¡f1" "
(#40 09:51 10.02 1U:!3 1U.-4 10:31) lUlb" l«b/ IIIIH li.'ia 11 0
POZO 1 Gai Flow [MSCFD1 2004/09/11 09:40:31 - 2004/09/11 11:30:31
Figura 3.17 Ventana en la cual se gráfica el flujo de petróleo y gas del Pozo
La subpantalla Actual Conditions muestra las gráficas de las variables Oil
Flow y Gas Flow. Los límites de los ejes verticales se calculan
automáticamente ya que cada pozo puede tener un pico diferente y esto
es aplicable para las cuatro variables que se grafican.
La gráfica incluye el nombre del pozo en prueba, el título de la gráfica, e!
tiempo de inicio de prueba y el tiempo de fin de prueba, además se ilustra
el valor instantáneo de las variables.
La Figura 3.17 muestra la ventana Actual Conditions que es donde se
encuentran las variables de Oil Flow y Gas Flow.
15
3.10. DAQ\OTHER VARIABLES
¡ Elapied Timeí Tine
POZO1
I no" Iñiiü»".jUr¿.-.t
Ex* '
Actual Conditínni - - -lotlanf Avwage Helec AccunutaíedBFD BPD BBLS
O' J2663.D3 j 2581.74 fÍ7Í22¿33
HSCFD_ MSCFD HCF
Gat f 41.57 ¡577B3S1; í 2390
Tiantmilteit ilale
- Gai Tianimíltei —Tempwotwe ¡ÍS3.2F [27.SPSI
Fknv Seníw Fi&Jte O Ga> Semw Falje O
DAQ
WellletlSfaiui
Well Hame
Slart T'me
flemá-igTVne
AcluíJTh*
LogAlaifia
Tempeíalu.c |TI
P020
173ÍES134112
674522
1 Tcmpejalu.c [TJ 2D04/D9/11 09MQ;31 • 2004/09/11 11:30:31
0910 0351 10Í02 1CÉ13 1(K24 1E35 10:46 lff.57 11108 11Í13 11130
pozo333027232017131073
03
1 Prectuic IPSII 2004/09/11 03:40:31 - 2004/03/11 11:30:31
4Ú ftJSl lO-tti 10J13 10'S4 1U:35 10X6 1057 11:03 11.13 11!30
Timelmir.utet]
Figura 3.18 Ventana en la cual se gráfica la temperatura y presión del Pozo
La Figura 3.18 ilustra las variables de temperatura y presión del pozo que
está en prueba la estructura es similar a la anterior.
3.13. OIL STATE & GAS STATE
A continuación se listan las variables de esta ventana y una pequeña
explicación.
Oíl State
BS&W
Kl
Volume flow meter factor
Temperature
Volume flow rate
Pressure
Density
K2
Specífic Density
Mass flow rate
Mass Total
Volume Total
La cantidad de sedimento y agua que
existe en el petróleo
Factor de corrección del software para
mediciones de flujo líquido
Factor de medición del volumen de
flujo
Temperatura
Razón de cambio del volumen con
respecto al tiempo. Generalmente el
tiempo viene dado en días
Presión
Densidad
Factor de corrección del software para
mediciones de flujo gaseoso
Densidad específica
Razón de cambio de la masa del fluido
con respecto al tiempo. Generalmente
el tiempo viene dado en días.
Contador que Índica el total de masa
registrada. Cualquier reseteo pone el
valor en cero
Contador que indica el total de
volumen registrado por el medidor.
Cualquier reseteo pone el valor en ceroTabla 3.1 Principales variables mostradas en el nuevo sistema de adquisición de datos
119
Mass Inventor/
Volume Inventor/
Mass flow rate meter factor
Density meter factor
Pressure correction factor for flow
Pressure correction factor for density
Flow calibration pressure
Orive Gain
Density for flowing (Cal)
Left pickoff voltage
Righí pickoff voltage
Raw tube frecuency HZ
Contador de masa que indica el total
contabilizado por e! medidor desde el
inicio de su funcionamiento. No es
posible resetearlo
Contador de volumen que indica el
total contabilizado por el medidor
desde el inicio de su funcionamiento.
No es posible resetearlo
Factor de medición de la razón de
cambio del flujo de masa.
Factor de medición de la densidad
Factor de corrección de presión para el
flujo
Factor de corrección de presión para la
densidad
Presión de calibración para flujo
Ganancia
Densidad por seguimiento
Voltaje del pickoff izquierdo
Voltaje del pickoff derecho
Frecuencia natural del tubo (Hz)
Gas State
Gas Flow Rate
Temperature
DP
Cumulative gas total
FVP
Density correction factor
Analog #1 input valué
Razón de cambio del flujo de gas en
función del tiempo.
Temperatura
Presión diferencial
Totalizador del gas acumulado
Factor de máxima compresibilidad
Factor de corrección de densidad
Valor de la entrada analógica 1
Tabla 3.1 Principales variables mostradas en el nuevo sistema de adquisición de datos {CONTINUACIÓN}
120
Analog #2 ¡nput valué
Relative density
Specific heat
Linear factor
Meter factor
Pipe ID
Pressure
Reference temperature of pipe
Reference temperature of orífice
K factor
Density dry air
Mass flow raíe
Viscosity
DP ext
Base SG
Alfha/CD/LMF
Y Factor
Valor de la entrada analógica 2
Densidad relativa
Calor específico
Factor lineal
Factor del medidor
Ancho de la tubería (Pulgadas)
Presión de la línea de gas
Temperatura de referencia de
tubería
la
Temperatura de referencia del orificio
Número de pulsos por unidad
volumen
de
Densidad del aire seco
Razón de cambio de la masa
función del tiempo
en
Viscosidad
Presión diferencial externa
Base de Densidad Relativa
Factor de turbulencia
Factor de expansión a través
orificio
del
Tabla 3.1 Principales variables mostradas en el nuevo sistema de adquisición de datos (CONTINUACIÓN)
1 2 1
3.14. DAQ\CONNECTION
fe Main - fGraphfc]
Slart
Save
Irntant Average HelaAccimulaledBPD BPD BBLS
GIOK | o j~ ~lf ¡ ÍT
MSCFD HSCFD HCFGat j r
I Tempeíalure f~~Q F Pietture f~~fl PS1
j Tempaaturej (fF Piewe t "oPSIj
Fkw Semor Falae O GatSentaFeiie ©
• Wetl Idt Slaluí
Wdi Ñame
EiÜnWeiJ HemarigTime Tine
LogAJamn
LítlAyailableOPCSefveu
Utl OPC Sttvaí 1
Cfch on TJit OPC Saveit' lo its«t
Cornetl iDck on bl atxive lo íelect
•Add Gioup lo OPC Servw-
OPC Comedión P
Group Conr cfon f"
OPC lien» Conrecfcn P"
Figura 3.21 Ventana Connectlon donde se realiza la comunicación y se observa su estado
En esta pantalla se puede observar tres cuadros los cuales se detallan a
continuación;
> List Avaüable OPC Servers donde se listan los servidores OPC que están
instalados en el PC y se procede a su conexión.
> Add Group to OPC Server donde se escribe el nombre del proyecto del
OPC Server, la tasa de adquisición de datos y la banda muerta que se
ofrece para la adquisición de datos.
> Connection State donde se ilustra en que estado esta la conexión.
El procedimiento para conectarse al Servidor OPC es:
> Hacer clic en el botón LIST OPC SERVERS
> Escoger el servidor y hacer click en CONNECT
122
> Escribir el nombre del proyecto y hacer click en ADD GROUP
> Por último hacer click en ADD OPC ÍTEMS
3.15. DAQYDATA
-Actíon • .—i ~ " "~
°*J POZO 1.•••Elapied Time— - - - •>.
Slail j' yiew
a*wi i
J_!lJ
• Actual Cond,t¡oni pTiatumilleií líale j-Wcll lett Slaliu - -InslarJ Average MeletAecurtilated : FlowTrarumittei , ,. ...
BPD BPD BBIS : Twe«ah*=f^F R=«UC¡2T96PSIJ * ''*''''''' '
G'o« 1 4037.07 ¡3971.92 ¡263419.9 r Gat Trantmilter ^VÍÍU UTl «í? 'i! CÍÍAtAl iT ^-31
Di 1 266103 12561.74 |1 71^2,93 i lert^r^efi^F Prewue [zT^PSI 1 ^^^^ Rtmtfg AduíJ
MSCFD MSCFD MCF _ _ _ , „ _ . _ , „ T«* T«ne T«e_.„„.„.,.„. Flow Sensw FaÜLíe O Gat 5entw Fafcue O , , ... ,,, ^ . , „ . ^ -. „
Gat j 4lT57 157.6881 j 2930 . ••;*/&&> ,^:;V.w; ¡n - ,.1^DAQ
AclualCondiBoni ¡ Dthei VariaUes f LogAlams ] State J Comedión ] Data
tt
1234567GS
101112131415161718192021222324252627
Tinwnámtej
09:40:320340.3303.40:34
0340:350340.3603403703.403809:40:3903.40.4003.40.4103:40:420340.43034044
0340:4503:40.460340470340.480340:4903.40.500340510340.520340.5303405403405509:40:5603 40.5703.40.58
OIFtowBPD
3388.67539S8.E753383675398*67533836753988 E754067.7884067.7884067.7834067.7884067.7884067.7884067.7884067.7884067.7884017.66E4017.5664017.56640175664017.5664017.5664017.5664017.E6S383253638325383832 53S3832536
GatFlowMSCFD
55.e655.6655.8655.8655.6655.8655 8645.4
45.445.445.4
45.4
45.4
45.445.4
63.21
63.2163.2163.21
63.2163.21
63.2163213723
37.23372337.23
TeirpeíaluíT
194.27171942717194.2717194.2717194.27171342717194.162194.162194.162194.162194.162134.1S2194.162134.162134.162
194.20131942019194.2019194.2019194.2019194.2019194.20191942019194.1165194.1165194.1165194.1165
PiBüuiePSI
2307230723072307230723.07230729.34233429.3429.3429.34233423.3423.3423.3423.34233J23.3423342334233429.3423 6128.8123B1
2381
--,.
N2 j ' 1^24 X tBiiaoe {^"'"iBÍ" ^
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Piopane t J2.2004 * ntíexáne r~ '"254" X
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H2 | """'""o y- n-üecane j Q X
CO f Q Ü n-Mwiw>e [ Q X
D>yg5ii I ó" X HeSum I g~ JT
Figura 3.22 Ventana donde se muestran los principales datos adquiridos y la cromatografía con la cual el equipo
medidor de flujo gaseoso trabaja
Aquí se ¡lustra la tabla donde están los principales datos adquiridos y la
cromatografía del equipo medidor de flujo gaseoso.
123
CAPITULO 4
PRUEBAS Y RESULTADOS
CAPITULO 4
PRUEBAS Y RESULTADOS
Una vez instalado el Sistema de adquisición de datos en la Estación
Limoncocha, se procedió a probar el funcionamiento del mismo. Entre otros, el
funcionamiento correcto de los equipos (conjunto sensor-transmisor), sus
configuraciones, calibraciones, así como; el trabajo de la red implementada
entre éstos. Comprobar si el convertidor de comunicación y el computador
ubicado en el cuarto del operador trabajan en coordinación para evitar
conflictos.
Para el diseño de las pruebas se tuvo en consideración que el proceso debía
satisfacer los objetivos planteados en el Capítulo 1 como solución del
problema.
El software desarrollado debe mostrar en tiempo real las variables críticas que
son: flujo líquido, flujo gaseoso, temperatura de flujo líquido'," presión en el
tanque. Además se debe observar otras variables no críticas que ayudan a
entender el comportamiento del sistema. El monitoreo de alarmas, estado de la
comunicación y una tabla de los valores adquiridos son otras utilidades de las
que se comprobará su correcto funcionamiento.
Se deben generar reportes que deben ser comparados con los que
manualmente se realizan y analizar los resultados.
Por razones propias de la empresa algunos datos como nombres, cantidad de
pozos, constantes, etc han sido cambiados para seguridad de la misma. Se
presenta un informe que muestra valores alterados que lo único que hacen es
comprobar el funcionamiento del sistema, siempre salvaguardando información
confidencial de la empresa.
125
4.1ANALISIS ENTRE SISTEMAS ¿QUE SE PUEDE
COMPARAR ENTRE EL SISTEMA ANTIGUO Y EL NUEVO?
Cabe recalcar que el procedimiento anterior solo puede visualizar el
comportamiento del pozo en la línea de gas (cartilla del registrador
BARTON) y no en la de flujo líquido. Para ésta línea no existía forma
alguna de observar su comportamiento por lo que solo se calculaba del
reporte, por ende no hay como comparar las gráficas de flujo líquido del
nuevo sistema con los datos de flujo líquido obtenidos por el operador
(ANTIGUO SISTEMA).
Para todos los pozos se aplica el control de nivel y presión existente en el
separador. La variable de flujo líquido responde al control de nivel mientras
que la variable de flujo gaseoso responde al control de presión.
Por lo anteriormente expuesto se tiene que: en cuanto a las gráficas, se
pueden comparar solo la línea de gas y en cuanto a reportes se pueden
comparar las proyecciones de ambas líneas.
4.2 PRESENTACIÓN DE GRÁFICOS FLUJO LIQUIDO VS
TIEMPO, FLUJO GASEOSO VS TIEMPO, TEMPERATURA VS
TIEMPO, PRESIÓN VS TIEMPO DE LOS CINCO POZOS
PUESTOS A PRUEBA.
Para la presentación de gráficas se han escogido cinco pozos que abarcan
los casos más comunes de producción. El flujo líquido tiene un color
característico que es el café y el gas el color verde. La temperatura es de
color azul mientras que la presión es roja. Las Figuras 4.1, 4,3, 4.5, 4.7 y
4.9 ilustran el comportamiento de las variables de flujo líquido y gaseoso de
los POZOS 1, 2, 3, 4 y 5 respectivamente. Se puede observar en la línea
de flujo líquido la acción del control de nivel usado en el separador que es
un PID, y que proporciona un fluido regular, mientras que para la línea de
126
flujo gaseoso el control es ON-OFF por lo que la válvula abre y cierra de
acuerdo al punto de referencia. Las Figuras 4.2, 4.4, 4.6, 4.8 y 4.10
muestran las magnitudes de temperatura y presión de los POZOS 1, 2, 3, 4
y 5 respectivamente. Se puede ver su característica que es casi lineal y
constante, las variaciones son pequeñas. Esto ayuda a analizar ¿cómo los
cambios de temperatura y presión afectan la medición del flujo líquido y
gaseoso de los POZOS?
