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FASE III
CULMINACIÓN
52
FASE III
CULMINACIÓN 1. ANÁLISIS DE LOS RESULTADOS.
En este capítulo se establecen los resultados de la aplicación de la
metodología seleccionada para la optimización de la producción de un pozo a
través de la evaluación de la instrumentación, a continuación se presentan las
siguientes fases: la descripción de la situación actual del pozo, las
características del sistema de instrumentación implementado actualmente, las
especificaciones de los sistemas de instrumentación a proponer y por ultimo
plantear una propuesta de optimización.
En este caso se analizaron cada una de las variables involucradas en la
propuesta de optimización a través de la evaluación de la instrumentación
presente en el pozo, así como cada uno de los elementos que se utilizan para
mejorar la instrumentación actual, denotando la importancia de los elementos
que intervienen en el diseño.
1.1 DESCRIPCIÓN DE LA SITUACIÓN ACTUAL.
En el desarrollo de esta fase se cumplió a cabalidad una serie de
actividades referentes a la búsqueda del estado o condición de la situación
actual del pozo, para lograr este objetivo, la investigación estuvo soportada por
52
53 la utilización de recursos fundamentales, los cuales fueron principalmente la
recolección de informes técnicos del pozo, informes históricos de eventos y
reportes de producción del pozo, entre otros. A continuación el análisis y
desarrollo de la situación actual del pozo de petróleo.
El pozo tipo modelo seleccionado para realizar la optimización, es un
prototipo promedio de los pozos productores presentes en la industria petrolera
nacional actualmente, sus características principales se basan en: la
profundidad del pozo , el diámetro de la tubería de revestimiento, el tipo de
levantamiento con el cual el pozo este produciendo, valores precisos de las
presiones y temperaturas presentes en el fondo del pozo, factores y
componentes químicos actuales en el proceso de producción, grados APIº
(clasificación que se le da al petróleo según el instituto americano del petróleo),
entre otros. Dentro de las especificaciones principales del pozo también
intervienen factores físicos y químicos que deben tener un análisis
considerable ya que de esta forma se puede facilitar el proceso de producción.
En este tipo de condiciones los factores químicos que intervienen son
imposibles ignorar, en este caso, el azufre el cual esta presente en el gas
natural y el petróleo crudo en forma de acido sulfhídrico (H2S) forma
compuesto tales como (tioles, mercaptanos, sulfuros, poli sulfuros, entre otros)
cada gas y cada crudo tienen distintos tipos y cantidades de compuestos de
azufre, pero por lo general la proporción, estabilidad y complejidad de los
compuestos son mayores en las fracciones pesadas de crudo. En este caso el
pozo tipo modelo que se eligió para la optimización, es un pozo con bajas
54
concentraciones de acido sulfhídrico (H2S) ya que se conoce que este pozo
trabaja con crudo liviano (32,6º API) sin embargo es necesario tomar en cuenta
la concentración de (H2S) que este presente en el pozo, con fin de proponer
los equipos de instrumentación acorde con las especificaciones químicas del
mismo. A continuación algunas propiedades generales y físicas del (H2S).
CUADRO 4 PROPIEDADES GENERALES Y FÍSICAS DEL (H 2222S) CON SUS
RESPECTIVOS RIESGOS. General
Nombre
Fórmula química
Apariencia
Físicas
Peso molecular 34,1 uma
Punto de fusión 187 K (-86 °C)
Punto de ebullición 213 K (-60 °C)
Solubilidad 0,33 g en 100g de agua
Riesgos
Ingestión Puede causar náuseas y vómitos.
Inhalación Peligroso, puede ser fatal.
Piel Puede causar picazón y dolor.
Ojos Puede causar quemaduras.
Fuente: NCT Energy group
55
En cuanto a las variables físicas presentes en el pozo modelo, en esta
etapa, la investigación se focalizo en la obtención de los limites de presión y
temperatura a las que esta expuesto el pozo modelo, de esta forma realizar el
planteamiento en cuanto a la utilización de herramientas de fondo, sensores,
motores y diseños de fluidos especiales, dicha propuesta también estará
respaldada por análisis económicos puesto que las herramientas especiales de
fondo de pozo por lo general son costosas
A continuación se presentan las características descriptivas de las
condiciones del pozo de producción petrolera, así como también las
especificaciones de variables físicas y químicas presentes en el mismo.
CUADRO 5
CARACTERÍSTICAS PRINCIPALES DEL POZO Profundidad del pozo: intervalo desde 8050 hasta 8124 feet Grados API (parámetro internacional del Instituto Americano del Petróleo, que diferencia y clasifica las calidades del crudo).En este caso el grado ºAPI es: 32,6 crudo ligero. Pi (lpc) Presión Estática: fuerza que se ejerce en el interior de un fluido perpendicularmente a la unidad de superficie. En este caso la presión estática presente en el pozo modelo es de: 3349 (lpc). Temperatura presente en el fondo de pozo: 212 ºF
Producción máxima del pozo: 9500 Bpd. (THP) Presión de cabezal: Temperatura de cabezal: Componentes químicos presentes en el pozo: acido sulfhídrico (H2S), dióxido de carbono (CO2).
