Automatizacion de Pozos y Macollas de Produccion

PDVSA
MANUAL DE INGENIERÍA DE DISEÑO

VOLUMEN 9--II
ESPECIFICACIÓN DE INGENIERÍA
PDVSA N° TíTULO
K--353 AUTOMATIZACIÓN DE POZOS Y MACOLLAS DE

PRODUCCION
0 AGO.12 Emisión Original 50 M.T. N.V. A.M.
REV. FECHA DESCRIPCIÓN PAG. REV. APROB. APROB.
APROB. Norma Vivas FECHA AGO.12 APROB. Abel Márquez FECHA AGO.12
E PDVSA, 2005 ESPECIALISTAS

ESPECIFICACIÓN DE INGENIERÍA PDVSA K--353
REVISION DATE
AUTOMATIZACIÓN DE POZOS
PDVSA Y MACOLLAS DE PRODUCCIÓN 0 AGO.12
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(electrónico, mecánico, gráfico, grabado, registrado o cualquier otra forma) sin
la autorización por escrito de su propietario. Todos los derechos están
reservados. Ante cualquier violación a esta disposición, el propietario se
reserva las acciones civiles y penales a que haya lugar contra los infractores.”
“Las Normas Técnicas son de obligatorio cumplimiento en todas las

organizaciones técnicas como parte del Control Interno de PDVSA para
salvaguardar sus recursos, verificar la exactitud y veracidad de la información,
promover la eficiencia, economía y calidad en sus operaciones, estimular la
observancia de las políticas prescritas y lograr el cumplimiento de su misión,
objetivos y metas, es un deber la participación de todos en el ejercicio de la
función contralora, apoyada por la Ley Orgánica de la Contraloría General
de la República y Sistema Nacional de Control Fiscal, Artículos 35--41”.
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Índice
1 OBJETIVO . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5
2 ALCANCE . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5
3 REFERENCIAS . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5
3.1 Petróleos de Venezuela S.A. (PDVSA) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5
3.2 Institute of Electrical and Electronics Engineers (IEEE) . . . . . . . . . . . . . . . 6
3.3 International Electrotechnical Commission (IEC) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6
4 DEFINICIONES . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6
4.1 Arquitectura . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6
4.2 Automatización . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6
4.3 Balancín . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6
4.4 Cabezal . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7
4.5 Casing . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7
4.6 Celda de Carga . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7
4.7 Control . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7
4.8 Diluente . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7
4.9 Gas de Levantamiento (Gas Lift) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7
4.10 Highway Addressable Remote Transducer (HART®) . . . . . . . . . . . . . . . . . 7
4.11 Instrumento . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7
4.12 Línea de Producción . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7
4.13 Macolla (Cluster) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7
4.14 Macolla Subacuática . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 8
4.15 Macolla de Superficie . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 8
4.16 Modbus® . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 8
4.17 Múltiple de Levantamiento con Gas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 8
4.18 Perforación Direccional . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 8
4.19 Plantillas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 8
4.20 Pozo de Superficie . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 8
4.21 Pozo Subacuático . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 8
4.22 Presión de Fondo Fluyente (PWF, Pressure of Well Flowing) . . . . . . . . . . 8
4.23 Sarta de Varillas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 8
4.24 Supervisory Control And Data Acquisition (SCADA) . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9
4.25 Supervisión . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9
4.26 Temperatura de Fondo Fluyente (TWF, Temperature of Well Flowing) . . 9
4.27 Tubo de Educción . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9
4.28 Tubo Venturi . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9
4.29 Variador de Frecuencia . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9
4.30 Yacimiento de Hidrocarburo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9
5 ABREVIATURAS . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9
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6 REQUERIMIENTOS GENERALES . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 10
6.1 Técnicos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 10
6.2 De Instalación . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 16
6.3 Protección Física . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 17
6.4 Interfaz Gráfica . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 18
7 ARQUITECTURA PARA AUTOMATIZACIÓN
DE POZOS / MACOLLAS DE PRODUCCIÓN . . . . . . . . . . . . . . . . . . 18
8 AUTOMATIZACION POZOS DE FLUJO NATURAL . . . . . . . . . . . . 19
8.1 Arquitectura Particular . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 19
8.2 Variables de Medición y Control . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 20
8.3 Arreglo e Instalación Particular . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 21
8.4 Tecnología . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 21
9 AUTOMATIZACIÓN DE POZOS POR LEVANTAMIENTO
DE GAS (GAS LIFT) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 22
9.1 General . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 22
9.2 Automatización de Pozos por Levantamiento de Gas a Nivel
del Múltiple (MLAG) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 22
9.3 Automatización Pozo por Levantamiento de Gas a Nivel
de Cabezal de Pozo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 27
10 AUTOMATIZACIÓN POZOS POR BOMBEO MECÁNICO
CONVENCIONAL . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 31
10.3 Tecnología . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 34
11 AUTOMATIZACIÓN POZOS BOMBEO MECANICO
DE CARRERA LARGA . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 35
11.3 Tecnología . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 37
12 AUTOMATIZACION POZOS
CON BOMBA ELECTROSUMERGIBLE . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 38
12.3 Tecnología . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 41
13 AUTOMATIZACION POZOS
CON BOMBA CAVIDAD PROGRESIVA . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 41
13.3 Tecnología . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 44
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14 AUTOMATIZACIÓN DE MACOLLAS DE PRODUCCION . . . . . . . . 45

14.9 Tecnología . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 50
15 APLICACIONES AVANZADAS . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 50
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1 OBJETIVO
Establecer los requerimientos técnicos mínimos que se deben cumplir en los
Sistemas para la Automatización de Pozos y Macollas Superficiales de
producción en PDVSA, filiales y empresas mixtas.
2 ALCANCE
Esta norma establece las especificaciones y los requisitos que se deben cumplir
en PDVSA, filiales y empresas mixtas para la automatización de los pozos de
producción de crudo y gas, tanto en pozos individuales como en macollas,
tomando en consideración las tecnologías actuales de producción, las
condiciones mínimas de disponibilidad, seguridad, funcionalidad, operabilidad,
confiabilidad, mantenibilidad y protección física de las instalaciones.
Esta norma cubre los componentes físicos (hardware), los programas,
configuraciones, cálculos y procesamiento (software) de los sistemas instalados
localmente en los pozos, así como los requerimientos y elementos operacionales
a ser configurados para la base de datos e interfaz humano--máquina del sistema
de supervisión SCADA.
Este documento no cubre los sistemas para la automatización de pozos y
macollas subacuáticas de producción.
Este documento no cubre el proceso de fabricación o manufactura de los equipos,
dispositivos, ni otros accesorios del sistema de automatización de los pozos y
macollas de producción.
3 REFERENCIAS
Las siguientes normas y códigos contienen disposiciones que al ser citadas,
constituyen requisitos de esta Norma PDVSA. Para aquellas normas referidas sin
año de publicación será utilizada la última versión publicada.
3.1 Petróleos de Venezuela S.A. (PDVSA)

K--300 Lineamientos Generales de Instrumentación, Automatización y Control.
K--301 Pressure Instrumentation.
K--302 Flow Instrumentation.
K--304 Temperature Measurement Criteria.
K--307 Electronic and Pneumatic Instrumentation.
K--309 Sistemas SCADA.
K--332 Control Valves.
K--333 Valve Actuators.
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K--334 Instrumentation Electrical Requirements.

K--336 Sistemas Instrumentados de Seguridad: Seguridad Funcional para los
Procesos Industriales.
K--350 Diseño e Implantacion de Sistemas de Deteccion de Intrusos.
K--360 Programmable Logic Controllers.
K--362 Redes Digitales para Control de Procesos Industriales.
K--363 Sistemas Instrumentados de Fuego y Gas.
N--201 Obras Eléctricas.
N--202 Requisitos Eléctricos para Clasificación de Áreas.
N--253 Technical Specification for Uninterruptible Power Systems (UPS) (IEC
Standard).
90619.1.055 Equipo UPS.
90622.1.002 Protección Física de los Activos Tangibles de PDVSA, Negocios y
Filiales.
3.2 Institute of Electrical and Electronics Engineers (IEEE)

1100 Sistema de Alimentación Eléctrica y Puesta a Tierra para Equipos
Electrónicos.
1692 Protección de Instalación de Comunicación Contra Efecto de Rayo.
3.3 International Electrotechnical Commission (IEC)

61131--3 Estandarización en la Programacion del Control Industrial.
4 DEFINICIONES
4.1 Arquitectura
Es la forma de construcción/conformación de una infraestructura, en este caso de
automatización.
4.2 Automatización
Es el uso de sistemas o elementos computarizados y electromecánicos para
controlar maquinarias y/o procesos industriales sustituyendo a operadores
humanos.
4.3 Balancín
Es la unidad de superficie encargada de impartir el movimiento reciprocante
(ascendente y descendente) a la bomba de pistón ubicada a una cierta
profundidad en el subsuelo.
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4.4 Cabezal
Es el conjunto de válvulas ubicadas en la superficie, que conectan el espacio
anular, la tubería de producción y tubería de inyección de un pozo con el exterior.
4.5 Casing
Es la estructura o revestimiento que cubre las paredes desnuda del hoyo del pozo
y sirve para evitar su colapso.
4.6 Celda de Carga