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137
El criterio usado para el análisis de los resultados obtenidos que muestran
los gráficos anteriores es por medio de las variables.
FLUJO LIQUIDO
La variación de la amplitud y período de cada pozo dependen del ímpetu
de entrada de flujo al separador, como ejemplo en las Figuras 4.1; 4,3 y 4.7
se observa la variación de la amplitud y se deduce que para mayor ímpetu
de entrada la acción del control PID del separador es más rápida y
viceversa. De igual manera el período varía conforme varía el flujo de
entrada y también se deduce que a mayor flujo de entrada el período
disminuye y viceversa.
El gráfico Oil Flow de la Figura 4.5 inicia con valores cercanos a cero. Este
error en la operación del separador ayuda a comprender cuan necesario es
el tiempo de establecimiento del separador; es decir, el tiempo que debe
existir entre pruebas de un pozo a otro. Por lo general este tiempo
empíricamente se estima que por lo menos es de media hora.
La Figura 4.9 muestra la prueba hecha al pozo 5 justo en el arranque del
mismo; es decir, que la bomba extractora, la temperatura, la falta de
químicos reguladores, el flujo y otros factores hacen que su
comportamiento sea muy inestable. Esta prueba no puede ser considerada
como válida por las razones expuestas anteriormente de aquí que hay que
esperar que dicho pozo se estabilice para poder realizar pruebas y calcular
las proyecciones.
FLUJO GASEOSO
Para las Figuras 4.1; 4.3; 4.5; 4.7 y 4,9 se puede observar que el flujo de
gas es oscilante y esto se debe principalmente al control ON-OFF que
gobierna la acción de abrir o cerrar la válvula de la tubería de salida de gas,
misma que pasa por el medidor de flujo gaseoso. Si un pozo produce poco
gas el tiempo de presurización hasta el set point de dicha válvula es lento;
caso contrario, la apertura y cierre de la válvula es rápida. En el gráfico Gas
Flow de la Figura 4.9 se puede observar que la mayor parte del tiempo la
138
curva pasa por el valor cero esto se debe, como ya se explicó, a la
inestabilidad del pozo ya que se encuentra en estado de arranque. No
obstante cualquier pozo que produzca poco gas podría tener un
comportamiento similar al del gráfico Gas Flow de la Figura 4.9.
TEMPERATURA
El comportamiento de la temperatura es muy estable y hasta cierto punto
lineal y constante. La variación es muy lenta si existe un factor externo que
enfríe o caliente el tanque, como por ejemplo, que llueva en la noche donde
la temperatura externa al tanque es baja en comparación con un día
soleado. Cabe recalcar que la variación de temperatura de dichos factores
externos no alteran de manera significativa los resultados por lo que se
puede asumir que para cada pozo su temperatura es constante. En las
gráficas 4.2; 4.4; 4.8 y 4.10 se puede observar dicho comportamiento lineal
y casi constante.
El gráfico de temperatura de la Figura 4.6 difiere de los anteriores por
razones simples. Como se explicó esta prueba fue realizada sin el tiempo
de establecimiento que debe existir entre prueba y prueba. Por eso que
inicialmente se observa una caída de temperatura pronunciada ya que el
pozo anterior a esta prueba tenía un valor de temperatura mayor. Además
se puede ver, en la escala de tiempo, cuanto demora el nuevo pozo en
estabilizar su temperatura. Si se observa los valores de tiempo existente
entre el inicio de prueba y la estabilización de temperatura del pozo se
puede ver la que prueba comienza a las 15h12m y que entra en estado
estable a las 15h45m es decir que se demoró más o menos 33 minutos.
Como se dijo anteriormente, los operadores empíricamente ya sabían que
entre pozo y pozo se demora alrededor de 30 minutos para que pueda
estar en estado estable el separador,
PRESIÓN
Como se dijo en el Capítulo 1. El control de la línea de gas es ON-OFF y es
accionada por una válvula neumática que actúa de acuerdo a la
139
comparación entre el set point de presión y ¡a presión en el tanque. Como
se puede observar en los gráficos de las Figuras 4.2; 4.4; 4.6, 4.8 y 4.10 el
valor de set point de presión es cercano a 30PSÍ por arriba y por debajo de
esta cantidad. La experiencia de los operadores hace que el set point varíe
de un operador a otro y de acuerdo al pozo que va a entrar en prueba, pero
dicha variación como se dijo es mínima lo que hace que la presión en el
tanque sea alrededor de los 30PSI ya mencionados. Estas pequeñas
variaciones en el set point de presión ayudan a que el separador no se
inunde ya que se hace un colchón de gas en la parte superior que impide
que el flujo líquido suba a la línea de flujo gaseoso.
4.3 LA IMPORTANCIA DEL DRENADO EN LA TOMA DE
DATOS DE LA LINEA GASEOSA
La adquisición de datos de la línea gaseosa es sensible al error por parte
del instrumento debido a la acumulación de gas en la cámara en la cual se
mide la presión diferencial.
El error se nota cuando un pozo con gran cantidad de gas es sometido a
prueba y después de la misma entra un pozo con baja producción de gas.
Si y solo si el instrumento es drenado después de un flujo grande se puede
considerar la prueba de o de los pozos de baja producción como válida.
Este criterio es muy importante a tal punto que si se escoge el pozo de más
baja producción se puede tener una prueba en la cual el flujo
aparentemente sea cero.
A continuación se ilustra gráficamente este criterio. La prueba fue hecha al
mismo pozo con el instrumento drenado y sin drenar.
Las Figuras 4.11 y 4.12 muestran la diferencia que existe entre dos
pruebas del mismo pozo con el instrumento drenado y no drenado.
140
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Figura 4.12 Prueba del POZO 4 con el instrumento sin drenar
141
4.4 COMPARACIÓN DE RESULTADOS Y ANÁLISIS DE
ERRORES
Por razones propias a la empresa los datos han sido modificados sin alterar
la funcionabilidad del Sistema de Adquisición de Datos, de tal manera que
los resultados sean coherentes en el supuesto que fueran reales.
La Tabla 4,1 indica los valores obtenidos por el Sistema de Adquisición de
Datos y la lectura del operador.
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Average Gas Flow
Rate(MSCF) 162 57
IpNSMITTER ; - :
Average Flor
Pressure(PSI)
Average Flow
Temperature(F)I?'' »
Average Gas'iRressure(PSl)
Average Gas
T[emperature(F)i!
28
181
28
181
27,96
195,36
27,55
183,23
400 110
37
177
37
177
32315
204,75
31,68
201,06
396 157 320 132 160 8
^ . -'"V
30
140
30
140
28,4
141,9
28,05
136,29
31
140
31
140
30,61
135,2
30,16
130,27
30
147
30
147
30,88
159,52
30,43
143,79
Tabla 4.1 Muestra los valores más importantes del sistema de adquisición de datos manual con el automático
142
La fórmula usada para el cálculo de errores es:
Valor Real -Valor MedidoValor Real
^nnxLOO
Donde el valor real es el obtenido por lo operadores y el valor medido es el
obtenido por el programa.
La Tabla 4.2 muestra los análisis de errores del sistema de adquisición de
datos.
Pozo 1
Volumeflow rate
Gas flow rate
Operador
4128
162
Programa
3988
57
Error (%)
3,39
64,81
Pozo 2
Volume flow rate
Gas flow rate
Operador
7032
400
Programa
6720
110
Error (%)
4,43
72,5
Pozo 3
Volumeflow rate
Gas flow rate
Operador
2856
396
Programa
2581
157
Error (%)
9,62
60,35
Pozo 4
Volumeflow rate
Gas flow rate
Operador
2420
320
Programa
2551
132
Error (%)
-5,41
58,75
Pozo 5
Volurne flow rate
Gas flow rate
Operador
1296
160
Programa
1216
8
Error (%)
6,17
95
Tabla 4.2 Ilustra el análisis de errores de la línea de flujo líquido
El primer paso para el análisis de errores consiste en separar los
resultados de acuerdo a su procedencia; es decir, si son de la línea de
flujo líquido (Gross) ó la línea de flujo gaseoso.
143
4.4.1 ANÁLISIS DE ERRORES DE LA LÍNEA DE FLUJO LÍQUIDO
La Tabla 4.3 ¡lustra el error que existe por cada pozo
POZO
POZO 1
POZO 2
POZOS
POZO 4
POZOS
Error Flujo
líquido (%)
3.39
4.43
9.62
-5,41
6.17
Error | Flujo
líquido (%)
3.39
4.43
9.62
5.41
6.17Tabla 4.3 Errores relativos y errores absolutos en la línea de flujo líquido
Como se puede observar, el error más significativo es de 9.62% y el
menos significativo es de 3.39%. Redondeando los valores se puede
decir que el sistema tiene un rango de error entre [3% - 10%], el mismo
que es aceptable para la empresa ya que los datos que han sido
tomados como referencia; es decir, los de los operadores, por simple
inspección son más proclives a errores por el procedimiento empleado
para adquirirlos.
Otro punto que hay que aclarar es que el sistema en cuatro de las cinco
pruebas mide menos cantidad de flujo líquido (gross) que el método
manual. Con esto lo que se trata de decir que ambos sistemas sirven
para una proyección y que al momento de compararlos, con lo que en
realidad se produce y deposita en los tanques de almacenamiento, el
sistema de adquisición de datos automático es más preciso que el
manual.
No se puede mostrar comparaciones en función del contenido de los
tanques ya que, como se dijo, en un principio los datos fueron
modificados para proteger información confidencial de la empresa.
El hecho que en el presente trabajo no se muestren las comparaciones
en función del contenido de los tanques no quiere decir que dichas
pruebas no se las hayan realizado. Lo único que se puede publicar es la
tabla de errores de los dos sistemas en comparación con los obtenidos
en el tanque.
Error Absoluto (%)
Tanque vs Sistema manual
7.89
Error Absoluto (%)
Tanque vs Sistema automático
5.45Tabla 4.4 Comparación entre el sistema manual y automático vs la producción real
Como se puede observar el sistema de adquisición de datos automático
redujo el error en un 2.44% que en la industria petrolera puede significar
una cantidad importante.
4.4.2 ANÁLISIS BE ERRORES DE LA LÍNEA DE FLUJO GASEOSO
POZO
POZO1
POZO 2
POZOS
POZO 4
POZO 5
Error Flujo
gaseoso (%)
64,81
72,5
60,35
58,75
95
Tabla 4.5 Errores en la línea de flujo gaseoso
Corno se puede ver los resultados en la línea de gas son muy diferentes a los
esperados y el rango de error está entre [58,75% - 95%]. Esto se debe a
diferentes razones y la principal es la insensibilidad del instrumento a
pequeñas variaciones de presión diferencial.
La primera idea fue realizar un sistema de adquisición de datos en el cual la
placa orificio sea estandarizada, es decir que con la misma placa se corran
pruebas a todos los pozos. Pero por los resultados obtenidos no fue aplicable
ya que no cumplieron con las expectativas de la empresa. En segunda
instancia se trató de hacer que el sistema responda a cambios de placa
orificio; es decir, que se configure el equipo transmisor de flujo gaseoso por
145
cada prueba que se corra. Esto tampoco fue aplicable ya que el registro
Modbus donde se configura la dimensión del orificio es una dirección solo de
lectura, no permite la escritura de valores.
La opción escogida fue la primera pese que la calibración del instrumento
medidor de flujo gaseoso no fue la adecuada. El contrato de pasantía con la
empresa expiró antes de poder realizar una calibración acertada y no fue
renovado porque no se justificaba el ingreso a la Estación Limoncocha para
realizar un trabajo que el personal de la empresa ya lo podía realizar. Pero el
sistema de adquisición de datos estaba terminado y cumplía su propósito que
era el de adquirir datos, graficar en tiempo real las principales variables y
generar reportes y de aquí la decisión de escoger esta opción. Cabe señalar
que el error de la línea de flujo gaseoso debería disminuir si se calibra el
instrumento adecuadamente.
146
4.5 REPORTES
Una vez realizada la prueba, los gráficos, las proyecciones y otros datos
importantes debían ser almacenados en archivos que puedan ser entendibles
por el lector. Los resultados son guardados en un conjunto de carpetas que
son generadas automáticamente de acuerdo al año y mes que esté en curso,
si la carpeta ya ha sido creada solo se agrega los resultados de la prueba. Por
defecto el archivo tiene como nombre al del pozo más la fecha en que se hizo
la prueba. Este nombre puede ser cambiado a voluntad por el operador. El
archivo en el cual se presentan los resultados calculados es de texto con
extensión .TXT. Además se almacenan dos archivos de imagen con extensión
.BMP en los cuales están los dos gráficos principales que son Flujo Líquido y
Flujo Gaseoso.
Las Figuras 4.13 y 4.14 ilustran los archivos de imagen con los gráficos de
flujo líquido y gaseoso que se muestran como parte de los reportes.
POZO 1 DilFIemIBPD] 2004/09/11 09:40:31 - 20D4/09/11 11:30:31
45874128
36703211
275222931835
1376
917459
^
TOS? VÜ3Q
Figura 4.13 Formato de imagen de como se almacena el gráfico de flujo líquido para los reportes
PQ20 1 Gas Flow IMSCFD] 2ÜD4/03/11 09:40:31 -2004/09^11 11:30:31
11911079684726048362412COMO 1K02 10:13 10.'24
Figura 4.13 Formato de imagen de como se almacena el gráfico de flujo gaseoso para los reportes
Para el archivo de texto en el cual se presentan los reportes de las pruebas
realizadas a los pozos se listan a continuación los principales ítems:
147
Encabezado
Well ñame
WelITestStarted
Well Test Finished
Operator
Accumulated GROSS Rate
Accumulated OIL Rate
Accumulated WATER Rate
Average GAS Rate
BS&W
Average Flow {Temperature
& Pressure)
Average Gas (Temperature
& Pressure)
Nombre de la Empresa
Nombre de la Estación
Prueba de pozos
Nombre del Pozo
Comienzo de prueba
Finalización de prueba
Operador
Tasa de cambio del Flujo
Líquido con respecto al tiempo
en días
Tasa de cambio del Petróleo
con respecto al tiempo en días
Tasa de cambio del Agua con
respecto al tiempo en días
Tasa de cambio del Gas con
respecto al tiempo en días
Corte de agua
Valor promedio de
temperatura y presión en la
línea de flujo liquido
Valor promedio de
temperatura y presión en la
línea de flujo gaseoso
Pozo N
Fecha y hora de inicio
Fecha y hora de finalización
Administrador o usuario
Valor máximo posible el de la
capacidad de la bomba
Valor máximo posible depende del
BS&W de cada Pozo
Valor máximo posible depende del
BS&W de cada Pozo
El valor depende del nivel de
producción de Gas de cada Pozo
El valor depende de la cantidad de
agua que exista en una muestra de
Flujo Líquido. Este dato es la
constante que solo el administrador
ingresa cuando se genera el pozo.