56 Fuente: NCT ENERGY GROUP
1.2 CARACTERÍSTICAS DEL SISTEMA DE INSTRUMENTACIÓN
IMPLEMENTADO ACTUALMENTE.
El desarrollo de la fase anterior, referente a las condiciones del pozo, se
vio respaldado por las características de sus variables físicas y químicas, en
esta fase se muestro específicamente las condiciones actuales a nivel de
instrumentación de dicho pozo. En todo equipo de instrumentación existen
características que se deben tomar en cuenta al momento de adquirirlo, entre
estas características resaltan las siguientes: precisión, repetibilidad, vida útil,
sensibilidad, rangos operativos, entre otros.
Este tipo de características deben ser fundamentalmente conocidas al
momento de adquirir o supervisar los equipos de instrumentación, al analizar
dichas características se pueden tomar decisiones ya sea para reemplazar los
equipos o seguir con ellos. En este caso se analizaron los equipos que habían
sido implantados en el pozo con el fin de verificar su funcionamiento y analizar
sus características, ya que después de cierto tiempo de funcionamiento la vida
útil de los instrumentos comienza a menguar, y tanto su precisión, error y
repetibilidad no son tan estables como lo eran al principio.
En el caso específico del pozo seleccionado se conoció que tenia un único
equipo de instrumentación, el cual era un sistema de levantamiento artificial de
bombeo electro sumergible (BES), este sistema se implemento debido a que el
levantamiento natural del pozo ya cumplió su tiempo estipulado, se conoce que
algunos yacimientos que son localizados prematuramente reúnen ciertas
57 condiciones entre la cuales resaltan la presión de gas, la presión del agua,
entre otras, que permiten que el petróleo ascienda naturalmente, pero se
conoce también que cuando estas condiciones naturales se agotan la
empresas petroleras recurren a los sistemas de levantamiento artificial, los
cuales son: extracción con gas o “gas lift”, bombeo por accionamiento
mecánico, bombeo por accionamiento hidráulico, pistón accionado a gas o
“plunger lift” y bombeo electro sumergible (BES), este último sistema fue el
implantado en el pozo tipo modelo como se mencionó en el comienzo.
A continuación se presentan una serie de especificaciones referentes al
sistema de levantamiento artificial de bombeo electro sumergible, dichas
especificaciones se vieron apoyadas por un conjunto de actividades y recursos
que se debieron seguir con el fin de tener una base o guía al momento de la
recolección de la información, entre las actividades y recursos más importantes
se tiene: la búsqueda de información en hojas de especificación del fabricante,
las características y desempeño del equipo, entre otros.
1.2.1 ESPECIFICACIONES GENERALES DE LOS SISTEMAS DE
LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL DE BOMBEO ELECTRO SUMERGIB LE
(BES):
El pozo tipo modelo seleccionado presenta el siguiente tipo de bomba
electro sumergible: Schlumberger Artificial Lift high efficiency pumps
Trabaja hasta 15000 feet de profundidad ofreciendo el mayor rango de
capacidad en la industria petrolera. Este tipo de bomba se encuentran
disponibles desde 100 hasta 95000 Bpd. A continuación se presenta el cuadro
58 con las características específicas de la bomba electro sumergible presente en
dicho pozo:
CUADRO 6.
RANGO DE CAPACIDADES DE LA BES
Rango de Capacidad de Bomba Electro Sumergible
(High Efficiency Pumps Capacity Ranges)
OD Minimo 60 Hertz 60 Hertz 50 Hertz 50 Hertz
(in.) Casing Minimo Maximo Minimo Maximo
Series Size (in.) Flujo BPD Flujo BPD
Flujo M3/D Flujo M3/D
A 3.38 4.5 100 2000 13 265
D 4 5.5 100 5200 13 689
G 5.13 6.625 800 12000 106 1590
S 5.38 7 1600 11000 210 1300
H 5.63 7 9200 26000 1219 3445
J 6.75 8.625 6000 25000 795 3313
M 8.63 10.75 12000 32500 1590 4306
N 9.5 11.75 24000 59000 3180 7818
P 11.25 13.625 53600 95800 7102 12694
Fuente: Schlumberger 1.3 ESPECIFICACIÓN DE LOS INSTRUMENTOS A PROPONER .