Es el dispositivo que se utiliza para convertir una presión en señal eléctrica. En el
caso particular de automatización de pozo, se usa para medir el peso o fuerzas
ejercidas sobre la sarta de cabillas en el método de bombeo mecánico, con el fin
de detectar la condición operacional del pozo y de la bomba de pistón.
4.7 Control
Es el conjunto de acciones que se toman sobre un proceso, con o sin intervención
del hombre, para lograr que dicho proceso opere dentro de un rango deseado.
4.8 Diluente
Es un líquido de viscosidad tal, que se utiliza para disminuir la viscosidad de otro
más viscoso.
4.9 Gas de Levantamiento (Gas Lift)

Es el método de recuperación secundaria mediante inyección de gas que permita
reducir el peso de columna de líquido en la tubería de producción, lo cual permite
que la presión remanente en el yacimiento, sea capaz de impulsar el fluido de
producción hasta la superficie.
4.10 Highway Addressable Remote Transducer (HART ®)

Es el protocolo utilizado para comunicación en tiempo real entre instrumentos.
4.11 Instrumento
Es el dispositivo que mide o manipula variables de un proceso.
4.12 Línea de Producción

Es la tubería a través de la cuál se conduce y extrae el hidrocarburo desde el
yacimiento hacia la superficie.
4.13 Macolla (Cluster)

Es una agrupación de pozos alineados en una locación para optimizar la
perforación y facilitar las tareas de producción.
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4.14 Macolla Subacuática

Es la macolla sumergida en el agua.
4.15 Macolla de Superficie

Es la macolla no sumergida en el agua o en tierra firme.
4.16 Modbus ®
Es el protocolo de comunicaciones (estándar de facto) situado en el nivel 7 del
modelo OSI, basado en la arquitectura maestro/esclavo.
4.17 Múltiple de Levantamiento con Gas

Es la estructura en donde se hace la distribución del gas de levantamiento hacia
los pozos o de diluente hacia los pozos.
4.18 Perforación Direccional

Es el método de perforación de pozo que permite dirigir un pozo a través de una
trayectoria predeterminada, para interceptar un objetivo designado en el
subsuelo.
4.19 Plantillas
Es el formato o estructura estandarizada para representar o mostrar ciertos tipos
de datos. Ejemplo de plantillas son: carátulas de controlador, formato de reporte,
formato de solicitud de información, entre otros.
4.20 Pozo de Superficie

Es el pozo de producción con su cabezal de pozo fuera del agua o en tierra firme.
4.21 Pozo Subacuático

Es el pozo de producción con su cabezal de pozo sumergido en el agua.
4.22 Presión de Fondo Fluyente (PWF, Pressure of Well Flowing)

Es la presión medida cerca de la zona de succión o de entrada de fluido a la tubería
de producción (“tubingg”), generalmente en una región cercana a la zona
“cañoneada” de la tubería revestidora (“casing”).
4.23 Sarta de Varillas

Es el conjunto de varillas unidas entre sí y usada para transmitir el movimiento
giratorio o desplazamiento lineal generado en la superficie hasta la bomba
ubicada a cierta profundidad del fondo del pozo.
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4.24 Supervisory Control And Data Acquisition (SCADA)

Es el sistema de Control de Supervisión y Adquisición de Datos, que permite
supervisar y controlar variables de proceso a distancia.
4.25 Supervisión
Es la observación y registro regular de actividades
4.26 Temperatura de Fondo Fluyente (TWF, Temperature of Well

Flowing)
Es la temperatura medida cerca de la zona de succión o de entrada de fluido a la
tubería de producción (“tubing”), generalmente en una región cercana a la zona
“cañoneada” de la tubería revestidora (“casing”).
4.27 Tubo de Educción

Ver definición de “Línea de Producción” punto 4.12.
4.28 Tubo Venturi

Es el instrumento cuya operación consiste en que un fluido en movimiento dentro
de un conducto cerrado disminuye su presión al aumentar la velocidad después
de pasar por una zona de sección menor.
4.29 Variador de Frecuencia

Es un sistema para el control de la velocidad rotacional de un motor de corriente
alterna (AC) por medio del control de la frecuencia de alimentación suministrada
al motor.
4.30 Yacimiento de Hidrocarburo

Es la acumulación natural de hidrocarburos en el subsuelo, contenidos en rocas
porosas o fracturadas.
5 ABREVIATURAS
BMC: Bombeo Mecánico Convencional.
BCP: Bomba de Cavidad Progresiva.
BES: Bomba Electro--sumergible.
E/S: Entrada / Salidas
IHM: Siglas de Interfaz Humano -- Máquina.
LAG: Levantamiento artificial por gas. Ver definición de “Gas Lift” punto 4.9.
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PC: Computador Personal (por sus siglas en inglés: Personal Computer ).

PCP: Siglas de la Organización de “Protección y Control de Pérdidas”.
PDA: Asistente Digital Personal, también denominado computador de bolsillo o
de mano (por sus siglas en inglés: Personal Digital Assistant).
PLC: Controlador Lógico Programable (por sus siglas en inglés: Programmable
Logic Controller).
RTD: Detectores de temperatura resistivos. Son sensores de temperatura
basados en la variación de la resistencia de un conductor con la temperatura (por
sus siglas en inglés: Resistance Temperature Detector).
UPS: Sistema Ininterrumplible de Potencia (por sus siglas en inglés:
Uninterruptible Power Systems).
WT: Celda de Carga.
ZT: Transmisor de Posición.
6 REQUERIMIENTOS GENERALES
La instrumentación debe cumplir con la norma técnica PDVSA K--300.
6.1 Técnicos
6.1.1 Controlador de Proceso
a. Adicionalmente a lo establecido en la norma técnica PDVSA K--360, las
características funcionales y técnicas mínimas que debe tener el Controlador son:
1. Adquisición de las señales de las variables del proceso indicadas en las
respectivas tablas, de acuerdo al tipo de pozo.
2. Lazos de control abiertos y cerrados tanto analógicos como discretos.
3. Supervisión de señal de retorno de respuesta a acción de control, tanto de
señal de tipo analógico como discreta.
4. Ejecutar aplicaciones de control, caracterización de señal, cálculos y
totalizaciones de flujo, almacenamiento de datos, rampa de arranque de
pozo, detección de fugas, diagnóstico de instrumentación, control de
acceso, aplicaciones especializadas, entre otros.
5. Configuración remota (cuando aplique).
6. Adquisición de data asociada a los parámetros de calibración, configuración
y diagnóstico de la instrumentación de campo (sensores y elementos finales
de control).
7. La herramienta de programación deberá cumplir con la norma IEC 61131--3.
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8. Poseer al menos dos puertos de comunicación que cumpla con la norma

PDVSA K--309.
9. Acceso protegido para configuración por contraseña y usuario
(preferiblemente).
10. Poseer la flexibilidad de programación en bloques desarrollados en
lenguajes estructurado de alto nivel o facilidad para integración con
aplicaciones compiladas por medio de programas matemáticos.
11. Registro de alarmas, análisis de tendencias históricas, impresión de
reportes y visualización gráfica de las condiciones actuales del proceso.
12. El sistema operativo debe estar basado en Software Libre con estándares
abiertos.
b. En los casos de múltiples de levantamiento artificial por gas (gas lift), macollas de
producción y otras aplicaciones que lo justifiquen, para las señales y funciones de
vigilancia y protección física se utilizará un controlador independiente del
controlador de proceso.
c. En el controlador de vigilancia y seguridad residirán las aplicaciones de control de

acceso a la instalación, control de acceso al controlador de vigilancia y seguridad,
detección de hurtos de instrumentos, almacenamiento de imágenes y video de
vigilancia.
6.1.2 Comunicación de los Controladores con el SCADA
a. Esta función se encarga de establecer las comunicaciones bidireccionales con el

SCADA.
b. La arquitectura está orientada hacia la supervisión, control, configuración y

diagnóstico remoto como modo de operación normal y en caso de contingencia,
hacia la operación local.
c. La comunicación de los controaldores con el SCADA debe cumplir con la Interfaz

Humano--Máquina indicada en la norma técnica PDVSA K--309.
6.1.3 Interfaz Humano--Máquina (IHM)
a. Las IHM deben tener, como mínimo, las siguientes características:

Esta interfaz debe permitir mediante despliegues dinámicos, realizar las funciones
de ejecución de comandos, supervisión y monitoreo de las condiciones de
operación de los diferentes procesos involucrados en el pozo, múltiple o macolla,
así como el control local de lazos de control y el establecimiento o modificación
de puntos de ajustes de los lazos de control.
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1. Para la función de supervisión y control local del pozo o macolla se debe

utilizar una interfaz humano máquina ((IHM) portátil, PDA o similar). La IHM
se puede conectar al sistema, a través de un puerto de comunicaciones con
el (los) Controlador(es) o a través del bus de integración. Esta interfaz
permitirá mediante despliegues dinámicos, realizar las funciones de
ejecución de comandos, supervisión y monitoreo de las condiciones de
operación de los diferentes procesos involucrados en el pozo o macolla, así
como el control local de lazos de control y el establecimiento o modificación
de puntos de ajustes de los lazos de control.
2. Como mínimo debe tener un despliegue alfanumérico de dos (2) líneas y
teclado funcional o alfanumérico que satisfaga los requerimientos
operacionales de la aplicación.
3. Debe poseer características para permitir lo siguiente:
-- Introducción de contraseña e identificación del usuario, la cual debe ser
registrada, validada localmente y/o transmitida al SCADA o algún servidor
de dominio validación, para permitir la activación de la función de
supervisión y control local. Deben existir al menos dos niveles de acceso:
• Nivel 1: permitirá solo supervisión y control de los parámetros
operacionales y selección de modo de operación local o remoto.
• Nivel 2: permitirá supervisión de todos los parámetros y acceso a la
configuración y modificación de las aplicaciones (mantenedor).
-- Supervisión local de los parámetros principales de diagnóstico del
controlador y las comunicaciones de todo el sistema.
-- Ejecución de comandos para la modificación de los parámetros de control,
cuando el controlador de procesos opere en modo local.
-- Recolección y almacenamiento de la data local en la unidad de
almacenamiento del IHM portátil.
-- Generación local de reportes electrónicos con valores instantáneos y
acumulados en el controlador.
b. Se debe evitar en lo posible, el uso de IHM digital tipo consola--teclado para cada
controlador o gabinete de control. En su lugar se debe considerar el uso de una
sola IHM centralizada, instalada dentro de la caseta de control o en gabinete a
prueba de intemperie y apropiado para la clasificación del área, para acceder a
las funciones de monitoreo y control de todos los equipos de la instalación.
c. Para la IHM centralizada se debe usar la norma PDVSA K--309.
d. En los pozos individuales se puede considerar el uso de IHM removible para
acceder a las funciones de monitoreo, control y recolección de datos y registros
históricos de todos los equipos del pozo, en lugar de IHM instalado en forma
permanente e individual para cada controlador o aplicación.
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e. La portátil deben cumplir, como mínimo, los siguientes requerimientos:

-- Tener un despliegue alfanumérico de, al menos, dos (2) líneas.
-- Despliegue visualizable bajo la luz solar.
-- Teclado funcional o alfanumérico que satisfaga los requerimientos
operacionales de la aplicación.
-- Construcción robusta y portátil.
-- Conexión mediante cable o en forma inalámbrica.
-- A prueba de intemperie y polvo.
-- Seguridad Intrínseca.
-- Resistente a caídas de hasta 150 centímetros de altura.
-- Batería de larga duración recargable.
6.1.4 Supervisión, Control y Configuracion Remota
a. La supervisión remota del pozo o macolla, para efectos de operación y diagnóstico
(tanto del pozo como de su sistema de automatización) se realizará a través del
sistema SCADA.
b. La supervisión, control y configuración remota debe ser capaz de realizar:
-- Supervisión y manipulación remota de los parámetros operacionales de
subsuelo y/o superficie con una frecuencia no mayor a una vez cada cinco (5)
minutos o bajo demanda del operador para los parámetros críticos, con el
propósito de detectar desviaciones operacionales y permitir la optimización del
proceso de producción del pozo.
-- Supervisión y control mediante despliegues que presenten múltiples plantillas
con campos alfa--numéricos y/o gráficos, con capacidad de obtener el detalle
de operación y configuración de un determinado dato, parámetro, entre otros.
-- Ejecución de comandos de control.
-- Control de acceso de usuarios a la función de supervisión remota.
-- Activación de ejecución, supervisión y seguimiento remoto de aplicaciones
especializadas.
-- Generación de reportes.
-- Sumario e histórico de alarmas donde se muestre la hora de aparición de la
alarma y su estado actual, nombre y apellido del operador que la reconoció con
su fecha (dd/mm/aa) y hora.
-- Histórico de eventos donde se muestre la hora y fecha (dd/mm/aa) de cada
acción ejecutada por el operador, así como el nombre y apellido del usuario.
6.1.5 Optimización de Producción
Para optimizar la producción de los pozos se debe realizar un modelaje de
proceso de los métodos de levantamiento para determinar la estrategia de control
más adecuada que aplique para dichos pozos.
REVISION DATE
Page 14
6.1.6 Instrumentacion de Campo

a. El diseño y selección de la instrumentación de flujo, temperatura y presión debe
cumplir con normas PDVSA K--301, PDVSA K--302, PDVSA K--304 y PDVSA
K--307, seleccionado de tal forma que se garantice que el valor promedio de la
variable de operación se encuentre cercana a la mitad del rango del instrumento
y que el valor máximo de la variable de operación no sobrepase el 80% del límite
máximo del rango (URL, “Upper Range Limit”) del instrumento.
b. En los sitios en donde normalmente no existe disponibilidad de alimentación
eléctrica, tales como en los pozos de flujo natural, se recomienda el uso de
instrumentación de bajo consumo, alimentado por medio de batería interna de
tamaño y voltaje estándar, o uso de generación alternativa de electricidad local.
c. Para la automatización de pozos y macolla de producción sólo se permite el uso
de instrumentación analógica neumática de 3--15 psi, electrónica de 4--20 mA y
señales digitales HART®, Modbus® y Ethernet/IP.
d. En caso de usar instrumentación inalámbrica, se debe cumplir lo establecido en
la norma técnica PDVSA K--362.
e. En los lugares en donde no hay disponibilidad de fluido neumático para
instrumentos, la instrumentación a usar no debe ser de tipo neumático, incluyendo
los actuadores de las válvulas de control. En los casos en donde tampoco se
cuenta con disponibilidad de energía eléctrica y es necesario el uso de elementos
de alto consumo, se debe usar un sistema de generación eléctrica basado en
paneles solares u otros medios de generación alternativa de electricidad local.
f. Los actuadores eléctricos de las válvulas de control deben cumplir con la norma
técnica PDVSA K--333, así como con las siguientes características específicas:
1. Régimen de operación continua (100% duty cycle).
2. Voltaje de alimentación: 120 Vac, 60 Hz ó 24 Vdc para la alimentación del
motor, y 24 Vdc para la alimentación de la electrónica de control.
3. Consumo máximo de corriente (electrónica): 1,5 Amp @ 24 Vdc,
indiferentemente del estado del actuador (detenido o en movimiento) o de
los lazos de control y realimentación de posición.
4. Deben ser suministrados con transmisor de posición para indicar el
porcentaje de apertura de la válvula.
5. La señal de control y la señal de realimentación de posición deben ser en
4--20 mA ó 1--5 Vdc.
6. Si se especifica comunicación con protocolo HART®, el protocolo debe
cumplir con las especificaciones de la “HART®”, y soportar todos los
comandos establecidos por dicho organismo.
REVISION DATE
Page 15
7. El actuador debe ir a la posición de falla segura en los siguientes casos:

-- Pérdida de alimentación eléctrica.
-- Apertura del lazo de control o realimentación de posición (corriente de 0
mA).
8. La instrumentación del actuador debe poseer inmunidad a la interferencia
causada por campos electromagnéticos (EMI) y por radiofrecuencia (RFI).
Particularmente, deben ser inmunes a falsas operaciones en presencia de
radios portátiles o cualquier otra fuente generadora de radiofrecuencia.
Asimismo, se debe incorporar en el diseño del actuador, las protecciones
contra transitorias eléctricas.
9. Los instrumentos del actuador deben mantener los valores configurados al
momento de la calibración en caso de:
-- Pérdida de la alimentación eléctrica.
-- Apertura del lazo de control, medición o realimentación de posición
(corriente de 0 mA).
10. La válvula de control debe cumplir con la norma técnica PDVSA K--332 y ser
dimensionada apropiadamente para cada aplicación.
11. Para la medición de temperatura se usará sensor RTD de montaje remoto
tipo Pt 100 caracterizado de acuerdo a la aplicación y precisión requerida.
12. En pozos nuevos, las variables de subsuelo deben ser medidas en el fondo.
Dichas variables pueden ser inferidas en pozos existentes a través de una
aplicación de software en caso de no contar con los elementos de medición
a nivel de fondo en el pozo.
13. Los sensores de subsuelo serán instalados según requerimientos
operacionales y/o de la Organización Responsable de la Gestión del
Yacimiento.
6.1.7 Alimentación Eléctrica
a. La alimentación eléctrica para el sistema de automatización se debe diseñar e
instalar de acuerdo a la norma IEEE 1100.
b. Disponibilidad
La disponibilidad de la alimentación eléctrica a los instrumentos de los pozos debe
ser apropiada para los requerimientos operacionales del pozo.
c. Tipo de Respaldo
1. Solamente será respaldada la alimentación eléctrica de 24 Vdc del sistema
de automatización (control, supervisión, telemetría, instrumentos) y
protección física del pozo o macolla.
REVISION DATE
Page 16
2. En donde sea requerido, el tipo de respaldo de alimentación eléctrica debe