Puede ser cambiada si se requiere.
Depende de cada pozo
Depende de cada pozo
Tabla 4.6 Explicación de los ítems principales del formato usado para los reportes de las pruebas
A continuación se presentan los reportes de las pruebas realizadas a los pozos
en eí formato original.
148
POZO 1[2004-09-11][12h 13m 15s] OK
OCCIDENTAL EXPLORATION & PRODUCTION COMPANYLIMONCOCHA STATION
WELL TEST
-GENERAL INFORMATION-
Well ñame : POZO 1Well Test Started : 9/11/2004 9:40:31 AMWell Test Firrished : 9/11/2004 11:30:31 AMWell Test Duration : llOrrriñutesParameter File : C:\Documents andSettings\user\Desktop\Tesis\visual_Basic_Project7\Ol[2004-09-ll][12h 13m ISs] OK.txtOperator : Administrador
-WELL TEST RESULTS-
-ACTUAL CONDITIONS-
GROSSStarted Accumulated Volume = 263115 BBSFinished Accumulated Volume = 263419 BBSAccumulated Volume Total = 304 BBSAccumulated GROSS Rate = 3988 BPD
OILStarted Accumulated Volume = 171024 BBSFinished Accumulated volume = 171222 BBSAccumulated volume Total = 197 BBSAccumulated OIL Rate = 2592 BPD
WATERAccumulated WATER Rate = 1395 BPD
GASAverage GAS Rate = 57 MSCFD
CONSTANTS, PARAMETERS & OTHER VARIABLES
Flow Rate Meter Factor = 1.004
BS&W = 3 5 %
Average Flow Pressure = 27.96325 PSIAverage Flow Temperature = 195.3645 F
Average Gas Pressure = 27.55 PSIAverage Gas Temperature = 183.23 F
Página 1
POZO 2[2004-09-11][14h 51m 09s]
OCCIDENTAL EXPLORATION & PRODUCTION COMPANYLIMONCOCHA STATION
WELL TEST
-GENERAL INFORMATION-
We]l ñamewell Testwell TestWell TestPárameter
StartedFinishedDurationFile
POZO 29/11/20049/11/2004
llOnn" ñutesC:\Documents
1:00:552:50:55
and
PMPM
Settings\user\Desktop\Tesis\vnsual_Basic_Project7\O2[2004-09-11][14h 51m 09s].txtope rato r Admi m' st rado r
-WELL TEST RESULTS-
-ACTUAL CONDITIONS-
GROSSStarted Accumulated volume = 263767 BBSFinished Accumulated volume = 264281 BBSAccumulated volume Total = 513 BBSAccumulated GROSS Rate = 6720 BPD
OILStarted Accumulated volume = 44840 BBSFirnshed Accumulated volume = 44927 BBSAccumulated volume Total = 87 BBSAccumulated OIL Rate = 1142 BPD
WATERAccumulated WATER Rate
GASAverage GAS Rate
5578
110
CONSTANTS, PARAMETERS & OTHER VARIABLES
BPD
MSCFD
Flow Rate Meter Factor
BS&W
Average Flow PressureAverage Flow Temperature
Average Gas PressureAverage Gas Temperature
1.004
83
32.1552204.7531
31.68201.06
PSIF
PSIF
Página 1
POZO 3[2004-09-11][17h 18m 13s]
OCCIDENTAL EXPLORATION & PRODUCTION COMPANYLIMONCOCHA STATION
WELL TEST
-GENERAL INFORMATION-
well ñame : POZO 3Well Test Started : 9/11/2004 3:12:13 PMWell Test Finished : 9/11/2004 5:02:13 PMWell Test Duration : llOmiñutesPárameter File : c:\Documents andSettings\user\Desktop\Tesis\visual_Basic_Project7\O3[2004-09-11][17h 18m 13s].txtOperator : Administrador
-WELL TEST RESULTS-
-ACTUAL CONDITIONS-
GROSSStarted Accumulated volume = 264372 BBSFinished Accumulated volume = 264569 BBSAccumulated volume Total = 197 BBSAccumulated GROSS Rate = 2581 BPD
oí LStarted Accumulated volume = 97817 BBSFinished Accumulated volume = 97890 BBSAccumulated volume Total = 72 BBSAccumulated OIL Rate = 955 BPD
WATERAccumulated WATER Rate = 1626 BPD
GASAverage GAS Rate = 157 MSCFD
CONSTANTS, PARAMETERS & OTHER VARIABLES
Flow Rate Meter Factor = 1.004
BS&W 63 %
Average Flow Pressure = 28.47075 PSIAverage Flow Temperature = 141.9145 F
Average Gas Pressure = 28.05 PSIAverage Gas Temperature = 136.29 F
Página 1
POZO 4[2004-09-12][19h 15m 33s]
OCCIDENTAL EXPLORATION & PRODUCTION COMPANYUIMONCOCHA STATION
WELL TEST
wel1 ñameWell Test StartedWell Test FinishedWell Test DurationPárameter File
-GENERAL INFORMATION-
POZO 49/12/2004 4:55:04 PM9/12/2004 6:45:04 PM
llOmiñutesC:\Documents and
Settings\user\Desktop\Tesis\visua~!_Basic_Project7\O4[2004~09-12][19h 15m 33sJ.txtOpe rato r Admi nist rado r
-WELL TEST RESULTS-
-ACTUAL CONDITIONS-
GROSSStarted Accumulated volume = 269330 BBSFim'shed Accumulated Volume = 269525 BBSAccumulated volume Total = 194 BBSAccumulated GROSS Rate = 2551 BPD
Oí LStarted Accumulated volume = 137358 BBSFinished Accumulated volume = 137457 BBSAccumulated volume Total = 99 BBSAccumulated OIL Rate = 1301 BPD
WATERAccumulated WATER Rate = 1250 BPD
GASAverage GAS Rate = 132 MSCFD
CONSTANTS, PARAMETERS & OTHER VARIABLES
Flow Rate Meter Factor = 1.004
BS&W = 4 9 %
Average Flow Pressure = 30.6124 PSIAverage Flow Temperature = 135.2063 F
Average Gas Pressure = 30.16 PSIAverage Gas Temperature = 130,27 F
página 1
POZO 5[2004-09-12][16h 21m 45s]
OCCIDENTAL EXPLORATION & PRODUCTION COMPANYLIMONCOCHA STATION
WELL TEST
-GENERAL INFORMATION-
Well ñame : POZO 5Well Test Started : 9/12/2004 2:28:44 PMWell Test Finished : 9/12/2004 4:18:44 PMwell Test Duran'on : llOmiñutesParameter File : c:\Documents andSettings\user\Desktop\Tesis\visual_Basic_Project7\O5[2004-09-12][16h 21m 45s].txtOperator : Administrador
-WELL TEST RESULTS-
-ACTUAL CONDITIONS-
GROS5Started Accumulated volume = 269195 BBSFinished Accumulated volume = 269288 BBSAccumulated volume Total = 92 BBSAccumulated GROSS Rate = 1216 BPD
01LStarted Accumulated volume = 169592 BBSFinished Accumulated volume = 169651 BBSAccumulated volume Total = 58 BBSAccumulated OIL Rate = 766 BPD
WATERAccumulated WATER Rate
GASAverage GAS Rate
= 450
= 8
CONSTANTE, PARAMETERS & OTHER VARIABLES
BPD
MSCFD
Flow Rate Meter Factor
BS&W
Average Flow PressureAverage Flow Temperature
Average Gas PressureAverage Gas Temperature
1.004
37
30.88645159,5218
30.43143.79
PSIF
PSIF
Página 1
CAPITULO 5
CONCLUSIONES YRECOMENDACIONES
CAPITULO 5
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
Las presentes conclusiones se derivan tanto del marco teórico que involucra la
separación de fases de la mezcla de petróleo, agua, gas y sedimentos así
como de la experiencia adquirida en el desarrollo tanto escrito como práctico de
este trabajo, el mismo que ha sido descrito en anteriores capítulos.
5.1 CONCLUSIONES
S El error en la comparación de la cantidad de petróleo de proyección con
la que en realidad existe en los tanques de almacenamiento para el
bombeo fue la principal causa para el desarrollo del nuevo sistema. Esta
tarea es muy empleada en la industria petrolera por razones de auditoría.
S El sistema antiguo dependía dei operador para la adquisición de datos,
de lo que se puede concluir que era propenso a errores de tipo humano.
S La pruebas que se realizan a los pozos sirven para proyectar la
producción diaria y mensual de cada uno, lo que permite concluir la
importancia de predecir correctamente la producción de la "Estación
Limoncocha" por día y por mes.
S El nuevo sistema de adquisición de datos del separador de pruebas de
la "Estación Limoncocha" cumple con las exigencias de la empresa en
cuanto a su línea de flujo líquido.
S Para la línea de FLUJO LIQUIDO. Los resultados son cercanos a los
que el operador calcula. Como referencia se tiene que las proyecciones
realizadas manualmente fallan en un 7.89% de lo que existe en realidad
en el tanque. Con el nuevo sistema se reduce dicho error a menos de
5.45%; es decir, que se redujo el error en un 2.44%. Por lo
155
anteriormente expuesto la línea de flujo líquido está dentro de los
resultados esperados.
La inestabilidad del FLUJO DE GAS existentes en el separador se debe
a razones importantes que se explican a continuación: Primeramente el
control de la válvula que da paso al flujo y que está ubicada después de
la placa orificio es oscilante hasta tal punto que se puede comportar
como un control ON-OFF. Segundo, la insensibilidad del instrumento
ante variaciones pequeñas de presión diferencial. Tercero, la
temperatura implica cambios en el comportamiento del tanque. No es lo
mismo realizar la prueba de un mismo pozo en el día que en la noche y
peor aun cuando llueve o es un día soleado.
El rango en que oscila el error en la línea de gas está entre [58.75%-
95%]. De lo que se concluye que, el transmisor inteligente de gas difiere
del registrador BARTON significativamente. Esto implica entrar en
polémica ya que el primero es de última tecnología y se supone que
para su diseño y comercialización fue aceptado como un medidor que
cumple ciertas normas. Mientras que para el segundo, el hecho de
trabajar de manera mecánica supone que algún elemento puede estar
dañado o descalibrado por el desgaste que tienen sus componentes
mecánicos. Pero dentro de las leyes ecuatorianas, que normalizan y
regulan la medición de gas natural, se toma como único medidor
aceptado al registrador BARTON, lo que implica que los resultados del
transmisor inteligente de flujo gaseoso son errados y no pueden ser
aceptados como válidos para hacer proyecciones en la industria
petrolera.
No obstante el sistema realiza su función que es la de adquirir datos,
calcular proyecciones y generar reportes; y, si el transmisor de gas tiene
problemas se debe considerar la posibilidad que solo se trate de una
falla de calibración. Además, por las leyes ecuatorianas el gas natural
que se extrae de los pozos petroleros es del Estado por lo que la
empresa se limita a medir sin mucho afán con el registrador BARTON y
156
enfoca los resultados de este proyecto a la producción de petróleo, de lo
que se concluye que el proyecto es aplicable y de gran utilidad para la
empresa.
SISTEMA ANTIGUO
•S El procedimiento de medición de gas del operador difiere a lo planteado
en el proyecto. A continuación se presenta como los operadores
calculan el flujo de gas.
vtf^'*?.
7 A • ' - - /'f/ '/ /•/ / . / s
/ ', / //PurítoortiasaliQ 6• / A'/ xPiésjón Estatica^S
/ Punió .jilas b1»,» ,5/ /' / / • •
V
.tapj» es tomado
»,or el operado ir-,.- \» Jio'-es
Se /estima; i("iié / la / / ¿//.. pTesíon d-ilerencjai .esta; (' ' • ,-.
•- esta* Conclusión -' por ; i 'i <j'.- ;, I t - .*! f ' -.J ' Hr> ' cr-sinip, Je inspección en la -t , . . - / - .
;, cartíila'i del \; ', \.
énlajptor elójieradoi;
Figura 5.1 Explicación de cómo se realiza el cálculo de flujo gaseoso por parte de los operadores.
$ = Flujo = K}>020 X PD X PE
Ecuación 5.1 Fórmula aplicada por los operadores para el cálculo de flujo gaseoso
Como problemas se tienen la imprecisión al momento de adquirir los
datos de presión diferencial, presión estática y la eliminación de datos a
criterio del operador.
Las placas que se tienen actualmente fueron diseñadas para los pozos
que en ese momento estaban en producción, es decir que para cada
157
pozo nuevo se debe estudiar la posibilidad de usar las placas anteriores
o crear una nueva placa.
S La constante que usa este método es otra causa de error ya que
depende de la placa usada y de las características del pozo. Para dos
pozos que usan la misma placa las constantes pueden ser diferentes,
esto se debe a la composición del gas, pero en caso que se explote un
pozo nuevo y use dicha placa ¿Cuál de las dos constantes se escoge?
Este es el otro cuestionamiento que tiene el sistema antiguo.
SISTEMA ACTUAL
S Como se explicó anteriormente, un gran problema es la precisión del
equipo al contar el flujo de gas. Por lo que se procedió a realizar el
análisis por medio del promedio de la variable "gas flow rate".
s No se puede configurar el dato del tamaño de la "Placa Orifico" vía
modbus para el equipo, ya que este es un registro de lectura y no de
escritura. De acuerdo a esto se trató de estandarizar una placa orificio
que cumpla con las expectativas y la elección recayó en la placa más
grande para evitar alta presión en el tanque. El resultado es bueno para
pozos que tienen un flujo grande pero para pozos de flujo bajo, el sensor
en si no capta la presión diferencial; y por ende el gas flow rate es cero
en algunos casos.
s Si se desea cambiar la placa orifico para que ei sensor funcione mejor,
el problema en que se encuentra el operador es que para cada cambio
de placa, debería configurar el equipo. Lo cual no es aplicable,
s Si se escogía una placa intermedia o menor se corría el riesgo que la
presión en el separador sea mayor a la presión de cabeza de pozo y por
ende se podía apagar.
s Con referencia al drenado. Se pudo observar que cada vez que un pozo
con gran flujo de gas terminaba su prueba, el transmisor quedaba
158
presurizado y si un pozo de poco flujo de gas entraba a prueba, tiempo
después y dependiendo de en que cámara exista más presión (alta o
baja) a veces contaba más de lo normal o; caso contrario, el valor que
mostraba de gas flow rate era cero, ya que el equipo por medio de su
propiedad de eliminar flujo negativo llamada "CUT OFF" restringía
presiones diferenciales negativas.