En la industria petrolera intervienen muchos factores y variables que
requieren una cierta supervisión, ahora bien, cuando se habla de procesos de
producción existen dos variables físicas que necesitan un seguimiento
continuo, para que de esta forma se supervise su comportamiento y no existan
59 fallas e incidentes a lo largo de dicho proceso, estas variables son la presión y
la temperatura.
Ya conocido el sistema de instrumentación que tenia el pozo el cual era la
bomba electro sumergible, lo que se busco en esta etapa de la investigación
fue proponer un equipo de medición de presión-temperatura altamente
preciso, presentando de este, cada una de sus características y el análisis de
factibilidad al momento de su adquisición, dichos equipos deberán respaldar y
prolongar el funcionamiento de la bomba, ya que teniendo un seguimiento a
tiempo real de los rangos de la presión y la temperatura presentes en el
pozo, se puede tener también una supervisión precisa del funcionamiento de
la bomba y por ende el mantenimiento de la misma se podrá llevar a cabo de
forma adecuada. A continuación se presentan un conjunto de características
que se necesitan conocer de los instrumentos de medición tanto de presión
como de temperatura:
• Amplio rango de temperatura operativa – debe ser capaz de funcionar
tanto en superficie como en fondo de pozo.
• Amplia señal de salida en el Transductor – simplifica el procesamiento y
minimiza el efecto de los errores de circuitos de medición.
• Repetibilidad – bajo ciclos de presión y temperatura, la salida del sensor
para condiciones dadas de entrada debería ser la misma cada vez que
dichas condiciones son aplicadas.
• Estabilidad – bajo presión y temperatura constantes, la salida del
transductor no debería cambiar.
60 • Resistente a choque mecánica y vibración – errores mínimos durante la
operación y ninguna degradación a largo plazo.
• Resistente a gases y líquidos producidos o colocados en fondo de pozo,
ya sea de ocurrencia natural (CO2, agua salada, H2S) o por tratamiento
de pozo (ácidos, álcalis).
Estas características presentadas anteriormente, fueron la base
fundamental para la búsqueda de instrumentos de medición, ya que cada
equipo debe cumplir estrictamente con estas especificaciones generales, luego
de una serie de análisis y estudios realizados a un gran conjunto de equipos de
medición que compiten en el mercado actualmente, el departamento de
producción de la corporación Weatherford presenta una serie de instrumentos
con tecnología de medición óptica, dicha tecnología hoy por hoy se considera
vanguardista y esta siendo adquirida por un alto porcentaje de industrias
petroleras debido a que el funcionamiento de los equipos cumple estrictamente
con los estándares estipulados de instrumentación de campo. Esta información
fue obtenida debido al seguimiento de un conjunto de actividades y recursos
entre las cuales resaltan las siguientes: realizar un análisis de factibilidad
mediante el estudio de tablas de especificación de los equipos, evaluación
técnica de los mismos, entre otros. A continuación se presentan
introducciones, aplicaciones, características, ventajas, beneficios y tablas de
especificación de los equipos seleccionados:
61 1.3.1 SENSOR ÓPTICO DE PRESIÓN-TEMPERATURA DE WEATHERFORD
• Introducción al Sensor Óptico de Presión-Temperatura.
• Aplicaciones para el Sensor Óptico de Presión-Temperatura.
• Características, Ventajas y Beneficios del Sensor Óptico de Presión-
Temperatura.
• Especificaciones del Sensor Óptico de Presión-Temperatura.
1.3.1.1 INTRODUCCIÓN AL SENSOR ÓPTICO DE PRESIÓN-
TEMPERATURA
El sensor óptico de presión-temperatura (P/T) de Weatherford provee
monitoreo permanente de reservorio, permitiendo mejores tomas de decisiones
en la administración del reservorio, operando de manera confiable en
aplicaciones de alta-temperatura/alta-presión (HTHP), el sensor óptico P/T
entrega mediciones estables y de alta resolución de la presión y temperatura
del reservorio, sin deriva mensurable. Sus capacidades operativas únicas
ofrecen un margen de desempeño para pozos de alto valor.
1.3.1.2 APLICACIONES PARA EL SENSOR ÓPTICO DE PRESI ÓN-
TEMPERATURA
El sensor está diseñado para proveer un servicio confiable a todo lo largo de
la vida útil del pozo y puede ser usado en las siguientes aplicaciones:
• Medición de presión fluyente en pozo
62 • Determinación de presión de reservorio durante los cierres de válvulas
de pozo
• Recolección de data para análisis de transitorios de presión
(determinación de corteza, permeabilidad y fronteras de reservorio)
• Administración y control de rampa de producción de pozo
• Prueba de interferencia y determinación de conectividad de reservorio
• Integración uniforme con otros sensores ópticos de Weatherford
• Pozos inteligentes
• Pozos submarinos
1.3.1.3 CARACTERÍSTICAS, VENTAJAS Y BENEFICIOS D EL SENSOR
ÓPTICO DE PRESIÓN-TEMPERATURA
• La plataforma de tecnología óptica permite el diseño del sensor con un
mínimo de partes componentes y sin partes móviles para asegurar
operaciones confiables a lo largo de la vida útil del pozo.