ser del tipo ininterrumpido con tiempo permisible de transferencia de cero (0)
milisegundos (on line UPS).
3. Como medio de respaldo se puede usar una segunda fuente de alimentación
o baterías, y en aquellos casos en donde la magnitud de la carga lo justifique,
en conjunto con generador eléctrico.
d. Autonomía de Respaldo
La autonomía del suministro de alimentación de respaldo se debe definir según
la importancia o criticidad de la instalación, siendo la autonomía mínima
recomendada de 4 horas.
e. Tipo de batería
El diseño, selección e instalación de las baterías se debe realizar de acuerdo a las
normas técnicas PDVSA N--253 y PDVSA 90619.1.055.
6.1.8 Sistema de Puesta a Tierra
El sistema de puesta a tierra se debe diseñar e instalar de acuerdo a las normas
técnicas PDVSA K--334, PDVSA N--201 e IEEE 1100.
6.1.9 Sistema de Protección Contra Descargas Atmosféricas
El sistema de protección contra descargas atmosféricas se debe diseñar e
instalar de acuerdo a la norma IEEE 1692.
6.1.10 Sistema Ininterrumplible de Potencia (UPS)
El sistema UPS se debe diseñar e instalar de acuerdo a las normas técnicas
PDVSA N--253, PDVSA 90619.1.055 y PDVSA N--201.
6.2 De Instalación
6.2.1 En el diseño de la instalación de la infraestructura de automatización de pozos se
debe considerar los requerimientos de desmantelamiento de la infraestructura y
despeje del área alrededor del pozo, para poder instalar la cabria y los equipos
asociados, para la realización del mantenimiento al pozo.
6.2.2 En caso de requerir erección de infraestructura permanente, tales como caseta,
gabinetes o soportes, se debe tomar en cuenta el distanciamiento y protección
requerida para permitir las labores seguras y eficientes de mantenimiento y
servicios al pozo. Se recomienda una distancia mínima de separación de 30 m con
respecto al pozo.
6.2.3 Se recomienda tomar en consideración el diseño de canalizaciones eléctricas y
métodos de instalación que faciliten la conexión y desconexión de los
instrumentos, en caso de ser requeridos.
REVISION DATE
Page 17
6.2.4 Las canalizaciones eléctricas deben ser subterráneas y robustas para soportar el
peso de los camiones y equipos usados para el mantenimiento de los pozos (ver
la norma PDVSA N--201).
6.2.5 Las conexiones eléctricas se deben realizar en regletas de conexiones ubicadas
dentro de cajas bien identificadas, robustas e instaladas a nivel del terreno o
paredes de la fosa del pozo.
6.2.6 Se deben usar métodos de anclaje de los cables para evitar su extracción y hurto.
6.2.7 Se deben usar soldaduras en lugar de pernos y tornillos para la sujeción e
instalación de los equipos y gabinetes para dificultar su extracción y hurto.
6.2.8 Se debe minimizar el uso de cables, tanto para la transmisión de señales como
para la alimentación eléctrica de los equipos, mediante el uso de instrumentación
inalámbrica y alimentación eléctrica por batería interna cuando sea posible. La
reducción del uso de cables y requerimientos de alimentación eléctrica externa
reduce no solamente los componentes susceptibles a hurtos, sino que también
minimiza los puntos de falla y costo de la instalación.
6.2.9 El cableado eléctrico de la instrumentación instalada sobre las tuberías o cabezal
del pozo, se debe realizar mediante cables flexibles y sellos apropiados
requeridos por la clasificación eléctrica de área en el pozo (ver norma técnica
PDVSA N--202).
6.2.10 Los gabinetes de control de pozos o macollas en tierra, en los casos que se usen,
se deben instalar a una distancia de separación mínima del pozo y deben estar
debidamente protegidos con pilotes o barreras para evitar su daño por colisión de
vehículo.
6.2.11 Se debe tener en cuenta el drenaje apropiado del terreno y evitar acumulación de
agua en el terreno donde se ubican los gabinetes de control.
6.3 Protección Física

Uno de los mayores problemas de los sistemas de automatización en
infraestructuras de producción es el vandalismo y robo que sufren los
instrumentos, cables y accesorios, provocando la salida de servicio de equipos,
sistemas y en algunos casos provocando la parada de producción del pozo.
6.3.1 Los requerimientos de protección recomendados por la Organización
Responsable de Protección y Control de Pérdidas de PDVSA para los pozos y
macollas de producción están definidas en las normas técnicas PDVSA K--350 y
PDVSA 90622.1.002.
6.3.2 Se recomienda uso de métodos de camuflaje para esconder y disimular la
presencia de instrumentación y cables en el pozo.
REVISION DATE
Page 18
6.3.3 Adicionalmente se debe evaluar el uso de instrumentos y accesorios construidos

con materiales no reciclables y de bajo valor económico.
6.4 Interfaz Gráfica

Se deben usar los criterios indicados en la norma técnica PDVSA K--309.
7 ARQUITECTURA PARA AUTOMATIZACIÓN DE POZOS /

MACOLLAS DE PRODUCCIÓN
7.1 La Figura 1 muestra la arquitectura general que se debe aplicar en la
automatización de pozos y macollas de producción.
Fig 1. ARQUITECTURA GENERAL PARA LA AUTOMATIZACIÓN DE POZOS Y

Normas PDVSA
IHM
Enlace radial, K--309

fibra o cable
con SCADA
Red integración Supervisoria
SCADA
CONTROL
K--360 y sección 6
CONTROLADOR CONTROLADOR CONTROL SIST. Controlador
de Proceso
de este documento
SEGURIDAD SIS LEVANTAMIENTO
FÍSICA
(Nota 1) (Nota 1) (Nota 1)

(Nota 2) (Nota 2) (Nota 2)
K--301
K--302
K--304
K--307
K--332
Sensores o elementos finales de K--333
control en superficie
K--336
Sensores o
elementos finales de K--350
NOTA 1: Para las E/S aplica lo
ilustrado para el Controlador
control en superficie K--362
Principal y PDVSA K--362 K--363
K--360
NOTA 2: Los controladores pueden ser
independientes o ser parte del Controlador de
Proceso, dependiendo del requerimiento de
la instalación Sensoresde
Fondo
REVISION DATE
Page 19
7.2 La arquitectura está compuesta por elementos modulares con funciones

especializadas de control, interfaz de entradas y salidas, interfaz de
comunicación, sensores y elementos finales de control. El Controlador de Proceso
coordina las funciones de adquisición de datos de las variables del proceso,
ejecuta acciones de control sobre las variables manipuladas y las funciones de
comunicación con el SCADA, a través de una interfaz de comunicación.
7.3 En caso de utilizar módulos de control independientes o externos al controlador

de proceso, los módulos deben tener la capacidad de comunicarse entre sí, con
el controlador de proceso y la interfaz de comunicación con el SCADA.
8 AUTOMATIZACION POZOS DE FLUJO NATURAL

8.1 Arquitectura Particular
8.1.1 La Figura 2 muestra la arquitectura particular que se debe aplicar en la
automatización de pozos de flujo natural.
Fig 2. ARQUITECTURA PARTICULAR PARA LA AUTOMATIZACIÓN DE POZOS DE
FLUJO NATURAL
Normas PDVSA
Enlace radial, fibra o

IHM cable con el Sistema
SCADA K--309
SCADA
CONTROL
Controlador
de Proceso
K--360 y sección 6
de este documento
K--301
K--302
K--304
Sensores o elementos finales
de control en superficie K--307
(Sobre Arbolito del Pozo) K--332
K--333
K--336
K--350
K--362
K--363
K--360
REVISION DATE
Page 20
8.1.2 Por ser un sistema con pocas variables de medición, se recomienda el uso de un
solo controlador con las funciones de protección física incluidas dentro del
8.2 Variables de Medición y Control

8.2.1 La Figura 3 muestra la ubicación de la instrumentación para la automatización de
pozos de flujo natural.
Fig 3. UBICACIÓN DE LA INSTRUMENTACIÓN PARA LA AUTOMATIZACIÓN DE
POZOS DE FLUJO NATURAL
8.2.2 Para la automatización de pozos de flujo natural se deben consider las variables
de medición y control indicadas en la Tabla 1.
REVISION DATE
Page 21
TABLA 1. VARIABLES DE MEDICIÓN Y CONTROL PARA LA AUTOMATIZACIÓN DE