En cuanto a la cromatografía. Los datos ingresados al transmisor de flujo
gaseoso fueron el resultado de la mezcla de los gases de los distintos
pozos en los separadores de producción. Vía software (registros modbus)
se pueden configurar dichos valores, pero, en la realidad, estos no
afectaban mucho entre pozo y pozo ya que son pozos de similares
características.
Para el análisis de la línea de gas se necesita trabajar en mejores
condiciones ya que el medidor actualmente usado "BARTON" de igual
forma entrega valores que no son tan confiables. Como conclusión se
determinó que esto se debe al tiempo de vida útil del mismo, problemas
en la calibración y constantes que, sin dudar de su procedencia, no son
aplicables para nuevos pozos si no se hace el análisis respectivo.
Se pudo observar que la calibración del equipo medidor de flujo gaseoso
mecánico "Registrador BARTON", realizada en el taller de
instrumentación, es buena, pero, el momento de realizar las pruebas en
el separador este equipo de medición no respondía bien. De las pruebas
realizadas se puede concluir que al momento de transportarlo e
instalarlo se descaíibra lo cual es un problema muy común.
5.2 RECOMENDACIONES
Varias son las recomendaciones que se pueden desprender de la
experiencia alcanzada durante el desarrollo de este trabajo.
159
Estas recomendaciones van desde el punto de vista logístico hasta el
eminentemente técnico.
LES[EA DE FLUJO LIQUIDO
•S En cuanto a la línea de flujo líquido solo se debe recomendar que el
factor de corrección que se anexa no sea usado para completar flujo
faltante sino para ajustar finamente el valor.
LINEA DE FLUJO GASEOSO
V Para eliminar el error del método del contador de flujo gaseoso que se
tiene se recomienda realizar un procedimiento similar al del flujo líquido.
Normalmente se plantean límites en el tiempo de prueba; es decir, del
test que dura entre 4 a 12 horas generalmente se toma un valor inicial
de flujo acumulado el momento de comenzar la prueba y el mismo dato
al finalizar, con esto se proyecta a días la diferencia positiva de estos
dos valores. La nueva idea es mantener en este caso el valor acumulado
fijo y el tiempo variable, en otras palabras ¿Cuánto tiempo se demora en
incrementar en una unidad o más el valor acumulado? y con eso hacer
una proyección en días. El problema de este método es que si se lo
hace manualmente debería un operador estar pendiente del cambio de
unidad del valor acumulado y tomar ese tiempo. Vía software este
trabajo es sencillo ya que se puede arrancar un TIMER que cuente el
tiempo que demora en cambiar una unidad. No se hizo esto: por razones
de sensibilidad del instrumento, por la placa con la que se estaba
haciendo las pruebas y por el tiempo dei DEMO del OPC Server usado;
a veces en las dos horas que duraba el DEMO dicho valor no
incrementaba.
^ Finalmente se recomienda tratar de estabilizar el gas ya sea mejorando
el control de la válvula de salida de gas del separador o si se quieren
mejores resultados comprimir el gas y de ahí poder realizar mejores
proyecciones.
160
EL SISTEMA WTS
El sistema WTS es un sistema de monitoreo que da importante
información para Occidental por lo que debe ser utilizado en ,un
ambiente adecuado con un computador que tenga tareas específicas y
en ningún momento para realizar trabajos ajenos a su función y peor aún,
como elemento de distracción como por ejemplo los juegos.
La realización de esta tesis fue una gran experiencia que ayudó a
desarrollar criterios aún no explotados y por la gran cantidad de posibles
soluciones encontradas, se recomienda que se desarrollen más
proyectos enfocados a este tipo de proceso.
161
BIBLIOGRAFÍA
BIBLIOGRAFÍA
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SIERRA, Francisco Javier. Alfaomega-Ra-ma. México.2000
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Alfaomega. México.1995
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5. APPLIED INSTRUMENTARON IN THE PROCESS INDUSTRIES. W.G.
Andrew, H.B. Williams. Second Edition. Volume 1, A. Survey
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Válvulas Especializadas. Technical Publishing, 1982
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McDonald Alan T. Segunda Edición. McGraw-HilI. México.1989
8. TECNOLOGÍA DEL PETRÓLEO. DOUGLAS M. CONSIDINI, P.E.
Publicaciones Marcombo S.A. 1988
9. GLOSARY OF THE PETROLEUM INDUSTRY. Second edition. Penn
Weli Books. Compilado por el equipo editorial de PETRÓLEO
INTERNACIONAL 1982.
10. PETRÓLEO. Aspectos y operaciones de la industria Petrolera descritos
con fines docentes. Guillermo José Salas.
REFERENCIAS WORLD WIDE WEB
http://www.natcogroup.com
http://www.gas-trainmg.corn/Articulos/medicion.htm
http://www.dynamicflowcompnters.com
http://www.emersonprocess.com/micromotion
ANEXO A
CONFIGURACIÓN DELTRANSMISOR RFT-9739 MICRO
MOTION DE EMERSON
DO(D
3*
Golling Started-conf/rn/ed
2.3 Switch settings Swiíches 1 through 10 on the electronics module control the followingtransmitter functions:• Baud rate• Stop bits and parity• Data bits, communication protocol, and physical layer• mA outputs• Zeroing meíhod• Wríte-protection of transmitter configuration
Switches 1 through 10 are íllusírated in Figure 2-2, and described in thefollowing sections. Normally, swiích settings do not require adjustment.
OJ(D
CQ
Security modes Switches 1, 2, and 3 are security switches, which enable the usertodisable flowmeterzeroing, disable resetting of totalizers, and write-protect all configuration and calíbration parameters.
Switch settings enable any of eíght possible security modes. Differentmodes determine which functions are disabled and whetherconfiguration and calibration parameters are write-protected. Thefollowing functions can be disabled:• Flowmeterzeroing using digital Communications• Flowmeterzeroing using the zero button and, if the íransmitter has a
display, the Scroll and Reset knobs• Toíalizer reset, with flow, using digital Communications• Totalizer reset, with flow, using the Scroll and Reset knobs, if thetransmitter has a display
• Totalizer control, with zero flow, using digital Communications• Totalizer control, with zero flow, using the Scroll and Reset knobs, if thetransmitter has a display
• Ability to change configuration or calibration factors
Table 2-1 lists trie parameters íhat are write-protected and functions thatare disabled for each security mode. Security modes 1 through 7 areenterad immediately when switches 1 through 3 are set.
For inforrnation about securiíy mode 8, see pages 6 through 8.
O
Figure 2-2. Switches
OFFOFFOFF
STD COM
4-20
4-20
DWNSCLOPÉRATE
Id]2 di31 14IZZ!51 1
6d]7 disd9 di10dl
SEGURE 1SEGURE 2SEGURE 3
USER DEF
0-20 PR10-20 SECUPSCALECONFIG
Switches 1 through 10 at leftare shown in the OFF position.
S1
RFT9739 Field-Mount Transmitter instruction Manual
Getting Started continuad
Table 2-1. Security modes
Switch settings
Switch 1Switch 2Switch 3
Mode1
OFFOFFOFF
Mode2
OFFOFFON
Mode3
OFFONOFF
Mode4
OFFONON
Mode5
ONOFFOFF
Mode6
ONOFFON
Mode7
ONONOFF
Mode8*
ONONON
Function/ Performed Mode Mode Mode Mode Mode Mode Mode Modeparameter with 1 2 3 4 5 6 7 8
Flowmeter Zero button orzeroing Reset knob
HART orModbus
Totalizer Scroll andcontrol, Reset knobs
nüfluw HARTorModbus
Totalizar Scroll andcontrol, Reset knobswaiinow HARTor
Modbus
Confíguraüon andcalibration parameters
Disabled
Disabled
Disabled
Disabled
Disabled
Disabled
Disabled
Disabled
Write-p rotéete d
Disabled
Disabled
Disabled
Disabled
Disabled
Write-protected
Disabled
Disabled
Disabled
Disabled
Disabled
Disabled
Write-protected
Disabled
Disabled
Disabled
Disabled
Write-protected
Disabled
Disabled
Disabled
Disabled
Wríte-proíected
Disabled
Disabled
Disabled
Disabled
Write-protected
'Changing the settings ofswitches 7, 2,security mode 8, see pages 6 through
and 3 does not immediately implement securíty mode 8. For more ¡nformatíon about8.
Security mode 8 When transmitter security is set for mode 8, the íransmitter meetssecurity requirements for custody transfer described ¡n National Insíituteof Standards and Technology (N1ST) Handbook 44.
Once the transmitter is configurad for security mode 8, the securiíymode cannot be changed unless a masíer reset ¡s performed. A masterreset causes all configuraron parameters ío return to their defaultvalúes, and requíres complete characterization and reconfigurationofthe transmitter.
If íhe user attempts to enter a new security mode or change thetransmitter configuraíion after entering security mode 8:• Internal totalizers stop counting• The frequency/pulse output goes to O Hz• mA outputs go to 4 mA• The optional display reads, "SECURITY BREACH; SENSOR OK"• Custody transfer event registers record changes made to definedconfiguration and calibration parameters. (For a listoftheseparameters, see Table 6-2, page 56.)
The security breach continúes, and totalizers and outputs remaíninactive, until the íransmitter is reconfigured for security mode 8, or untila master reset has been performed. Custody transfer event registers arenot affected by a master reset.• For information about event registers, see Section 6.3, page 56.• To perform a master reset, see instrucíions in Section 7.7, page 74.
RFT9739 Field-Mount Transmitter Instruction Manual
Getting Started continuad
CD(D
sr
Miliiamp output trim, milliamp output test, and frequency/pulse outputtest procedures cannot be performed after security mode 8 is entered.Befare enteríng security mode 8, perform milliamp trim and/or testprocedures, ífnecessary, as describedin anyofthefollowing manuals or¡n AMS on-line help:• Using the HART Communicator with Micro Motion Transmitters• Usíng ProLink Software with Micro Motion Transmitters• Using Modbus Proíocol with Micro Motion Transmitters
To enter security mode 8:1. Note íhe positíon of switch 5.2. Set switch 10 to the ON position. The diagnostic LED on the
transmitter electronics module flashes on 3 times and pauses, whích¡ndicates the transmitter ¡s in the configuraííon mode. ; .
3. Set switches 1, 2, and 3 to the ON position. , _4. Set switches 4, 5, and 6 to the OFF position. - °5. Lócate the ZERO button on the transmitter electronics module. : g,6. Press and hold the ZERO button for five seconds. The diagnostic LED ; ¿
will remain on for two to three seconds to indícate security mode 8 :
has been entered.7. Reset switch 5 to the desired position (as noted ¡n Step 1).8. Reset switch 10 to the OFF (OPÉRATE) position. The diagnostic LED
flashes on once per second (25% on, 75% off), which indicates the -gtransmitter is in the normal operating mode. g> §
9. Leave switches 1, 2, and 3 in the ON position to remain in security 5? 7mode 8. S £
<-a-•"E.
To verífy the transmitter is in security mode 8: 5'^• If the transmitter has a display, use the Scroll knob to scroll íhrough i.
process variable screens to event register screens. If event registerscreens appear, the transmitter is in security mode 8. For moreinformation about using the Scroll knob and transmitter display, seeSection 6.2, page 51.
• If the transmitter does not have a display: =1. Configure the transmitter. "c2. Wait until the diagnostic LED blinks ON once per second. 53. Move switch 1, 2, or 3 to the OFF position. |-4. If the diagnostic LED blinks ON 4 times per second, the transmitter ^
is in security mode 8.
o
RFT9739 Field-Mounl Transmitter Instruction Manual
Transmitter Mounting
3.1 General guidelinesfransmiterf 9U¡de'ineS ¡nSta"in9 neld-™unt RFT9739
Lócate the transmitter where it ¡s accessible for service and calibration
1 the transmitter ¡n a iocatí°n '' ÍSS feef• Lócate the transmitter where íhe ambient temperaíure remainsbetween-22 and 131°F (-30 and 55°C). lf the transmitterhas adisplay, the display might become difficult to read below 14°F (-10°C)
• Mount the transmitter to a stable, fíat surface or instrument pole.• The cover of the transmitter housing requires 1 1 Vz inches (292 mm)clearance for removal. If íhe transmitter has a display, the coverrequires 133/16 ¡nches (335 mm) clearance.
The base of the transmitter has three %-inch NPT female conduitopenings (see Figure 3-1, next page), which must remain sealed tokeep the transmitter watertight.
A CAUTIONFailure to seal transmitter housing could cause ashort circuit, which would result in measurement errororflowmeter failure.
To avoid risk of condensaron orexcessive moistureentering íhe íransmitter housing, fully sea! all conduiiopenings when insíalling the transmitíer.
• Install conduit that allows a complete seal with íhe conduit openings.• lf possible, orient the transmitter with its conduit openings pointed
downward. lf this is not possible, seal the conduit to preventcondensation and other moisture from entering the housing.
• To comply wiíh CENELEC siandards for hazardous área ¡nstallations in
- Use cable glands or conduit fittings rated flameproof for EEx d IICáreas and ceríified by an auíhorized test station. Flameproof glandssupplied by Micro Motion meeíthese requirements.
- Conduit openings that are not used should be sealed with blankmgpiugs of type PLG 2.
- Forinstallation in a nonhazardous área, cable glands or conduitfittinqs that do not carry a flameproof rating are acceptable.
. lf the transmitter has a display, the display will be right-side-up only ,fthe transmitter is oriented with its conduit openings pointed downward.
o
RFT9739 Field-Mount TransmUter Instruction Manual11
Transmitíer Mounríng contínued
3L2 Mountíng to a wall Follow íhese guídeJines and refer ío Figure 3-1 ío mouní the íransm/ríerío a walí or oíher fíat, rígíd surface.• Use four 5/16-inch díameíer (or M8) bofís and nuís ío rnouní íheíransmííterío a wall oroíherflat, rígíd surface. Use boiís and nuts thatcan wiíhsíand íhe process envíronmení. Micro Mofíon does noí suppiybolís or nuís (such bolís and nuís are available as an optíon).
