Ecopetrol actualiza sistema de control y aumenta la seguridad y estabilidad operativa

La empresa más grande de Colombia, Ecopetrol S.A., pertenece al grupo de las cuarenta petroleras más grandes del mundo y es una de las cuatro principales de Latinoamérica.

La compañía petrolera cuenta con una estación de rebombeo en Banadía, ubicada en el Municipio de Saravena, Departamento de Arauca, que conecta el oleoducto Caño Limón-Coveñas (que tiene una extensión de 780 km) con el oleoducto Bicentenario (cuya longitud llega a 230 km).

En dicha estación, Ecopetrol decidió, en 2010, llevar a cabo una actualización de su sistema de control, que debía manejar la operación del oleoducto Caño Limón-Coveñas e interactuar con la solución de control del oleoducto Bicentenario.

“El antiguo sistema tenía más de 30 años de uso y presentaba una obsolescencia tecnológica importante”, aclara Juan Diego Jaramillo, Líder de Proyectos en Ecopetrol. “Nos costaba encontrar repuestos y demoraban mucho en llegar. Eso generaba tiempos de respuesta lentos y riesgos altos frente a posibles daños en la fase de supervisión. A esto se sumaba, además, que buscábamos ampliar las señales que se manejaban en la estación, lo cual era imposible de realizar con la solución existente”, añade.

Una de las razones fundamentales que llevó a Ecopetrol a elegir a Rockwell Automation para llevar a cabo esta actualización tuvo que ver con el hecho de que la plataforma Logix ofrecía plena compatibilidad con el sistema del oleoducto Bicentenario, generándose una amplia facilidad en la integración. Rockwell Automation fue el proveedor que nos aportó la mejor alternativa a nivel técnico”, señala el ingeniero.

“Nuestra empresa opera con un estándar de configuración a través de SCADA, pero por diversos motivos no pudimos implementarlo en este caso, pese a lo cual Rockwell Automation nos entregó una herramienta basada en programación tradicional y que era capaz de ofrecer el mismo grado de confiabilidad para las necesidades que teníamos”, aclara Jaramillo.

Pastor Ortiz, Supervisor Especialidad Instrumentos Departamento Mantenimiento O&M Caño Limón, explica que con el sistema de control Allen-Bradley ya configurado en la estrategia de control, se realizaron pruebas de lazo de comunicación con cada una de las señales de entradas y salidas (análogas y digitales) y se verificó la visualización en la estrategia de control y HMI principal.

“Una vez realizadas las pruebas, se procedió a realizar análisis para detección de fallos por prelubricación y arranque y acto seguido se ejecutaron pruebas de arranque, control de velocidad, parada normal y por disparo de las unidades principales de bombeo”, señala. 

Con las pruebas terminadas, la unidad principal de bombeo quedó operando correctamente y se hizo entrega al área de supervisión y operaciones de la planta.

La estación de bombeo pasó de contar con 12 pantallas de monitoreo de operaciones a tan solo cuatro, lo cual a juicio de Jaramillo, generó un ahorro evidente no solo en espacio sino que también proveyó mayor nivel de seguridad operativa debido a que se simplifica la labor del funcionario a cargo del control del sistema.

A esto se suma el hecho de que la aplicación anterior tenía una cantidad muy limitada de señales sin posibilidad de expansión o reconfiguración, lo cual también generaba que la operación tuviese que desarrollarse prácticamente de manera manual. “Actualmente, esta herramienta es capaz de proveer un gran número de señales de control al operador de todos los equipos y sistemas auxiliares. Evidentemente, la operación hoy es más robusta y confiable, además que existe una interacción adecuada entre las aplicaciones de ambos oleoductos”, resalta el profesional.     

En cuanto a la comparación de las paradas que existían antes de la puesta en marcha de la nueva plataforma y lo que ocurre hoy, Jaramillo es bastante tajante, ya que afirma que hasta la fecha no se ha generado ningún tipo de detención. “Eso sí, todavía no hemos hecho una evaluación de cuál es el actual retorno de inversión”, confiesa.

De acuerdo a lo que agrega Ortiz al respecto, los aspectos más relevantes que destacan en la nueva herramienta de control es que esta permite identificar de manera más rápida y efectiva el disparo generado, además de que se ganó estabilidad y se obtuvo confiabilidad en el funcionamiento continuo de las unidades principales. “A esto se suma el hecho de que se tiene una base de datos e históricos más robustos, un control y monitoreo más amplio de las áreas de proceso y el sistema permite la intervención y soporte remoto a través del CDGC”, afirma el ingeniero.

Jaramillo sostiene que uno de los aspectos destacados de la implementación de esta solución tuvo que ver con todo el trabajo en equipo que se realizó en terreno, en cuanto a sintonizar la programación que se había hecho directamente desde Bogotá para resolver las particularidades de cada operación. “Hay que resaltar también que este cambio se llevó a cabo con la estación de bombeo en pleno funcionamiento y no hubo ningún tipo de interrupción en ambos oleoductos”, afirma.   

Gran parte de este éxito, añade, tuvo que ver con el hecho de que la gente de Rockwell Automation se trasladó directamente hasta el Departamento de Arauca. “Todo lo que ocurrió en su momento con las configuraciones de las unidades de bombeo y de los sistemas auxiliares, se dio de manera expedita con la presencia de técnicos con conocimientos del tema y que pudiesen dar soluciones inmediatas in situ”.

El Líder de Proyectos en Ecopetrol concluye señalando que durante toda la ejecución de la iniciativa no existió ningún problema, la comunicación entre ambas partes fue muy fluida y la respuesta de Rockwell Automation a sus requerimientos fue siempre muy rápida. “Tuvimos una excelente interacción con sus técnicos en terreno, ellos siempre estaban disponibles e, incluso, acudían presurosos en casos de eventualidades de una parada no programada. Nunca nos defraudaron y siempre buscaron la forma de cumplir y facilitar la tarea para que este proyecto se cumpliese con pleno éxito”.

La producción petrolera en Colombia se inició en 1921, con la Tropical Oil Company, que se convirtió en la Empresa Colombiana de Petróleos en 1951. Encargada de administrar los recursos hidrocarburíferos del país, la empresa inició una nueva era en 1983, con el hallazgo del campo Caño Limón, con reservas calculadas en 1,100 millones de barriles. En 1986, Colombia vuelve a exportar petróleo. En el 2003, el gobierno reestructuró la empresa con el objetivo de globalizarla y la transformó en Ecopetrol S.A. Desde entonces, con mayor autonomía, Ecopetrol aumentó las actividades de explotación, la capacidad de obtener resultados con visión comercial y el interés de mejorar la competitividad en el mercado mundial.

Desafío

Actualización del sistema de control de la estación de bombeo de Banadía debido a obsolescencia tecnológica.

Solución

Controlador Allen-Bradley 1756 L73, terminales gráficos PanelView y software para recolección de datos FactoryTalk Historian.

Resultados

Mayor nivel de seguridad operativa; más capacidad para proveer un gran número de señales de control; operación más robusta y confiable, mayor interacción entre sistemas de control de ambos oleoductos; más estabilidad y confiabilidad en el funcionamiento continuo de las unidades principales.

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