POZOS DE FLUJO NATURAL
TIPO DE
MEDICIÓN CONTROL CÁLCULO OBSERVACIÓN
VARIABLE
Presión de cabezal -- -- Requerimiento mínimo
Presión de la línea
-- -- Requerimiento mínimo
de producción
Presión del casing o
anular
Temperatura de la
línea de producción
Temperatura del
casing o anular
Solo aplica en pozo de
Variables de Flujo de producción -- --
gas
Superficie
-- Apertura/cierre de pozo -- Opcional
Según requerimiento
de la Gerencia de
Alarma de intruso -- --
protección y control de
pérdidas
Alarma de gas En los casos que
-- --
tóxico aplique
Alarma de falla de
suministro principal -- -- Requerimiento mínimo
de electricidad
Opcional, determinado
Presión de fondo
-- -- por la Gerencia de
fluyente
Variables de yacimientos
Subsuelo Opcional, determinado
Temperatura de
-- -- por por la Gerencia de
fondo fluyente
yacimientos
8.3 Arreglo e Instalación Particular

Se debe considerar la instalación de la instrumentación dentro de gabinete
mimetizado.
8.4 Tecnología
Debido a la ausencia de energía eléctrica en la mayoría de los pozos de
producción por flujo natural, la primera opción es el uso de instrumentación de tipo
inalámbrica con batería interna.
REVISION DATE
Page 22
9 AUTOMATIZACIÓN DE POZOS POR LEVANTAMIENTO DE

GAS (GAS LIFT)
9.1 General
9.1.1 Para la automatización del método de levantamiento artificial por inyección de
gas, se tienen dos posibles soluciones:
a. Automatización a Nivel del Múltiple (MLAG)
Se usa esta opción en todos los casos que existe un múltiple de distribución de
gas (múltiple de levantamiento artificial por gas (gas lift)) hacia los pozos de
inyección de gas.
b. Automatización a Nivel de Cabezal de Pozo
Se usa esta opción en:
1. Pozos que comparten una misma línea de suministro de gas de inyección
(con o sin múltiple) conocidos como pozos enganchados o encadenados, en
los cuales no sea factible o no se prevea en forma justificada, el tendido de
líneas independientes para cada pozo.
2. Pozos que posean el suministro de gas directamente desde las plantas
compresoras, sin una infraestructura similar a un múltiple de levantamiento
artificial por gas (gas lift).
9.1.2 En el caso de instalaciones automatizadas previamente, es decir, automatización
de inyección de gas a nivel de múltiple o a nivel de pozo, se debe continuar con
el esquema implantado inicialmente.
9.2 Automatización de Pozos por Levantamiento de Gas a Nivel del

Múltiple (MLAG)
9.2.1 Arquitectura Particular
La Figura 4 muestra la arquitectura particular que se debe aplicar en la
automatización de pozos por levantamiento de gas a nivel del múltiple (MLAG).
REVISION DATE
Page 23
Fig 4. ARQUITECTURA PARTICULAR PARA LA AUTOMATIZACIÓN DE POZOS POR

LEVANTAMIENTO DE GAS A NIVEL DEL MÚLTIPLE (MLAG)
Normas PDVSA
IHM K--309
Enlace radial,
fibra o cable
con SCADA
SCADA
CONTROL
K--360 y sección 6
CONTROLADOR CONTROLADOR Controlador
de Proceso
de este documento
PCP SIS
Enlace cableado o
inalámbrico
(Nota 1) (Nota 1)
(Nota 2) (Nota 2)
K--301
Red control (según PDVSA K--362) K--302
K--304
K--307
K--332
K--336
Sensores o elementos
En múltiple finales de control en K--350
NOTA 1: Para las E/S aplica lo
ilustrado para el Controlador
superficie K--362
Principal y PDVSA K--362 K--363
K--360
En cada pozo
NOTA 2: Los controladores pueden ser
independientes o ser parte del Controlador de
Proceso, dependiendo del requerimiento de
la instalación Sensoresde
Fondo
9.2.2 Variables de Medición y Control

a. En la Figura 5 se muestran las mediciones y controles típicos para la
automatización de MLAG de dos cañones.
REVISION DATE
Page 24
Fig 5. MEDICIONES Y CONTROLES TÍPICOS PARA LA AUTOMATIZACIÓN DE MLAG

DE DOS CAÑONES
FC
FI PI TI
PC > FT
FCV
UT
PT
PT TT
TE PCV POZO
CAÑÓN A
PT
TT
CAÑÓN B
POZO
PT
NOTA: No en todos los casos existe la válvula
reguladora de presión (PCV), pero se
mantiene el esquema de redundancia de
medición de presión y temperatura en cada
cañón para el cálculo de flujo hacia cada pozo FCV
FT
FC
b. En los casos en que se controla la presión de entrada del múltiple, se mide la

presión en cada cañón, pero para el control de presión de entrada al múltiple,
normalmente se usará el valor más cercano a un valor nominal predeterminado
y en caso de falla de un transmisor, determinada por variable fuera de rango, se
usará la señal del otro transmisor que está en operación, o se usará último valor
de medición válido en caso de que ambos transmisores presenten falla.
c. Para el cálculo de flujo se aplica la misma lógica para la selección del valor de
presión y temperatura entre los transmisores.
d. La válvula de control de flujo de inyección al pozo es una válvula de choque
ajustable acoplado a un actuador eléctrico.
e. Para la medición del flujo de entrada al múltiple se puede usar un transmisor
multivariable.
f. Para la inyección de gas en forma continua se usará el algoritmo de control PID.
REVISION DATE
Page 25
g. Para la inyección de gas en forma intermitente se usará un temporizador para abrir

y cerrar en forma cíclica la válvula a una tasa de flujo fijada por el operador.
h. Otras Variables a Medir/Controlar:
1. Retroalimentación de Posición de la Válvula de Control
-- Posición de la válvula control de presión del múltiple.
-- Posición de la válvula de control de flujo de inyección de gas del pozo n.
2. Volumen Total
-- Volumen diario total del gas inyectado al pozo n.
-- Volumen diario total del gas inyectado en el múltiple.
3. Variables de Control de Lazo Abierto desde el SCADA
-- Punto de ajuste (set point) del flujo de inyección a pozo.
-- Punto de ajuste (set point) de presión del múltiple.
i. Para la automatización de pozos por levantamiento de gas a nivel del múltiple
(MLAG), se deben consideran las variables de medición y control indicadas en la
Tabla 2.
REVISION DATE
Page 26

POZOS POR LEVANTAMIENTO DE GAS A NIVEL DEL MÚLTIPLE (MLAG)
TIPO DE
VARIABLE
Presión de gas a la Requerimiento
-- --
entrada múltiple mínimo
Temperatura de gas a la Requerimiento
-- --
Flujo de gas a la Requerimiento
-- --
Presión de gas al pozo Requerimiento
-- --
n mínimo
Temperatura de gas al Requerimiento
-- --
pozo n mínimo
Requerimiento
Flujo de gas al pozo n -- --
mínimo
Presión de la línea de Requerimiento
-- --
producción mínimo
Posición de la válvula
Requerimiento
control de presión al -- --
mínimo
múltiple
Posición de la válvula
Requerimiento
de control de flujo al -- --
mínimo
Variables de pozo
Superficie Volumen total
Requerimiento
-- -- diario de gas al
mínimo
múltiple
Volumen total
Requerimiento
-- -- diario de gas al
mínimo
pozo n
Presión de gas Requerimiento
-- --
al múltiple mínimo
Flujo de gas al Requerimiento
-- --
pozo mínimo
Alarma de intruso en el Requerimiento
-- --
múltiple mínimo
Alarma de intruso en Requerimiento
-- --
gabinetes mínimo
En los casos donde
Alarma de gas tóxico -- --
aplique
Requerimiento
Alarma de falla DC -- --
mínimo
Requerimiento
Alarma de falla AC -- --
mínimo
REVISION DATE
Page 27
TIPO DE
VARIABLE
Opcional,
Presión de fondo determinado por la
-- --
fluyente Gerencia de
yacimientos
Opcional,
Variables de Temperatura de fondo determinado por la
-- --
Subsuelo fluyente Gerencia de
yacimientos
Opcional,
Perfil de presión y determinado por la
-- --
temperatura Gerencia de
yacimientos
9.2.3 Tecnología
En caso de ausencia de fluido neumático para impulsar las válvulas de control, es
necesario el uso de actuador eléctrico para acción modulante.
9.3 Automatización Pozo por Levantamiento de Gas a Nivel de

Cabezal de Pozo
9.3.1 Arquitectura Particular
automatización de pozos por levantamiento de gas a nivel del cabezal del pozo.
REVISION DATE
Page 28

LEVANTAMIENTO DE GAS A NIVEL DE CABEZAL DE POZO
Normas PDVSA

IHM cable con el Sistema K--309
SCADA
SCADA
CONTROL
Controlador
NOTA: funciones de PCP se de Proceso K--360
deben incorporar dentro del
controlador de proceso
K--301
K--302
K--304
Sensores o
elementos finales de
K--333
K--350
K--362
K--363
K--360
Sensoresde
Fondo
9.3.2 Variables de Medición y Control

a. En la Figura 7 se muestran las mediciones y controles típicos para la
automatización de pozos por levantamiento de gas a nivel del cabezal del pozo.
Fig 7. MEDICIONES Y CONTROLES TÍPICOS PARA LA AUTOMATIZACIÓN DE POZOS