• To mínimize stress on the housíng, secure all fourmounting bolts ío íhesame sírucíure, whích should be fíat and should noí víbraíe ormoveexcessiveiy. Do not secure bolts ío sepárate gírders, beams, or walistuds, which can move independeníly.
¡Figure 3-1. RFT9739 dimensions
\Dimensions in
4X0
Optíonaldisplay
Sensor cablewiring conduit
2>í 5/l6"-l8U-boltfor2-¡nchpipe
Outputwinngconduit
power-supplywiring conduit
Transmitter Mounting continuad
3.3 Mounting to an ¡nstrumenípole
Follow these guidelines and refer to Figure 3-2 to mount the transmitterto an instrument pole:• Use two 5/16-inch U-bolts for2-Ínch pipe, and four matching nuts, to
mount the transmitter to a rigid instrument pole. Use U-bolts and nuísthat can withstand the process environment. Micro Motion does notsupply U-bolts or nuts.
• The instrument pole should extend at least 12 inches (305 mm) from arigid base, and be no more than 2 inches (50.8 mm) in diameter.
Figure 3-2. Instrument-poie maunting
Dímensions in '"c/jef(mm)
2-inch pipe
Output wiringconduit
2X 5/16M8U-bo!tfor 2-inch pipe
Power-supplywiring conduit
cr-oo
O
-aMi'*(D <
occr
RFT9739 Field-Mounl Transmitter ínstruction Manual 13
CECU
Power-Supply and Sensor Wiring continued
Figure 4-3.Power-supply wiringtermináis
Equipmentground
Power-supply conduit opening
Equipmentground
Transmítterpower rating85-250 VAC 50/60 Hz12-30 VDC
Terminallabels
L+
N-
Ü3ÍD
(Q
t&t r*—SW r* frí• -< =:: -r.
t¿ 2Vv>. or',V,a; ,
GroundingA WARNING
Failure to comply with requírements for intrinsicsafety in a hazardous área could result in anexplosión.
• The íransmiíter must be properly grounded.• Follow ihe insíructions below ío ground the íransmitíer.• For hazardous área installations in Europe, referió
standard EN 60079-14 ¡f national síandards do not apply.
To ensure propergrounding:• Ifthe installaíion mustcomply with UL, CSA, orSAA standards, refertothe instructions in one of the following Micro Motion documents:- UL-D-ÍS Installatton ¡nstructions- CSA-D-IS Instaüation Instructions- SAA-D-IS ¡nstaüation Instructíons
• In most installatíons, install groundíng as illustrated in Figure 4-4a(next page).
• For installations in Europe, and ío comply with CENELEC standards,install groundíng as iliustrated in Figure 4-4b (next page).
• To achieve potential equalization and comply with CENELECstandards for hazardous área installations in Europe, the RFT9739external ground terminal (see Figure 4-4b) should be connected to theappropriate ground termináis within the hazardous área, using apotential equalízíng line.
o
Occr
RFT9739 Field-Mount Transmítter ¡nstruction Manual 19
DO
OulputWiríng continuad
5-9 RS-485 multidrop network The RFT9739 can be configurad to communícate forany one of thefollowing options:• HART protocol overthe RS-485 standard• HART protocol overthe Bell 202 standard• Modbus protocol overthe RS-485 standard• Modbus protocol overthe RS-485 standard and HART protocol overthe Bell 202 standard
For Communications configuraron ínstructions, see "Communicationsettíngs," page 9. For Bell 202 network wiring, see Section 5,10,page 48.
Múltiple transmitters can particípate in an RS-485 multidrop network thatuses HART or Modbus protocol.• Under HART protocol, an almost unlímited number of transmitters can
particípate in the network. Each transmitter must have a unique tagñame. If polling addresses are used, up to 16 transmitters can haveunique poliing addresses from O to 15.
• Under Modbus protocol, up to 247 transmítters can particípate ¡n thenetwork. Each transmitter must have a unique polling address from1 to 247.
To connect the transmitter to an RS-485 network, use RFT9739termináis 27 and 26. Figure 5-22 shows how to connect one RFT9739or múltiple RFT9739 transmitters ío a host controller for RS-485 serialcommunication,• Install twisted-pair, shielded cable, consisting of 24 AWG (0.25 mm2) or
larger wire, between the RFT9739 and an RS-485 communicationdevice. Máximum cable [ength is 4000 feet (1200 meters).
• Some installations require a 120-ohm, 1/2-watt resistor at both ends ofthe network cable to reduce eléctrica! reflections.
For Information on communication protocol requirements for¡mplementing an RS-485 network, phone the Micro Motion CustomerService Department:• In the U.S.A., phone 1-800-522-6277, 24 hours• Outside the U.S.A., phone 303-530-8400, 24 hours• In Europe, phone +31 (0) 318 549 443• In Asia, phone 65-770-8155
03ÍD
EQ
O
£o.c
RFT9739 Field-Mount Transmitter Instruction Manual 47
Output Wlríng, continuad
Figure' 5-22. RS.-485 wiring
One RFT9T39 ara host controlle
idr
Host Acontroller B
¿See note Seenotei27
26RFT9739
Múltiple RFT9739s andn host controller
HOSt A
controller BíSee note
27 26
RFT9739
uSeenoieJ " RFT9739
27 26
RFT9739
For long-distance communication, or if noise from an external source interferes wiíh thesignal, install 120-ohm Vá-watt resistors across termináis of both end devices.
5.10 Bell 202 multidropnetwork
The RFT9739 can be configured to communicate forany one of thefollowing options:• HART protocol overthe RS-485 standard• HART protocol overthe Bell 202 standard• Modbus protocol over the RS-485 standard• Modbus protocol overthe RS-485 standard and HART proíocol overthe Bell 202 standard
For Communications configuraron ínstructions, see "Communicaíionsettings," page 9. For RS-485 network wiring, see Section 5.9, page 47.
Devices in a Bell 202 multidrop network communicate by sending andreceivíng signáis to and from one another. HART protocol supports up to15 transmitters in a Bell 202 multidrop network. The actual máximumnumber depends upon the type of transmitters, the method ofinstallation, and other external factors. Oiher Rosemount SMARTFAMILY íransmitíers can aíso particípate in a HART-compatible network.• A Bell 202 multidrop network uses twisted-pairwire, and allows only
digital communication. Digital communication requires a sample rate of2 to 31 seconds at 1200 baud.
• A HART Communicator or other HART-compatible control system cancommunicate with any device in the network overthe same 2-wire paír.
Using múltiple transmitters in a HART-compatible network requiresassigning a unique address from 1 to 15 io each transmítter.• Assigning an address of 1 to 15 to the transmitter causes the primary
mA ouíput to remain ai a constant 4 mA level.• The primary mA output must produce a 4-20 mA curreni for the Bell
202 physical layer. The Bell 202 layer will not work with the primary mAoutput configured as a 0-20 mA output when íhe current output isOmA.
48 RFT9739 Field-Mount Transmitter Insiruction Manual
Startup continued
Communication Switch 5 on the transmitter electronics module allows the userto selectconfiguration mode the standard communication configuration orestabüsh a user-defined
configuration. The communication configuration mode allows the user toconfigure the transmitter's digital output using the dispiay and the Scrolland Reset knobs.• If switch 5 is ¡n the USER DEFINED posltion (see Section 2,3,
page 5), enterthe communication configuration mode from anyprocess variable screen by rotating and holding the Scroll knob, thenrotating the Reset knob. In the communication configuration mode,"M1", "M2", or"M3" appears in the upperleft córner of the screen.
• For RFT9739 software versions 3.6 and later, ¡f switch 5 is in the STDCOMM position, an error message wiil be displayed if an attempt ¡smade to change the communication configuration using the RFT9739dispiay controls,
• Hardware switches can also be used for configuring the transmitter'sdigitai communication output. For more infbrmation about usinghardware switches, see Section 2.3, page 5.
M1 — Baud rateTo set íhe baud rate:
1. Roíate and reléase the Scroll knob to view each baud rate option.Choosefrom 1200, 2400, 4800, 9600, 19200, or 38400 baud.
2. Rotate and hold the Reset knob to seiect the displayed baud rate.Reléase the Reset knob when the dispiay stops flashing.
3. When the seiected baud rate flashes agaín, rotate and reléase theReset knob to move to the M2 screen.
M2 — S=Stop bits, P=ParityTo set the stop bits and parity:
1. Rotate and reléase the Scroli knob to view each stop bit (S) option.Choose 1 stop bit or 2 stop bits.
2. Roíate and hoid the Reset knob to select the displayed stop bit.Reléase the Reset knob when the dispiay stops flashing.
3. When the seiected stop bit flashes again, rotate and reléase theReset knob to move ío fhe parity (P) options.
4. Roíaíe and reléase íhe Scroll knob to view each pariíy (P) option.Choose from odd pariíy (O), even parity (E), or no parity (N). HARTprotocol requíres odd parity; Modbus protocoí requires odd parity,even parity, or no parity, depending on íhe host controller.
5. Rotate and hold the Reset knob to select the displayed parity.Reléase the Reset knob when the dispiay stops flashing.
6. When the selecíed parity flashes again, rotate the Reseí knob tomove to the M3 screen.
54 RFT9739 Fleld-Mount Transmitter Instructíon Manual
Troubíeshooting contínued
Foliow these general guidelines when troubíeshooting a Micro Motionflowmeter:• Before beginning the diagnostic process, become familiar with thisinstruction manual and with the instructíon manual forthe sensor.
• Whife troubíeshooting aprobiem, leave the sensor ¡n place, rf possible.Problems often nesultfrpm the specifíc enyironment tn Which thesensor operates.
• Cheok ají signáis under both flow and no-ffpw conditions. Thisprocedure will minimize the possibility of overlooking some causes orsymptoms.
7.2 Transmitter diagnostictools
In some situatíons, troubíeshooting requires use of the transmítter'sdiagnostic tools, whích incíude the diagnostic LED, diagnosticmessages, and fault output levéis. The diagnostic LED andcommunicator hookup loops are shown in Figure 7-1.
Diagnostic LEO Table 7-1 describes the transmitter operating conditions indicated by thediagnostic LED.
Table 7-1.Condiíions indicated bydiagnostic LEO
Diagnostic LED does this:Blinks ON once per second(25% ON, 75% PFF)Remains ÓÑ continuously
ConditíonNormal operation
Startüp and initíalization, zero in progressBlinks ON three times, then OFFfor 1 second
Communication configuration mode(switchl O inON posítion) •
Blinks OFF once per second(75%'ON, 25%OFF)
S|yg flow {density belpw or aboye user-defined limits)
Bíínks ON 4 times perseppqd Fault conditipn
Figure 7-1.Diagnostic LED andcommunicator loops
Diagnostic LED
Communicator ho.okup loops
64 RFT9739 Field-Mount Transmitter Instrucfion Manual
ANEXO B
CONFIGURACIN DELTRANSMISOR MICRO MS4
MEDIDOR DE FLUJO GASEOSODE DYNAMIC FLOW
COMPUTERS
Dy n amícFI uid_M_ea_s_urefjient MicroMS4_Gas-Manual QuickStart •— 1-12
INPUT/OUTPUT: Assigning and Ranging Inputs
Input/Output AssicjnmentWe will now configure your MicroMS4 Flow Computer's inputs and outputs. The flow computar allowstheuser to configure the inputs and outputs. (I.e. Analog#l is pressure for Meter #í). The flow computerdoes not use unassigned inputs.
How to assign a transmitter to an J/O point:
1 CHck "Configure Device", confíguration menú is prompted
2 On confíguration menú, click "Input Assignment"
3 Enter assignments for DP, temperature,, pressure., density and spare inpuís.
4 Assignment (1-rj). Assignments 1-4 are analog inputs attached to terminal of the backpanel. These inputs accept 4-20mA or 1-5 volts input and are suitable for temperature,pressure, densiíy, or spare inputs. An assignment 5 is strictly RTD (temperature) input onlyfor the meter, densitometer or spare. Assignment 7 indicates a density frequency input; it isassigned automatically once you choose Uve density frequency input in the setup menú atdensity type Assignment 10 (module 1) is for Rosemount multi-variable module only. DP,pressure, and temperature for the meter can be assigned. When a frequency type primaryelement is hooked to the flow computer, the Multi Variable pressure and temperature can beused and the DP becomes a spare input that could be assigned for strainer differential.
MÍcroMS4 Gas Manual ' Quick Start — 1-1
Ranginq the Transmitter Inputs:I'. Enter the range valúes for analog inputs: after assigníng the analog inputs, click square
box next to the assignment to scale the 4-20mA. Enter the valué at @ 4mA and @ 2 OmA.Enter both valúes similar to the way the transmitter is ranged. 1-5 volts are equivalent to 4-20mA. Enter the 1 Volt valué at the 4mA, and 5 Volt valué at 20mA. When the MultiVariable is used the 4-20 ma scale has no effect on anything and does not need to beconfígured for that input. The reason is simply that the flow computer gets the data vía digitalcommunication from the transmitter in engineering units, and therefore a scale ís not needed.Normal pressure range is 0-3626, temperature -40 to 1200, DP -250 to 250, or-830 to 830inches of water.
2. Enter the high and )ow limits: high limits and low limits are simply the alarm points inwhich you would Hke the flow computer to flag as an alarm condition. Enter these valúeswith respect to the upper and lower range conditions. Try to avoid creating alarm log whenconditions are normal. For example: If the line condition for the pressure is between O to 500PSIG. Then you should program less than zero for low-pressure alarm, and 500 or more forhigh-pressure alarm. High limits are also used in the SCALE for the Modbus variables. Thehigh limít is equivalent to 32767 or 4095. The low limit is not used for calculating the scale.The scale starts at zero to wherever the high limit valué.
3. Set up the faü code: Mairrtenance and Failure Code valúes tell the flow computerto use a default valué in the event the transmitter fails. The default valué ís stored inMaintenance. There are three outcomes: the transmitter valué is always used, no marterwhat (Failure Code = 0); the Maintenance valué is always used, no matter what(Failure Code - 1); and the Maintenance valué is used only when the transmitter*svalué indicates that the transmitter has temporarily failed (Failiare Code = 2).