POR LEVANTAMIENTO DE GAS A NIVEL DEL CABEZAL DEL POZO
FC
PT TT FT
FCV
PT
REVISION DATE
Page 29
b. La automatización del proceso de levantamiento, a través del cabezal del pozo,

se realiza mediante un lazo de control de flujo de inyección y medición de presión
del pozo supervisada a través del SCADA.
c. Variables Básicas de Superficie
1. Presión de cabezal.
2. Temperatura de cabezal.
3. Presión de revestimiento (casing).
4. Presión de la línea de producción.
5. Flujo de inyección (fluidos de levantamiento, recuperación, diluente).
6. Presión de inyección (fluidos de levantamiento, recuperación, diluente).
7. Temperatura de fluidos de inyección.
8. Posición de la válvula de inyección.
d. Variables de Subsuelo
1. Presión de fondo fluyente.
2. Temperatura de fondo fluyente.
3. Perfil de temperatura.
e. Control
1. El control de flujo de inyección de gas se debe realizar mediante algoritmo
PI.
2. Los valores medidos y calculados deben ser almacenados en memoria para
poder ser consultados localmente mediante una interfaz humano--máquina,
con las siguientes facilidades: calibración de sensores, diagnóstico de
hardware, asignación de tiempo y control manual/automático del flujo de
gas.
f. Para la automatización de pozos por levantamiento de gas a nivel de cabezal de
pozo, se deben consideran las variables de medición y control indicadas en la
Tabla 3.
REVISION DATE
Page 30

POZOS POR LEVANTAMIENTO DE GAS A NIVEL DE CABEZAL DE POZO
TIPO DE
VARIABLE
Presión de gas al
pozo
Temperatura de gas
al pozo
Flujo de gas al pozo -- -- Requerimiento mínimo
de producción
Temperatura de la
Posición válvula
Variables de control flujo al pozo
Superficie Volumen total
-- -- diario de gas al Requerimiento mínimo
pozo
-- Flujo de gas al pozo -- Requerimiento mínimo
Alarma por falla de
sistema
Alarma de intruso -- -- Requerimiento mínimo
Alarma de gas
tóxico
Alarma por falla de
electricidad
Presión de fondo
fluyente
yacimientos
Variables de Temperatura de
Subsuelo fondo fluyente
yacimientos
Perfil de presión y
de temperatura
yacimientos
9.3.3 Tecnología
a. En caso de ausencia de fluido neumático para impulsar las válvulas de control, es

necesario el uso de actuador eléctrico para acción modulante.
b. Se permite el uso de instrumentación inalámbrica según la aplicación, previo

análisis técnico y económico.
REVISION DATE
Page 31
10 AUTOMATIZACIÓN POZOS POR BOMBEO MECÁNICO

CONVENCIONAL
automatización de pozos por bombeo mecánico convencional.
BOMBEO MECÁNICO CONVENCIONAL
Normas PDVSA

SCADA
SCADA
CONTROL
Controlador
VDF de Proceso NOTA: funciones de PCP se
deben incorporar dentro del K--360
controlador de proceso
K--301
K--302
K--304
Sensores o
K--333
K--350
K--362
K--363
K--360
Sensoresde
Fondo

10.2.1 En la Figura 9 se muestran las variables de medición y control para la
automatización de pozos por bombeo mecánico convencional.
REVISION DATE
Page 32
Fig 9. VARIABLES DE MEDICIÓN Y CONTROL PARA LA AUTOMATIZACIÓN DE

POZOS POR BOMBEO MECÁNICO CONVENCIONAL
Posición
ZT
Temperatura tubing
Carga
Tx torque
Interruptor flujo
Presión tubing
XT
XT
FS TT PT
T fondo fluyente TT
P fondo fluyente PT
REVISION DATE
Page 33
10.2.2 Variables Básicas de Superficie

a. Temperatura de la línea de producción.
b. Presión de la línea de producción.
c. Flujo/no flujo en la línea de producción.
10.2.3 Control de Bombeo
a. El recorrido de la bomba está predeterminado por el tamaño y longitud del brazo
del balancín, y la velocidad del recorrido de la bomba está determinada por la caja
reductora y sistema de bielas. Normalmente tanto el recorrido como la velocidad
del recorrido de la bomba es constante y continuo.
b. Hay casos en donde se aplica el bombeo intermitente controlado mediante un
temporizador. Esta técnica conocida como control de “pump off” se aplica en
pozos en los cuales el volumen de extracción de fluido es mayor que el volumen
de reposición de fluido desde el yacimiento al pozo.
c.
Otra opción es el uso de variador de frecuencia para regular la velocidad del
recorrido de la bomba y mantener una tasa de extracción de fluido igual a la de
reposición. Para estos casos se usa la aplicación de diagnóstico en este tipo de
levantamiento cerrando el lazo de control (Dynasim) (ver Figura 10).
Fig 10. APLICACIÓN DYNASIM EN LAZO DE CONTROL PARA OPTIMIZACIÓN DE
PRODUCCIÓN
Nodalb Proceso
posición y
Net--DAS CPM f(Hz) carga
setpoint % + Control de VDF
-- Velocidad
% Llenado Net--DAS
(Dynasim/Net--DAS)
10.2.4 Variables para Carta Dinagráfica

a. Torque de motor o esfuerzo mecánico en la sarta de cabillas del balancín.
b. Posición del recorrido.
10.2.5 Variables de Subsuelo
Las variables de subsuelo pueden ser inferidas. Solo se miden en pozos de gran
producción. Dichas variables son:
REVISION DATE
Page 34
a. Presión de fondo fluyente.

b. Temperatura de fondo fluyente.
10.2.6 Para la automatización de pozos por bombeo mecánico convencional, se deben
considerar las variables de medición y control indicadas en la Tabla 4.

POZOS POR BOMBEO MECÁNICO CONVENCIONAL
TIPO DE
VARIABLE
de producción
Temperatura de la
Presión de casing -- -- Requerimiento mínimo
Golpe por minuto
(spm)
Angulo de la viga -- -- Requerimiento mínimo
Carga de la sarta -- -- Requerimiento mínimo
Encendido/apagado
de bombeo
Variables de Corriente de motor -- -- Requerimiento mínimo
Superficie
Potencia de motor -- -- Requerimiento mínimo
-- Ajuste de velocidad -- Requerimiento mínimo
-- -- Carta dinagráfica Requerimiento mínimo
Alarma por falla de
sistema
Alarma por gas
tóxico
Alarma por falla de
electricidad AC
Alarma por falla de
electricidad DC
Presión de fondo
fluyente
Temperatura de
fondo fluyente
yacimientos
10.3 Tecnología
Uso de Dynasim como tecnología de optimización de producción y uso de
instrumentación inalámbrica.
REVISION DATE
Page 35
11 AUTOMATIZACIÓN POZOS BOMBEO MECANICO DE

CARRERA LARGA
automatización de pozos por bombeo mecánico de carrera larga.
BOMBEO MECÁNICO DE CARRERA LARGA
Normas PDVSA

SCADA
SCADA
CONTROL
NOTA: funciones de la CONTROLADOR

Organización de PCP se PRINCIPAL K--360
deben incorporar dentro del
K--301
K--302
K--304
Sensores o
K--333
K--350
K--362
K--363
K--360
Sensoresde
Fondo

automatización de pozos por bombeo mecánico de carrera larga.
REVISION DATE
Page 36

POZOS POR BOMBEO MECÁNICO DE CARRERA LARGA
REVISION DATE
Page 37
11.2.2 Para la automatización de pozos por bombeo mecánico de carrera larga, se deben
consideran las variables de medición y control indicadas en la Tabla 5.