RTD inputswill skip 4-20 mA assignmentbecause RTD is a ra\ signal of 50n(ohms) to 1560. Readingsbeyond that range require a 4-20 mA signal to the flow computer or using the built in Rosemount MultiVariable transmitter. The Rosemount Multivariable has a range of—40-1200 degrees Fahrenheit.Density coeffícients for raw frequency inpuís are programmed in this menú. The menú will only showparameters relevant to the live density selected (i.e., Solartron or UGC, etc.).
Qynamíc FluLl_M_easurement _MÍ£¿pM54 Gas Manual Qulck Start — 1-14
WIRING:Wiring ío the fiow computer is very straightfonvard and simple. But still it is very important to get familiarwíth the wiring díagram.
Wirínq the ana/oc? ¡nputs:Typical wiring for analog input I shown in the drawing. Analog inputs 3 and 4 are to the left of analog 1and 2 separated by the RTD excitation. Note that the analog input has only one common return that is the -Ve signal of power supply powering the transmitters.
When wiring 1-5 volts, makesure to calíbrate the flow computer for the 1-5 volt signal because the flowcomputer calibration defaults for the 4-20 ma, which is different from the 1-5 volts. JP2 must be removedfor 1-5 volt inputs. Thejumpers for analog 1-4 are in order from right to left. It ¡s possible to remove thefirst two jumpers for analog 1 & 2 in for 1-5 volts signal and have analog in 3 & 4 as 4-20 mA signal.Signal line impedance provided by our flow computer is 250Q.
Analog [nputs are loop powerecf. They require ils own powersupply. The same CPU pov/er supply can be used if il is FlUered.JP2: It must be installed íor 4-20 mA Inputs. When it is removed
Ihe analog inpul is used as 1 to 2.5 Volts Input. JP2 consists oí 4tinte, each link corresponds lo one analog inpui. (See JP2 Deíail)
JP3: fí is RTD Excitation & should nevar be installetí whenAnalog 3 a 4 are used as Analoo Inputs.
JP2
JP2 Detall
NOTE: The 4-20mA or 1-5 volt DOES NOTsource power to the transmitters. You can usethe DC power feedíng the flow computer to power the 4~20mA loops IF thatpower supply is FILTERED.
Manual Quick Star t— 1-15
RTDl OOn platinum can be used; a temperature range of-43°F to +300°F can be measured. RTD is to the left
of analog in ] &2. The RTD excitation jumper has to be installed for the RTD to function. In the figurebelow, notice that the RTD requires a three wire connections. Internal excitation current source generatedis in the micro AMP range.
RTD WiringCase 1: Connectíng RTD directly into Main Soard
- Boíh junipers 3 & 4 in JP2mustbe removed.
-JP3 Musí be installed.- If usina 4-Vtfre RTD lie the two
returns togelher and wire as 3-WíreRTD.
- This wirlng ís used only whenconnecííng to maln board instead oí
Mullivarfable.
Case 2: Connectíng RTD 1o Mulüvariabíe
Multivaríabie's RTDConnection.
- To connecí RTD into Multivariable simplypíug the specially provided RTD cable inthe RTD terminal.- No additional connection required.
RTD can be wired to multi-variable directly through specially provided cable. This wiring diagramdescribes wiring directly into the flow computer and not into the multi-variable.
5y.oa.rnic FI u i d , M e a s u re m e n t MicroMS4_GasJvlanitaL Quick Start — 1-16
Wiring analoq output:Wiring diagram shows typical Analog output wiríng. Notice that analog outputs will regúlate 4-20 mAcurrent loops but DOES NOT source the power for It. Extemal power is required.
Analog Outpuí Wiring
24 Voiísízxtenisl
ASSIGNING/RANGING THE 4-20MA ANALOG OUTPUTS:Go to the I/O asslgnment main menú and click Analog Output Assignment. A selection menúis prompted. Select the analog output number, and then enter what the 4 mA output will indícate and the20 mA. Make sure that the 20 mA assígnment valué exceeds the upper range Iimit of what you assignedthe Analog output for, othenvise the analog output will not update beyond 20 mA.
Dynamic FluÍd_M.eagjjremeni_ _M!croMS4_6as-.MapuaL Quick Start — 1-17
Additional analoq outputs or analoq inputs - Board Installation
Componen ts Noodod: ri-n
- Extra Analog Bosrd LJVJ-1/¿" Siand-off (Figure D) la
-1/4 Nut Screwdriver Roure D
Proco dure:
1. Remove power from the Main board.
2. Remove nutírorn the Main Bosrd (See AJ
and InstaI11/4" Stand Qffín ií's place.3. P!ug Analog board lo the Main Board
(Usíng Connector B)
3. Not& thal the Anaiog board connector has
10 pins whíle Ihe Main boartíconnecíor has
12 pins. The bolomb/.-o are MOTconnecled(See C).
4. Place the nut removed on step 2 on the
seand-off (A) iosecure analog board.
5. For'.víring oí exíra Analogs referto specific
{Aniog Iput or Analog Outptil).
-Quíck-Siart —. 1-1 fl
Back Panel - Additional Analog Outputs
Additional analog output board is required for toree additional analog outputs.
BACK: PANEL - Wiíh extra Anaíog Out board
MínrnMS4- fias Manual
Back Panel - Additíonal Analog Inputs
Additional analog input board is required for five additíonal analog inputs.
BACK. PANEL - Wílh Extra Analog tn '.Board
AíkJíüoo&í Aoatog ínpuís are
_Quick_3íarL:
Turbine input wiríngGo to view main menú, click turbine under Wiring Drawings. Two drawíngs above each other willshow typical wiríng for turbine meter 1 and turbine meter 2. When dual pick ups from the same turbine areconnected, use the inputs for turbine 1 for pickup 1 and turbine 2 for the second pickup coil. Whenconnecting sine wave directly from. the pickup coil make sure the distance from the pickup coil to the ñowcomputer is very short-less than 50feetwithshielded cable. Iníhe evení there is presence ofnoise, thedistance must be shortened. When connecting sine wave signal, the JP4 jumper for meter 1 must not beinstalled and JP5 jumper for meter 2 must not be installed. (JP4 and JP5 must be offwhen iising sinewave). On the other hand, when using square wave, the square wave signal can be sinusoidal but has to beabove 5 volts peak to peak with less than 0.4 volts offset in order for the flow computer to read it. The JP4jumper for meter 1 must be installed and JP5 jumper formeter 2 must be installed.
Note: When connecting square wave input, the JP4 and JP5 connect the turbine return to theflow computerpower retum. Therefore, signal polaríty is very ímporíant. Reverse polarítycould result in some damageor power loss. When sine wave is used the signal polaríty ¡susuatly ofno sígnifícance.
Tlie turbine input is on the top of terminal P3 The third pin down from the íop is Turbine/PD input 2 plusand below it is Turbine 2 minus. The íhird frequency input (fífth pin down) has íhe positive input and thenegative is the power input ground. If a different power supply is used to power the densitometer then thepower return for that input needs to be connecíed to the Micro MY power ground.
.pynamitl Quink Start — 1-71
RS-232 conneciion:The RS-232 is located on the left terminal bJock. The third, .fourth, fifth, and sixth pms of the RS232 belowthe power input The RS-232 RTS pin can be used for printing reports or shares common pin with theregular RS232 port.
Note: Twisted shielded cable ¡s required.
WARNING; When the RS-232 terminal is used with a modem, externa! protectíon on the phone Uneis required. Jumper DTR to DSR, RTS to CTS, and dísable software handshake on themodem RS232 connection
Dynac ucsmeoL _M i croMS4J-Las_M anual.
RS-485:RS-485 wiríngis shownínthe wiring díagramunder RS-485. Two Rs4S5 cbannels are avaílableforModbus communicaíion or as a master to other slave devices. Le. gas G.C., external Modbus slave devícesand íoken passing ring. The máximum dísiance when 18-gauge wire is used is 4000 feet
Note: Twisted shielded cable is requíred.
es-^es
WARNING: When the RS-485 terminal is used, external transientprotection and optical isolation is required, especlally forlongdistance wiring.
ANEXO C
INSTRUCCIONES PARAMONTAJE DEL CONVERTIDOR
ADAM 4570 DE RS-232/485/422A ETHERNET
In this chapter, you will be given an overview of theADAM-4570/ADAM-4571/EDG-4504 hardware installationprocederes. As mentioned in the previous chapter, theADAM-4570/ADAM-4571/EDG-4504 comes ready for alliietwork connections, including Ethernet, and RS-232/422/485portconnections.
We begin this chapter with a brief showing the installationprocedure. You can take flow chart for reference.
No
No
No
No
No
Connecí the Hardware (Ch2.2)
Install DriverS coniigurationutílity lo PC
(Ch3.1)
Search all producísby confíguratíon utility
(Ch3.2.1)
Complete all setlingsand IP address on PC
(Ch3.2.2J
(Ch3.3.1)
Sel up every serial poriby port mapping utility
(Ch3.4)
Clíck test button (Ch3.4.1)
Connect cable ío serial ports (Ch2.2.4)
Installation Complete
Execute Devices ulilily (Ch4)
Fi%itre2-l Iwstallation Flow Chart
10 ADAM-4570/ADAM-4571/EDG-4504 User>s Manual
2.1 Understanding the ADAM-4570/ADAM-4571/EDG-4504
The ADAM-4570/ADAM-4571/EDG-4504 is an advanceddata gateway unit. It extends traditional COM ports of a PCwifh access over a TCP/IP network. Through networking, youcan control and monitor remote serial devices either over a LANor over the WAN.
Since the ADAM-4570/ADAM-457l/EDG-4504 is connectedthrough a TCPIP network, you will need to know some basicfacts about networking in order to get the server hooked upcorrecüy.
2.1.1 Network Architectur e
Traditional serial port communication uses a COM port boardthat sudes into one of the slots at the back of your PC. In thiscase, only the computer containing the board can access theserial port. With the ADAM-4570/ADAM-457 l/EDG-4504,you are now able to access the COM port from a distance throughlocal área network. The ADAM-457O/ADAM-457l/EDG-4504 can be integrated within the network architecture of anyprotocol. Note, all serial devices which are connected to theport must have the same protocol ranning and the same trans-mission speed. Connect devices running differentprotocols todifferentportsoftheADAM-4570/ADAM-4571/EDG-4504.
Chapter 2 Getting Started 11
The following illustration shows the network architecture as be-low:
PC PC
Elhernet
Bar codeReader
ADAM-5000/485
Figure 2-2 Net\vorkArchitectitre(l)
PC
Ethernet
ADAM-4570
ADAM-4000
Huí)
ADAM-4571
PC
ADAM-4570 £~"
Modem Robot PLCBar codeReader
Hub
, EDG-4504
PLCADAM-5510
Figure 2-3 Network Architecíwe(2)
12ADAM-4570/ADAM-4571/EDG-4504 User's Manual
2.1.2 Top/Front/RearView
2.1.2.1 ADAM-4570
There are five network status LEDs located on the top panel ofADAM-4570, each.with its own specific function.
LED
Status/Power
Speed/Link
Tx/Rx(Ethernet)
Tx/Rx (portl)
Tx/Rx (port2)
Color
Red
Green
Red
Green
Red
Green
Red
Green
Red
Green
Status
ON
OFF
ON
OFF
ON
OFF
ON
OFF
ON
OFF
ON
OFF
ON
OFF
ON
OFF
ON
OFF
ON
OFF
Description
Heartbeat (1 time/sec)
Not working
Power ON
Power OFF
100 Mbps speed
10 Mbps speed
Valid network Irnk
Invalid net\vork link
Ethernet data being transmitted
No data being transmitíed
Data being received
No Data being received
Serial port data being transmitted
No data being received
Data being received
No data being received
Data being transmitted
No data being transmitted
Data being received
No data being received
Table 2-7 ADAM-4570 LED Defmition
Chapter 2 Getting Started 13
70.00
Figure 2-4 ADAM-4570—Top Panel
60.00
R35.00 v .
52,00
Figure 2-5 ADÁM-4570—Frortt Panel
56.00—H\ 2-6 ADAM-4570—Back Panel
14 ADAM-4570/ADAM-4571/EDG-4504 User >s Manual
2.1.3 Stickers
Ifyouforgottiie ff addresses of specific ADAM-4570/ADAM-4571/EDG-4504s or where the host PC is mapped to theADAM-4570 port, we have provided fíve stickers for yon tonote the IP addresses and place in a secure location. For ex-ample,
172.20.20.5: The IP address of specific ADAM-4570
160.59.20.89: The IP address of the specific host PC mappedto this port.
IP address: 172.20.20.5
Port 1: i6o.59.2o.89 Port2:
Chapter 2 Getting Started 19
2.2 Connectmg the Hardware
Next, we will explain how to fínd a proper location for yourEDG COMPort series, and then explain how to connect to thenetwork, hookup the power cable, and connect to the ADAM-4570/ADAM-4571/EDG-4504ís serial port.
Note: Before you install ADAM-4570/ADAM-4571/EDG-4504, you can install other communicaíion cards fírst.
2.2.1 Choosing a Location
2.2.1.1 ADAM-4570/4571
Due to its versatility an.d innovative design, the ADAM-4570/ADAM-4571canbe:
• fíxed toa panel mount
• fíxed toa DIN" Rail.
• PiggybackStack
20 ÁDAM-4570/ADAM-4571/EDG-45Q4 User's Manual
Panel Mounting
The ADAM-4570/ADAM-4571 can be attached to a wall us-ingthe included metal brackets. Each bracket comes with fourscrews; fírst attachthe brackets to the bottom of the ADAM-4570/ADAM-4571. Next, screw each bracket to a wall.
Figure 2-13 Panel Mounting
Chapter 2 Getting Started 21
DIN Rail Mounting
You canmounttheADAM-4570/ADAM-4571 on a standardDIN Rail. First, usingtwo screws, attach the metal píate to theDIN Rail bracket. Because the screw heads are beveled, thetops of the screws will be flush with the metal píate. Din RailMounting Brackets—Orientation of Metal Plates
You can now screw the metal píate with the DIN rail bracketassembly to the bottom of the server is a more convenient way.Next, use the remaining screws to put the metal píate on thebottom of the ADAM-4570/AD AM-4571.
Figure 2-14 Din Rail Mounting
22 ADAM-4570/ADAM-4571/EDG-4504 User'sManual
Piggyback Stack
ADAM-4570/ADAM-4571 can be stacked as seen in the fig-ure bel o w.