POZOS POR BOMBEO MECÁNICO DE CARRERA LARGA
TIPO DE
VARIABLE
de producción
Temperatura de la
Golpe por minuto
(spm)
Posición de
recorrido
Carga de la sarta -- -- Requerimiento mínimo
Encendido/apagado
Variables de de bombeo
Superficie Corriente de motor -- -- Requerimiento mínimo
Potencia de motor -- -- Requerimiento mínimo
-- Ajuste de velocidad -- Requerimiento mínimo
-- -- Carta dinagráfica Requerimiento mínimo
Alarma por falla de
sistema
Alarma por gas
tóxico
Alarma por falla de
electricidad AC
Alarma por falla de
electricidad DC
Presión de fondo
fluyente
Temperatura de
fondo fluyente
yacimientos
11.3 Tecnología
Uso de Dynasim como tecnología de optimización de producción y uso de
instrumentación inalámbrica.
REVISION DATE
Page 38
12 AUTOMATIZACION POZOS CON BOMBA

ELECTROSUMERGIBLE
automatización de pozos con bomba electrosumergible.
Fig 13. ARQUITECTURA PARTICULAR PARA LA AUTOMATIZACIÓN DE POZOS CON
BOMBA ELECTROSUMERGIBLE
Normas PDVSA
SCADA
IHM K--309
(Nota 3)
Enlace radial,
fibra o cable
con SCADA
CONTROL
K--360 y sección 6
CONTROLADOR CONTROL SIST. Controlador
de Proceso
de este documento
SIS LEVANTAMIENTO
(Nota 1) (Nota 1)
(Nota 2)
K--301
K--302
NOTA 1: Para las E/S aplica lo ilustrado para K--304
el Controlador Principal y PDVSA K--362. K--307
K--332
NOTA 2: Control por VDF, arranque directo u
otra tecnología. Sensores o elementos finales de K--333
K--336
NOTA 3: Dependerá del tipo de control que se Sensores o
ejerza sobre el sistema de levantamiento.
K--363
K--360
Sensoresde
Fondo

automatización de pozos con bomba electrosumergible.
REVISION DATE
Page 39

POZOS CON BOMBA ELECTROSUMERGIBLE
12.2.2 Para la automatización de pozos con bomba electrosumergible, se deben

considerar las variables de medición y control indicadas en la Tabla 6.
REVISION DATE
Page 40

POZOS CON BOMBA ELECTROSUMERGIBLE
TIPO DE
VARIABLE
de producción
Temperatura de la
Voltaje de motor -- -- Requerimiento mínimo
Corriente de motor -- -- Requerimiento mínimo
Frecuencia de salida -- -- Requerimiento mínimo
Temperatura de
arrollado de motor
Torque de motor -- -- Requerimiento mínimo
Torque de bomba -- -- Requerimiento mínimo
Velocidad de la Velocidad de la
-- Requerimiento mínimo
bomba bomba
Estatus del variador
(arrancado, parado,
back spin, entre
otros)
Variables de
Superficie Historial de falla del
VFD
Fallas actuales del
VFD
Relación de poleas
en caja de velocidad -- -- Requerimiento mínimo
(VFD)
Encendido/apagado Encendido/apagado -- Requerimiento mínimo
Reposición de causa
de paro
Alarma por falla de
sistema
Alarma por gas
tóxico
Alarma por falla de
electricidad AC
Alarma por falla de
electricidad DC
REVISION DATE
Page 41
TIPO DE
VARIABLE
Presión de succión
de la bomba
Presión de descarga
de la bomba
Temperatura de
succión de la bomba
Temperatura de
Variables de descarga de la -- -- Requerimiento mínimo
Subsuelo bomba
Vibración de bomba -- -- Opcional
Presión de fondo
fluyente
yacimientos
Temperatura de
fondo fluyente
yacimientos
12.3 Tecnología
Considerar el uso de instrumentación inalámbrica.
13 AUTOMATIZACION POZOS CON BOMBA CAVIDAD

PROGRESIVA
automatización de pozos con bomba de cavidad progresiva.
REVISION DATE
Page 42
Fig 15. ARQUITECTURA PARTICULAR PARA LA AUTOMATIZACIÓN DE POZOS CON

BOMBA DE CAVIDAD PROGRESIVA
SCADA SALA DE CONTROL

Normas PDVSA

fibra o cable
con SCADA
RED DE CAMPO
K--360 y sección 6
IHM CONTROL DE Controlador
LOGGER de Proceso
de este documento
BOMBEO
(LOCAL)
(Nota 2) (Nota 3)
K--301
red de control (según
PDVSA K--362) K--302
el Controlador Principal y PDVSA K--362. K--307
K--332
NOTA 2: VDF, Arrancador Directo, Sensores o elementos finales de
Estrella--Delta. K--333
K--336
NOTA 3: El logger puede estar en el Sensores o
controlador de proceso o un equipo externo,
siempre y cuando la interfaz lo soporte. INTERFAZ
K--363
K--360
Sensoresde
Fondo

automatización de pozos con bomba de cavidad progresiva.
REVISION DATE
Page 43

POZOS CON BOMBA DE CAVIDAD PROGRESIVA
13.2.2 Para la automatización de pozos con bomba de cavidad progresiva, se deben

consideran las variables de medición y control indicadas en la Tabla 7.
REVISION DATE
Page 44

POZOS CON BOMBA DE CAVIDAD PROGRESIVA
TIPO DE
VARIABLE
Presión de la línea de
producción
Temperatura de la línea
de producción
Torque de motor -- -- Requerimiento mínimo
Torque de bomba -- -- Requerimiento mínimo
Estatus del variador
(arrancado, parado, -- -- Requerimiento mínimo
back spin, entre otros)
Historial de falla del
VFD
Fallas actuales del VFD -- -- Requerimiento mínimo
Variables de Relación de poleas en
Superficie -- -- Requerimiento mínimo
caja de velocidad (VFD)
Encendido/apagado de Encendido/apagado
-- Requerimiento mínimo
bomba bomba
Velocidad de bomba Velocidad de bomba -- Requerimiento mínimo
Alarma por falla de
sistema
Alarma por gas tóxico -- -- Requerimiento mínimo
Alarma por falla de
electricidad
Para futura optimización
Carga de la sarta -- --
de producción
Vibración de bomba -- -- Opcional
Presión entrada bomba -- -- Requerimiento mínimo
Temperatura entrada
bomba
Presión descarga
bomba
Variables de Temperatura descarga
Subsuelo -- -- Requerimiento mínimo
bomba
Presión fondo fluyente -- -- por la Gerencia de
yacimientos
Temperatura fondo
fluyente
yacimientos
13.3 Tecnología
Considerar el uso de Variador de frecuencia (VDF) para regular la velocidad de
la bomba.
REVISION DATE
Page 45
14 AUTOMATIZACIÓN DE MACOLLAS DE PRODUCCION

14.1 Las macollas son arreglos de infraestructuras de producción constituidos por la
combinación de algunos de los siguientes equipos:
a. Pozos de producción.
b. Subestación eléctrica.
c. Válvula multipuertos o múltiples de producción.
d. Bombas multifásicas.
e. Sistema de prueba de pozo.
f. Sistema Instrumentado de Seguridad (SIS) (ver norma PDVSA K--363).
g. Servicios auxiliares:
1. Inyección de químicos.
2. Inyección de diluentes y solventes.
3. Inyección de vapor.
4. Aire de instrumentos.
h. Sistema de protección física.
14.2 Es necesario considerar la macolla como un proceso o planta integrada para la

extracción de hidrocarburo del subsuelo que incluye las facilidades que permite
el suministro de energía eléctrica, la prueba de pozos y el bombeo del crudo hacia
las plantas de procesamiento o estaciones de flujo.
14.3 El sistema de automatización de la macolla puede estar constituido por

controladores especializados e independientes para cada una de las funciones
particulares de cada equipo, cuando así lo determinen las normas, aplicaciones
o consideraciones de criticidad, pero se debe considerar la integración de los
datos, modularización y escalamiento de las funciones y estandarización de todos
los equipos que conforman la macolla.
14.4 Las macollas deben ser monitoreadas y operadas de forma local y/o remota por
los operadores desde sala de control y/o en sitio. Las funciones de control de lazo
cerrado se deben realizar en controladores ubicados en la respectiva macolla. La
interrupción o falla de la comunicación entre la macolla y el SCADA no debe
interrumpir la continuidad operacional de los lazos de control locales. El control
remoto del operador desde la sala de control puede detener y arrancar el equipo
(VDF, Arrancador, entre otros) y ajustar los puntos de ajuste de los controladores.
REVISION DATE
Page 46
14.5 Los controladores de la macolla: Sistema de Control de Procesos (SCP), Sistema

Instrumentado de Seguridad (SIS) u otros, se deben ubicar en la caseta de
equipos de la macolla. Si se interrumpen las comunicaciones con la sala de
control, los operadores podrán supervisar y operar la macolla desde un IHM
(Interfaz Humano Máquina) local.
14.6 En el cabezal de cada pozo debe existir una indicación local de la presión y la
temperatura de la superficie, y las variables de fondo de cada pozo se mostrarán
localmente en la macolla, en el equipo o panel dedicado para esa función. En caso
de existir un Sistema Instrumentado de Seguridad (SIS), la señal de presión de
la línea de producción se debe enviar vía cableado a dicho SIS, usando un
instrumento dedicado.