Figure2-15 Piggyback Stack
Chapter 2 Getting Started 23
2.2.3 Power Connection
You-shouldtake the following steps to connect ADAM-4570/ADAM-4571/EDG-4504 power.
1. Connect the power cable to 2-pin connector
2. Connect power cable to power adapter
RS-232/422/485
GND
+H H-10 ~ 30 V«
Figure 2-19 Power Connection for ADAM-4570/457J
LLL
H -10-30V_
Figure 2-20 Power Connection for EDG-4504
If fhe ADAM-4570/ADAM-457 l/EDG-4504 is worldng prop-erly, the green power LED will light up , indicating that theADAM-4570/ADAM-4571/EDG-4504 is receivmg power.Furfhermore, the ADAM-4570/ADAM-457 l/EDG-4504 pro-vides surge protection to protect it from being damaged by over-voltage, a 34V surge protection is added to the power end andan 18V surge protection is for the RS-422/485 end.
26 ADAM-4570/ADAM-4571/EDG-4504 User's Manual
2.2.4 Serial Connection
2.2.4.1 ADAM-4570/4571
Themodel of the ADAM-4570/4571 thatyoupurchasedhasRJ-48 serial ports on the bottom of module. Depending on yourserial device and serial interfaces, there are two options:
l.For an RS-232/422/485 port you may use a RJ-48 toDB-9 cable which we supply to connect your serial device tothe ADAM-4570/4571. Simply plug one end of the cableinto the jack, and plug the other end into the serial port jackon your serial device.
2. Refer to the following table for detaüs on serial cable RJ-48 toDB~9pinouts.
RJ-45ADAM-4570 RJ-48 to DB-9 (male) DB-9 (female) PLC
ADAM-5000
Figure 2-21 Serial Connection for ADAM-4570/4571
Chapter 2 Getting Started 27
RJ-48
; J?:GST Mame
RJ-48
DCD
1
RX
2
XX
3
DTR
4
GND
5
DSR
6
RTS
7
CTS
8
RI
9
DB-9
DCD
RX
TX
DTR
GND
O1 io
O2
^ 7OO 3
X 8°O"-, "O
DSR
RTS
CTS
Rlo&
RS-232
DATA-
DATA+
GND
RS-485
TX-
TX+
GND
RX+
RX-
RS-422
28 ADAM-4570/ADAM-4571/EDG-4504 User's Manual
MÍH• i.
••
ANEXO D
INSTALACIÓN DE MATRIKONOPC SERVER FOR SCADA
MODBUS
Installing SCADA Modbus OPC Server
Chapter2Cettíng Started
This chapter guides you through the process of setting up a SCADA Modbus OPC Serverfor real-tirne data access. These instructions, which describe both how to install SCADAModbiis OPC Server and how to actívate your software lácense, must be followed carefullyto ensure a successful and trouble-free installation.The foilowing topics are covered in this chapter:
Tnstalling SCADA Modbus OPC ServerActívating Your SCADA Modbus OPC Server Software License
Installing SCADA Modbus OPC ServerThis chapter describes the jnstallatíon of SCADA Modbus OPC Server software.To install SCADA Modb^ls OPC Serven1 Insert the SCADA Modbus OPC Server CD into your CD drive.2 Tf the Matrikon Welcome dlalog box (Figure 2-2) does not appear automatically,
double-clíck the MatrikonOPCSCADAModbus . exe file.The Matrikon Welcome dialog box (Figure 2-2) appears.
¡CT] Welcome to Matrikon OPC Seiver foi SCADA•¿^ j Modbus Setup ptogram, This piogjam w31 instadLx~a^ Mahikon OPC Serveifor.SCADA Modbus onyow,
compuiet.
lt ís slfongly lecomrnended thatyou exít all Windows piogisipsbefoie lunning this Setup Piogiatn, ,
Click Cancel lo quit Setup and cióse any programs'ypu havemnning. D¡ck Mest to continué wiHi the Setup piogram.
WARHING: This piogtam is piotected by copyíignl taw and¡nlemational tieatíes.
Unauthoiized leproduction ot distríbution of this ptogram, o¡ anypoilion of it. may íesult "m seveie civil and crimina! penalties,and will be piosecuted to Itie maxim-im extent possible undetlaw.
Cancel
FIGURE 2-2. The Matrikon Welcome dialog box.
3 Read the Information in the dialoe box and click Next.
SCADA Modbus OPC Server User Manual Page 7
2:Cettíng Started
The Read Me File dialog box (Figure 2-3) appears.
¿1 Read Me file
End-User Ucense Agreement
Please read this document carefulfy bef ore prpceeding,ThisÁgreemenl fcenses Ihe soltwafe toyou and conlains-wairanty and Jíabüitji dísclaímers; By dowñloadmg thesoftware, you are coníiiming youf aceeptanee of Ihesoftware and agreeing lo becorne bound by tlíe lerrns ofIhís AgieemenL If you do nol wish to do so, cíick "do not ,accept" below and do not downSoad the software.
1. Definfóons
[a] "Matrikon Software" means Sie software prograrncovered by this Agieement, and al rdateo* updatessuppfed by Hattikon.JbJ "Matrikon Pfoduct" rneans Ihe Matrikon Software andIhe related documentaron and contení, and all relatedupdaies supplied by Matiikon.
Cancel.
FIGURE 2-3. The Read Me File dialog box.
4 Read the Read Me File, using the scroll bar to view the entire message, and print it outfor future reference. Then, click Next.The Choose Destination Location dialog box (Figure 2-4~) appears.
& Choose Destlnation Lbcaübii
Setup' Witlinsta!! fvlatrikon OPC Sew:i for SCADÁ Modbus ínthe/ollov/íngfoldej.
To ínstall Into a diffeienl íotdéi, cfick Biowse. and selectanothei fofdet.
You can choose nol lo ínslalí Malrfcon DPCServeí (oí SO.DÁModbus by cÜcking Cancel to exft Setup.
Destination Folder
CVProgram FBesVdatrikcnSDPC Browse...
<Back [L_HttO_D| Carmel J
FIGURE 2-4. The choose Destination Location dialog box.
5 Click Next to install the SCADA ModbTts OPC Server files into the default location.Alternativelyj you can click Browse to navigate to a different installation folder.
Page S SCADA Modbus OPC Server User Manual
installing SCADA Modbus OPC Server
The Select Components dialog box (Figure 2-5) appears.
¿I* Select Componente
in the oplions list below, select Ihe checkboxes ÍCM tfie optionsthal^ouwouldliketphaveínslalled. The disk space Másreflecl the lequiremenls of the opilóosyou have selected.
pjMatrikon OPC Seiver for SCADA ModbusÍTjMatrikonQPC ExplorerI3Matr¡kon GPCDA Aulomation DLLPjStandatd OPCPioxy/SlubsEStandaid OPC List Seiveí
2772 k1611 k1103 k180 k214 k
Dísk Space Requíred:Disk Space Retnaining:
5880 k32465157 k
<8ack Cancel
FIGURE 2-5. The Select components dialog box.
6 Click Next to install all the SCADA Modbus OPC Server components.
Alternatively, you may deselect the checkbox for components you do not want toinstall before clicking Next.The Select Program Manager Group dialog box (Figure 2-6) appears.
*Ü Select Program Manager Group
Enleí the ñame of the Piogram Msnagef group lo add MatoikonOPC Searver for SCADA Modbus ícons lo:
|Hatr¡kon OPC\SCA.DA Wodbus
123FfeeSofitaÍieIstPage3DHomeArch¡tect4AccessoriesACD SystemsAdministrativa ToolsAdobeAmazing KyeAsharnpooAvvioBígJigClear II!CorelDRAW 3Cíossdown
Cancel.
FIGURE 2-6. The Select Program Manager Group dialog box.
7 Click Next to add the SCADA Modbus OPC Server icons to the default programmanager group.Alternatively, you may scro]] to seJect another program manager group from the Jistbox.
SCADA Modbus OPC Server User Manual Page 9
2: Cetting Started
The Start Installation dialog box (Figure 2-7") appears.
Tgj
You are now teady to insiall M aliikon O PC Seiver for S CADAModbus.
Press the Next huilón to begin lhe ínslaiSalrón ra the Backbulton (o reenter Ihe Insíalialion iníoimatJon.
<Back Canee]
FIGURE 2-7. The Start Installation dialog box.
8 Click Next to begin the installation of the SCADA Modbus OPC Server.Alternatively, you may click Back to change any of the installation information.The SCADA Modbus OPC Server files are copied to your machine.
The Registration Information dialog box (Figure 2-8*) appears.
i Regístration Informaban
Mame
Córnpany
Address
Zip Code
EmaüAddiess .
PhoneMumber
Computer f[£E~Mame '
"You musí enter 6Ü fidds to conlinue. Cancel
FIGURE 2-8. The Registration Information diaíog box.
9 Enter your ñame and emai] address, as well as the ñame, address, and telephonenumber of your company in the appropriate text boxes,
10 Click Next.
Pase 10 SCADA Modbus OPC Server User Manual
installing SCADA Modbus OPC Server
The Transaction Number dialog box (Figure 2-9) appears.
¿3 Transaction Number
This server requires software Bcensíng to run bdéme lime lirnil.If i>ou aie installing derno versión oí Ihe serra enter'EvaJuation' as the liansaclíon number.
If you have purchased the setver from Matrikon, enteiuom transaclfen numbe!.
Tiansactíon JiNumber Í
The reojstratfon fue "Authfoizeñequesl MTK" wll be geneíated ÉIthe C:\PROGRA~1 VMalril,on\ÜPC\SC¿.DA Modbus ditecloij'.Please emcS thís Re to supporl.Ecense@mñtiíkcitxcom lo recer/eyoui aulhorizatirai file.
Select the betovtf optíon to automat'ically send theAuthon"zeRequest.MTK ffle ío Matókon. You musí have access loIhe internet (oí this optiot) to work properijt.
I Setect to AulomaticaEy send íhis file to Matnkon
<8ack Mext> Cancd
FIGURE 2-9. The Transaction Number dialog box.
11 If you are installing the software as a demo versión, enter Evaluation in theTransaction Number text box. If you have purchased the softwarCj enter thetransaction number you were given by the Matrikon support representative (seeTable 2-^ on page 15) in the Transaction Number text box.\Vhen you have entered your transaction number, a registration file calledAuthorizeRequest .MTK is generated in the C:\Progra~l\Marikon\OPC\SCADAModbus director;'. To receive your authorization file, (which you need to use SCADAModbTis OPC Server}, this file must be emailed to Matrikon([email protected]').
12 Select Select to Automatically send this file to Matrikon to have the file emailed toMatrikon automatically.
13 ClickNext.
SCADA Modbus OPC Server User Manual Page 11
2: Cetting started
The Installation Complete dialog box CFigure 2-1 (V) appears.
sS InstaOation Compíete
Malííkon OPC Server foi SCADA Modbus has beensuccessfufly installed
Press Ihe Firíish bullón lo exíl this inslaüalíon.
Doyou wish to hstall Ihe seivet as a setyjce?
FIGURE 2-10. The Installatíon Complete ciialog box.
14 Click Finish to complete the installation and to exit the installation program.The necessary files are copied to the target computar, the software components areregistered, and short-cut icons are created In the Start menú,In addition to the standard SCADA Modbus OPC Server files, the files Usted inTable 2-1 are installed. These files include those required forMatrikon OPC Explorer,an general-purpose OPC client that is useful for testing the capabilities of this or anyother server (see the chapter on Maírikon OPC Explorer on page 81). Also included isthe Matrikon OPC Automation Component, \vhich enables developers to accessOPC data from client applications developed using Automation tools such asVisTialBasic, VJBA, and VB Script.
TABLE 2-1. Files installed During the Installatíon Process
File Ñame Descriptlon
The following files are installed by default in this folder:Program Files\Matrikon\OPC\SCADA Modbus
OPCScadaModbus.exe
AuthorizeRequest.MTTC
Httpclt.exe
PSTCFGScadaModbus-líb.ocx
INSTALL.LOG
UNWJSE.EXE
The SCADA Modbus OPC Server executable file.
The licensing request file.
The installation log file.
Uninstalls the SCADA Modbus OPC Server.
P:i«e 32 SCADA Modbus OPC Server User Manual
i
Activating Your SCADA Modbus OPC Server software License
File Ñame Description
The follcrvving files are installed by default in this folder:Program Files \Matrikon\OPC\Coitimon
OPCEXPLORER.EXE
OPCDAAUTO.DLL
PSTCFG.EXE
PSTCFGPS.DLL
PSTCFGScadaLib.OCX
PSTCFGScadaModbus-Lib.OCX
OEM_Matrikon_OPC.DLL
Matrikon OPC Explorer executabJe.
Matrikon OPC Arttomation Comjponent file.
Matrikon OPC Server Confíguration clíent.
Matrikon OPC Server Confíguration Marshalling Library.
ActiveX Confíguration panels for communicatíon chan-ne3s.
ActiveX Confíguration panels for Modbus unit.
Matrikon OPC OEM Badge Library.
The following files are installed by default in this folder:WINNT\System32
EXPREVAL.DLL Expression Evaluation Librar)' (for aliases).
Activating Your SCADA Modbus OPC Server Software LicenseThis chapter describes how the SCADA Modbus OPC Server license is activated.The tapies covered in this section include:
Understandine Licensing MethodsLicensing Software KeysLicensing Hardware KeysContacting Matríkon License Support
Understanding Licensing MethodsMost Matrikon OPC producís require some forní of license criteria to be inet In order tofunction fuilly. Licensing for a particular server an use either a hardware key or a softwarekey. Table 2-2 describes the licensing methods supported by Matrikon OPC products.
SCADA Modbus OPC Server User Manual Page 13
2: CettTng Started
TABLE 2-2. Overview of Matrikon OPC product Licensing Methods
ücensing Method
Software Key:Featüre-specific andComputer-specific
Software Key:Application-specifíc
Hardware Key
Product
OPC Server for Triconex, versión• OPC ODBC Client• OPC Excel Add-in
2.x and higher
OPC Servers for:- AJlen-Bradley PLCs- APACS• DDE
Modbus Devices- Siemens TI 505 PLCs
Siemens LSX• Yokogawa
All products not listed in one of themethods.
software licensing
t
Licensing Software KeysFor products that support application-specifíc software licensing, a specia] ten-dlgit numberis supplied when the server is purchased. Thís number is specific to the application beingused and must be entered in the Software Registration screen, available from the Aboutdialog box for the server (see the section on configuraron of instructions on how to accessthe About dialog box).The About dialog box will display the words Unregistered Copy if the number ismissing or incorrect.