automatización de macollas de producción.
Fig 17. ARQUITECTURA PARTICULAR PARA LA AUTOMATIZACIÓN DE MACOLLAS
DE PRODUCCIÓN
SCADA SALA DE CONTROL
Normas PDVSA

fibra o cable
con SCADA
RED DE CAMPO
IHM
(Nota 2) K--360 y
Sistema SUb Estación Bombas Ruebas Sistema Servicios Controlador sección 6 de
Controlador SIS Otros
Protección (donde aplique) Eléctrica Multifásicas Pozos Levantamiento Auxiliares de Proceso este documento
Física
K--301
red de control (según
PDVSA K--362) K--302
Sensores o elementos finales de
el Controlador Principal y PDVSA K--362. control en superficie K--307
K--332
NOTA 2: VDF, Arrancador Directo,
Estrella--Delta. K--333
(Nota 3) K--336
NOTA 3: El logger puede estar en el Sensores o
LOGGER O elementos finales de K--350
controlador de proceso o un equipo externo, INTERFAZ
siempre y cuando la interfaz lo soporte. control en superficie K--362
K--363
NOTA 3: a Excepción del SIS los
controladores pueden ser independientes o K--360
ser parte del Controlador de Proceso,
dependiendo delrequerimiento de la
instalación. Sensoresde
Fondo
REVISION DATE
Page 47

Para la automatización de macollas de producción, se deben considerar las
variables de medición y control indicadas en la Tabla 8.
TIPO DE
VARIABLE
Ver sección de esta Ver sección de esta Ver sección de
Variables de norma norma esta norma
--
Pozos correspondiente al correspondiente al correspondiente
tipo de pozo tipo de pozo al tipo de pozo
Estado de
interruptores
Corriente de fases -- -- Requerimiento mínimo
Variables de Voltaje de fases -- -- Requerimiento mínimo
S
Subestación Potencia -- -- Requerimiento mínimo
Eléctrica Apertura/cierre de
interruptores
-- -- -- Requerimiento mínimo
-- -- -- --
Presión en la línea
-- -- --
de producción
Presión del múltiple -- -- Requerimiento mínimo
Presión de salida -- -- Requerimiento mínimo
Variables de Alineación de pozo Alineación de pozo -- Requerimiento mínimo
Múltiple
p Posición de válvula -- -- Requerimiento mínimo
Producción o Si hay mucha caída de
Válvula presión entre el pozo y
Temperatura línea
multipuertos -- -- el múltiple de
de producción
producción o válvula
multipuertos
-- -- -- --
-- -- -- --
Presión de succión -- -- Requerimiento mínimo
Presión de
descarga
Arranque/parada Arranque/parada -- Requerimiento mínimo
-- Bajo flujo -- Requerimiento mínimo
Variables de
Baja presión de
Bombas -- -- Requerimiento mínimo
succión
Multifásicas
Alta presión de
descarga
-- Vibración -- Requerimiento mínimo
-- -- -- --
-- -- -- --
REVISION DATE
Page 48
TIPO DE
VARIABLE
Totalización de
Flujo multifásico -- flujo de cada Las tres fases
fase
Alineación de pozo Alineación de pozo -- Requerimiento mínimo
Tabla de
-- -- selección del --
pozo
Arena -- -- Opcional
Si se usa separador
-- Nivel en separador --
de prueba tradicional
Si se usa separador
Presión -- --
Variables del de prueba tradicional
S
Sistema de Si se usa separador
p p
prueba de pozos Temperatura -- --
Si se usa separador
Corte de agua -- --
Si se usa separador
Flujo de gas -- --
Conteo de Si se usa separador
-- Vaciado
vaciado o golpe de prueba tradicional
Opción alterna al
control de vaciado o
Flujo de líquido -- -- golpe cuando se usa
separador de prueba
tradicional
Según
Según requerimientos
requerimientos
derivados del análisis -- --
derivados del
de riesgo
análisis de riesgo
Variables del Detección de
-- -- derivados del análisis
Sistema incendio
de riesgo
Instrumentado de
Seguridad Detección de gas
combustible
de riesgo
Detección de gas
tóxico
de riesgo
REVISION DATE
Page 49
TIPO DE
VARIABLE
Flujo de Flujo de
química/solvente/ química/solvente/ -- --
diluente diluente
Presión de Presión de
química/solvente/ química/solvente/ -- --
diluente diluente
Nivel del tanque de
almacenamiento -- -- --
dequímica
Arranque/parada de Arranque/parada de
-- --
bomba química bomba química
Variables de los Flujo de vapor -- -- --
Servicios Presión de vapor Presión de vapor -- --
Auxiliares Temperatura de
Temperatura de vapor -- --
vapor
Calidad de vapor -- -- --
Otras variables Otras variables según
según requerimiento requerimiento del
-- --
del sistema de sistema de generación
generación de vapor de vapor
Presión de aire de Presión de aire de
-- --
instrumentos instrumentos
Arranque/parada del Arranque/parada
compresor de aire del compresor de aire -- --
de instrumentos de instrumentos
Según la norma
técnica PDVSA
K--350, requerimientos
Detección de intruso -- -- del análisis de riegos,
estudio de protección
física e informe de
protección física
Detección de
Variables del del análisis de riego,
intruso por
Sistema de Video -- estudio de protección
patrones de
Protección Física física e informe de
video
protección física
del análisis de riego,
-- Acceso -- estudio de protección
física e informe de
protección física
Ocurrencia de
-- Alarma por hurto --
hurto
REVISION DATE
Page 50
TIPO DE
VARIABLE
Alimentación AC -- -- --
Variables
Alimentación DC -- -- --
Generales de la
Macolla Protección catódica Si estudios indican la
-- --
(corriente y voltaje) necesidad
14.9 Tecnología
a. Considerar el uso de instrumentación y equipo con tecnología inalámbrica.
b. Considerar el uso de medidor de flujo multifásico.
c. Considerar el uso de medidor de corte de agua.
d. Considerar el uso de medidor de arena.
e. Considerar el uso de aplicaciones para optimización de producción y bombeo.
15 APLICACIONES AVANZADAS
Existen algunas aplicaciones para optimizar tanto las operaciones como la
producción. La decisión del uso de estas aplicaciones será de acuerdo a las
evaluaciones técnico--económicas de cada caso en particular. Ejemplo de
aplicaciones son:
a. Control de producción On--Off.
b. Dynasim.
c. Cable calentador.
d. Control de inyección de gas.
e. Inyección de vapor en forma continua.
f. Control inteligente de pozo.
g. Otros.
16/Jul/2012

Automatizacion de Pozos y Macollas de Produccion

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PDVSA

MANUAL DE INGENIERÍA DE DISEÑO

K--353 AUTOMATIZACIÓN DE POZOS Y MACOLLAS DE

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

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

E PDVSA, 2005 ESPECIALISTAS

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

“Las Normas Técnicas son de obligatorio cumplimiento en todas las

14 AUTOMATIZACIÓN DE MACOLLAS DE PRODUCCION . . . . . . . . 45

3.1 Petróleos de Venezuela S.A. (PDVSA)

K--334 Instrumentation Electrical Requirements.

3.2 Institute of Electrical and Electronics Engineers (IEEE)

3.3 International Electrotechnical Commission (IEC)

4.6 Celda de Carga

4.9 Gas de Levantamiento (Gas Lift)

4.10 Highway Addressable Remote Transducer (HART ®)

4.12 Línea de Producción

4.13 Macolla (Cluster)

4.14 Macolla Subacuática

4.15 Macolla de Superficie

4.17 Múltiple de Levantamiento con Gas

4.18 Perforación Direccional

4.20 Pozo de Superficie

4.21 Pozo Subacuático

4.22 Presión de Fondo Fluyente (PWF, Pressure of Well Flowing)

4.23 Sarta de Varillas

4.24 Supervisory Control And Data Acquisition (SCADA)

4.26 Temperatura de Fondo Fluyente (TWF, Temperature of Well

4.27 Tubo de Educción

4.28 Tubo Venturi

4.29 Variador de Frecuencia

4.30 Yacimiento de Hidrocarburo

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

8. Poseer al menos dos puertos de comunicación que cumpla con la norma

c. En el controlador de vigilancia y seguridad residirán las aplicaciones de control de

6.1.2 Comunicación de los Controladores con el SCADA

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

b. La arquitectura está orientada hacia la supervisión, control, configuración y

c. La comunicación de los controaldores con el SCADA debe cumplir con la Interfaz

6.1.3 Interfaz Humano--Máquina (IHM)

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

1. Para la función de supervisión y control local del pozo o macolla se debe

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

6.1.6 Instrumentacion de Campo

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

2. En donde sea requerido, el tipo de respaldo de alimentación eléctrica debe

6.3 Protección Física

6.3.3 Adicionalmente se debe evaluar el uso de instrumentos y accesorios construidos

6.4 Interfaz Gráfica

7 ARQUITECTURA PARA AUTOMATIZACIÓN DE POZOS /

Fig 1. ARQUITECTURA GENERAL PARA LA AUTOMATIZACIÓN DE POZOS Y

Enlace radial, K--309

Red integración Supervisoria

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

7.2 La arquitectura está compuesta por elementos modulares con funciones

7.3 En caso de utilizar módulos de control independientes o externos al controlador

8 AUTOMATIZACION POZOS DE FLUJO NATURAL

Enlace radial, fibra o

8.2 Variables de Medición y Control