Licensing Hardware KeysFor servers that support hardware key licensing, a HASP hardware key coded to thatparticular program can be purchased.This key must be securely fastened to the paralle]port of the computer on which the server is installed. It does not interfere with hardwarekeys from other vendors, ñor does it affect other normal parallel port applications, such asprinting.If a server uses hardware licensing, then the installation program wíll insta]] a device driverfor HASP keys on the target system. "V7hen the server starts up, it wil] display a message ifit does not detect the correct key. It will then function for a demonstraron period of t\vohours before timing out. At this point, all device communication will cease.
Contacting Matrikon License SupportThis section contains contact information for Matrikon License Support.
Page 14 SCADA Modbus OPC Server User Manual
Activating Your SCADA MocJbus OPC Server Software Ucense
TABLE 2-3. Contact Information for Matrikon Ucense Support
Contact Method
EmaiJ
TeJephone
Fax
Information
780 448-1010 extensión 4011
7SO 448-9191
i PÍOe 15TitÉT Manual * **OPC Server User i"
The SCADA Modbus OPC Server User Interface
The Créate New D¡al-up Connection Dialog BoxThe Créate New Dial-up Connection dialog box appears when you select Dial-upConnection in the Insert New Object dialog box. The DiaJ-up tab is shown in CFig-ure
Dal-up Conneclón I
^ (Jame,
Comedión Setfings:
Dial-up | Hcdent] Átfvanced|
Díale
Posl-conriecl delay: !Q
Reconnei
Reconnect
FIGURE 3-19. The Créate New Dial-up Connection diaíog box (Dial-up tab).
The Modem tab is shown in Figure 3-20.
Dlat-üp Modem j Advanced ] ,
RételeP
.3 jrífisecondi
-1
Cbrmnarxí tetñes:
FIGURE 3-20. The Modem tab.
SCAJDA Modbus OPC Ser\'er User Manual 25
3: Configura tion
The Advanced tab is shown in Figure 3-21.
CWmnand tneout. tecondt
DídlirneoU: feo"
Heng-UR tímeoüt J20
Ide fimeout hp
Zj seconds
Zj tecondssJ
seccods
Comnand tsinwwtoc ^3
Eícape charactei; Í43~"
Escape guard 6ne: h'roi
"Z3 ASOIcode
"ÍS3 ASOIcode
~iJ rmfeeconds
FIGURE 3-21. The Advanced tab.
Table 3-9 describes all the components in the Créate New Dial-up Connection dialog box.
TABLE 3-9. The Créate New Dial-up Connection Dialog Box
Field/Button
Ñame
Enabled
Description
Dial command
Post-connect delay
Hedíais
Reconnect delay
Reconnect redials
Confíguratlon¡tem
ñame
enabled
description
dial
postConnectDe-lay
redials
reconnectDelay
reconnectRedials
Description
The ñame of the connection, whichbecomes an element of the ítem ID.
Enables or disables the connection(default=enabled).
Optional; user-defíned text (64 charactersmáximum) description of connection(default=blank).
Any va] id sequence of characters that canfollow a dial command (ATD: the telephonenumber). A zero valué indicates that theunits dial into the server(default=5555555).*
Mínimum amount of time (milliseconds) towait after establishing a dial-out connectionbefore sending message to the unit(s)(default=0).
Máximum number of times to redial theconnection before concluding that commu-nication has failed with the unit(s) on thatconnection (default=3).
Mínimum amount of time (milliseconds) towait before attempting to reconnect after anattempt to dial out to the connection hasfailed (default=0).
Máximum number of times to redial theconnection \~vben trying to reconnect aftercommunication has failed with the unit(s)on that connection (default=0).
26 SCADA Modbus OPC Server User Manual
The SCADA Modbus OPC Server User Interface
Field/Button
Reset command
Reset delay
Initialize command
Command retries
Command tímeout
Dial timeout
Hang-up timeout
Idle timeout
Command termina-tor
Escape character
Escape guard time
OK/Apply
Cancel
Configurationítem
reset
resetDelay
initialize
commandRetries
conimantTimeout
día] Timeout
hangupTimeout
idleTimeout
carriageReturn
escapeCharacter
escapeGuard-Time
Descríption
Modem reset command; sent following AT(default=Z).
Amount of time (in milliseconds) to waitafter the reset command completes(default=600).*
Modem initialization command; sent follow-ing AT (default=&FEOQOVl).*
Máximum number of times to resend a com-mand and wait for a response before con-cluding that communication has failed withthe modem (default=3).
Máximum amount of time (in milliseconds)to wait for the modem to respond to ATcommands with a valid result code(default=5000).
Máximum amount of time (in milliseconds)to wait for the modem to receive a carrier(CONNECT) from the dialled connectionbefore aborting the cali (default=60000).
Máximum amount of time (in milliseconds)to wait for the modem to wait for themodem to hand up after issuing the ATHOcommand (defau1t=20000).
Máximum amount of time (in milliseconds)to allow an idle connection to continué(with no communication) before hangíng up(default=1000).
The character that terminates commandsand responses (in ASCII code); accepts val-úes between zero and 127 (default=13).
The character used to escape into commandmode (in ASCII code); accepts A'aluesbetween zero and 127 (default=43).
Amount of time (in milliseconds) to waitbefore and after the escape sequence(default=lOOO).
Gloses the dialog box and saves thechanges.
Gloses the dialog box without saving thechanges.
*Tlie dial-up connection musí hang up and redial if Ihis parameter cíianges.
SCADA Modbus OPC Server User Manual 27
3: Confíguration
The Créate New Radio Dialog BoxThe Créate New Radio dialog box (Figure 3-25) appears when you select Radio In theInsert New Object dialog box.
í Crcate new Radio
; Radra
••' RadioSetiingt:
RTSkeyup:
FIGURE 3-25. The Créate New Radio dialog box.
Table 3-11 describes all the components In the Créate New Radio dialog box.
TABLE 3-11. The créate New Radio Dialog Box
Fleld/Button
Ñame
Enabled
Description
RTS key up
KTS key doAA^n
OK/Apply
Canee]
Configurationítem
ñame
enabled
description
keyUp
keyDown
Descriptlon
The ñame of the radio, which becomes anelement of the ítem ID.
Enables or dísables the radío(default=enabled).
OptionaJ; user-defined text (64 charactersmáximum) description of radio(defau]t=blank).
Mínimum amount of time (in milliseconds)to wait after settin» the KTS sismalo o
(default=0)í
Mínimum amount of time (in mllliseconds)to wait before clearing the RTS signa]
(default=0).:I:
Gloses the dialog box and saves thechanges.
Gloses the dialog box wíthout saving thechanges.
32 SCADA AJodbus OPC Server User Manual
The SCADA Modbus OPC Serven User interface
"*"You must set the RTS control parameter on the serial channel ío disabled in order for the radio to key up and keydown properly (see step 9. of Confígurín.g a Sería! Fort LJnk on page 43).
The créate New Network Channel Dialog BoxThe Créate New Network Channel dialog box (Figure 3-26) appears when you selectNetwork Channel in the Inserí New Object dialog box.
-. ,
f íetwcfk Channei
XI
Ñame g'
Chanod SeUmgt;
[TstreamTCP ;£j'
Beconned ddajr f\~
TNeihddfate: jó"
iccondt
seccndt
f" Sched Je ai poís
Log byles Iraosmitled f" Log byies j.eceíved
Cancel j
FIGURE 3-26. The Créate New Network Channel dialog box.
Table 3-12 describes al] the components in the Créate New Network Channel dialog box.
TABLE 3-12. The Créate New Network Channel Dialog Box
Field/Button
Ñame
Enabled
Description
Protocol
Configurationítem
ñame
enabled
descriptíon
protocol
Description
The ñame of the unit; which becomes anelement of the ítem ID.
Enables or disables the unit(default=enabled).
Optional; user-defined text (64 chara ctersmáximum) descriptíon of unit(default=blank).
Internet protocol (IP) type; accepts: 0 (Data-gram TCP), 1 (Stream TCP), or 2 (DatagramUDP); 0 and 1 both use TCP/IP, but 0 treatsthe protocol as a series of discreta packets,whereas 1 treats it as a continuous stream ofbytes (default=l).*
SCADA Modbus OPC Server User Manual 33
SrConfíguration
Field/Button
Inter-device delay
Reconnect delay
ThreshoJd rate
Schedule all polis
Log bytes transmit-ted
Log bytes received
OK/Apply
Cancel
Configuratlonítem
interD evi ceD elay
reconnectiDelay
threshoJd
scheduleAllPolls
logTx
logRx
Description
Mínimum amount of time (in milliseconds)between the last response from one unitand the next request to another unit on thischannel (default=0).
Mínimum amount of time (in milliseconds)to wait before attempting to reconnect afteran attempt to connect to a host has failed(default=0).
Máximum achievable sean interval (miJh'sec-onds) for the circuit. The server polis ítemswith faster Update rates on a continuousbasis rather than as scheduled(default=1000).^
Indicates that the server must scheduleítems with Update rates faster than theThresliold rate to poli as the Thresholdrate ,T
Enables or disables the logging of bytestransmitted at médium level (default=dis~able).
Enables or disables the logging of bytesreceived at médium leve! (default=dis-able).
Gloses the dialog box and saves thechanges.
Gloses the dialog box without saving thechanges.
*The channel and al! uníls must disconnect and reconnect if ihis parameter changcs.
tAll units on llie channe! must re-oplimize if ihis parameter changes.
SCADA Modbus OPC Server User Manual
The SCADA Moctbus OPC server User Interface
The Créate New Network Host Dialog BoxThe Créate New Network Host dialog box (Figure ^-27) appears when you selectNetwork Host in the Insert New Object dialog box.
(^Créatene»Networft Hóst'rí
Hetwok Hoit j
|B3j Harne
Descripfon: I
HoiISetl«a¿
Enabled
Serñceñame/Port
FIGURE 3-27. The Créate New Network Host dialog box.
Table 3-13 describes all the components in the Créate New Network Host dialog box.
TABLE 3-13. The Créate New Network Host Dialog Box
Field/Button
Ñame
Enabled
Description
Host ñame / IP
Service ñame / Port
OK/Apply
Cancel
Configuraronítem
ñame
enabled
description
host
serví ce
Description
The ñame of the host, which becomes anelement of the ítem ID.
Enables or disables the host(default=enabled).
Optional; user-defined text (64 charactersmáximum) description of host(default=blank).
DNS host ñame or "dotted quad" IP address;a blank valué indicates that the socket bindsto a loca] address and behaves as a server(slave emulation) (default=l27 .0.0.1).
Service ñame or port number (default=80).
Gloses the dialog box and saves thechanges.
Gloses the dialog box without saving thechanges.
SCADA Modbus OPC Server User Manual 35
3: Configuratíon
The Créate New Fail-over Channel Dialog BoxThe Créate New Fail-over Channel dialog box (Figure ^-28) appears wh^n you select Fail-over Channel in the Inserí New Object dialog box.
Faí-oyer Channel
, Enabled r.
Descriptiort I
Eolw t rtótne. cbscK the enabie bo¡(, and fx«s OK lo proceedThenírietS the chanod in ¡be Hee view «id confgure í«lai-oyef pcfey.
FIGURE 3-28. The Créate New Fail-over Channel dialog box.
The Communication tab (Figure 3-29") is not available until you have already created thefail-over channel. To display this tab, select the fail-over channel in the CurrentConfiguration list and it will appear in the Fail-over Channel Settings dialog box.
MetíMel2HeO
Avalable channelr, Selecied chañnsls:
Pñrnaty>
FIGURE 3-29. The Communication tab.
36 SCADA Modbus OPC Server User Manual
The SCADA Modbus OPC Server User Interface
Like the Communication tab, the Load Distribution tab (Figure 3-30') is only availableafter you have created the fail-over channel, in the Fail-over Channel Settíngs dialog box.
Loaddttifciíion
FIGURE 3-30. The Load Distribution tab.
Table 3-14 describes all the components in the Créate New Fail-over Channel dialog box.
TABLE 3-14. The Créate New Fall-over Channel Dialog Box
Field/Button
Ñame
Enabled
Description
Available Channelslist
Select Channels list
Primary
Secondary
Standby
confíguratíonítem
ñame
enabled
description
confíguratíon
Description
The ñame of the unit} which becomes anelement of the ítem ID.
Enables or disables the unit(default-enabled).
Optíonal; user-defined text (64 charactersmáximum) description of unit(default=blank).
The list of Communication channels not cur-rently used in the fail-over policy.
Describes the fail-over policy and the loaddistribution criteria for standby channels asan XML string(default=<CFailoverDevlink/>)*.
Designates the channel as a Primary fail-over channel and transfers it to the Selectedchannels list.
Designates the channel as a Secondary fail-over channel and transfers it to the Selected
channels list.
Designates the channel as a Standby fail-over channel and transfers it to the Selectedchannels list.
f: Configuraron
Fíeld/Button
Unías ed
Move up
Move down
Apply
Cancel
Confígurationítem Description
Removes the channel froni the fail-over pol-¡cy and transfers it back to the Availablechannels Jist.
Increases the fail-over channels priority byone and moves it up one space in theSelected channels list.
Decreases the fail-over channels priority byone and moves it down one space in theSelected channels list.
Gloses the dialog box and saves thechanges.
Gloses the dialog box wíthout saving thechanges.
*The fail-over channel mustdisconnect and reconneci if thisparameter changes.
The Inserí New Alias Dialog BoxThe Insert New Alias dialog box (Figure 3-33) appears when you Insert New Alias fromthe Edit menú.
Jlern Paite T
||Dt(auli)
JJpdafeRale: f [ j ( r u t e e ) p [pgI wten ¡oactjvg
) f" DeJauHlonew
j Scaíng» I
FIGURE 3-31. The Insert New Alias dialog box.
Table 3-15 describes all the components in the Insert New Alias dialog box.
TABLE 3-15. The Insert New Alias Dialog Box
Field/Button
Ñame
ítem Path
Data Type
Kead only
Update Kate
Poli when inactive
Descriptlon
The ñame of the new Alias.
The ítem that the Alias will represent.
The data type of the alias.
When selected, the alias is read-only.
The sean rate of the alias.
Indi cates that the alias should be poJJedwhen inactive.
38 SCADA Modbus OPC Server User Manual