• El sensor está diseñado para ofrecer mediciones estables sin deriva
mensurable, eliminando las preocupaciones relativas a las mediciones
de presión y temperatura absolutas a lo largo de la vida útil del campo.
• El sensor posee el más alto nivel de supervivencia contra choque
mecánico y vibración de la industria, permitiéndole soportar impactos,
vibraciones y subidas de presión significativas.
• Su inmunidad a interferencias electromagnéticas significa que la
funcionalidad no será interrumpida por otros componentes eléctricos
• Los componentes complejos de interrogación se ubican a nivel de
superficie, haciendo que el sistema de sensores sea de fácil servicio.
63 • El sensor es químicamente inerte, minimizando los problemas de
compatibilidad contra corrosión.
• El sensor es electrónicamente pasivo, sin electrónica en fondo de pozo,
incrementando la confiabilidad y estabilidad del sistema.
CUADRO 7. ESPECIFICACIONES DEL SENSOR ÓPTICO DE PRESIÓN-TEMPERATURA
DESEMPEÑO OPERATIVO Rango de Presión Calibrado (PSI/ bar ) Atmosférica a 10,000 (690)
Atmosférica a 20,000 (1,379)
Sobre-Presión (PSI/ bar ) 25,000 a 302°F (1,724 a 1 50°C)
Presión de Colapso (PSI/ bar ) >25,000 (1,724)
Presión de Rotura (PSI/ bar ) >35,000 (2,413) a RT
Rango de Temperatura Calibrado 77° a 302°F (25° a 1 50°C)
Temperatura Máxima 347°F (175°C)
Temperatura Mínima de Almacenaje –58°F (–50°C)
METROLOGÍA DE PRESIÓN
Precisión de Presión (PSI/ bar ) 0.01% FS +/– 2 (0.14)
Estabilidad a Largo Plazo (PSI/ bar ) <0.5 (0.03) / año
Resolución de Presión (PSI/ bar ) </= 0.03 (0.002)*
Tasa de Actualización 1 seg. – ilimitada
METROLOGÍA DE TEMPERATURA
Precisión de Temperatura 0.01% FS +/– 2 (0.14)
<0.5 (0.03) / año Estabilidad de Temperatura Largo Plazo
</= 0.03 (0.002)*
Precisión de Temperatura 1 seg. – ilimitada
DATA DE CHOQUE/VIBRACIÓN
Vibración 15Grms, aleatoria [10 to 2,000 Hz (Nav Mat)]
Choque 100 g, 9ms semi-seno
Caída 500 g, 1ms semi-seno
Choque Térmico 53.6°F (12°C) /min.
64
Fig 7. Sensor óptico de presión – temperatura
1.3.2 SISTEMA DE MONITOREO ÓPTICO DE RESERVORIO EN CABEZAL
DE POZO WEATHERFORD RMS-WH
• Introducción al Sistema de Monitoreo Óptico de Reservorio En Cabezal
de Pozo RMS-WH
• Aplicaciones del Sistema de Monitoreo Óptico de Reservorio En Cabezal
de Pozo RMS-WH
• Características, Ventajas y Beneficios del Sistema de Monitoreo Óptico
de Reservorio En Cabezal de Pozo RMS-WH
65 • Especificaciones del Sistema de Monitoreo Óptico de Reservorio En
Cabezal de Pozo RMS-WH
• Diagrama del Sistema de Monitoreo Óptico de Reservorio En Cabezal
de Pozo RMS-WH
1.3.2.1 INTRODUCCIÓN AL SISTEMA DE MONITORE O ÓPTICO DE
RESERVORIO EN CABEZAL DE POZO RMS-WH
El sistema de monitoreo de reservorio a nivel de cabezal Weatherford RMS-
WH es un sistema autónomo de adquisición de data en superficie diseñado
para monitorear hasta seis sensores ópticos de presión y temperatura de
Weatherford y proveer accesibilidad con capacidad Web a lecturas bajo
demanda, con una considerable capacidad de almacenamiento local, el RMS-
WH puede mantener una extensa cantidad de data a alta frecuencia a lo largo
de amplios períodos de tiempo. El software de configuración/aplicación es
idéntico al usado en el sistema RMS completo de Weatherford, soportando
protocolos de comunicación conformes con los estándares de la industria para
asegurar un manejo flexible de la data.
1.3.2.2 APLICACIONES DEL SISTEMA DE MONITOREO ÓPTICO DE
RESERVORIO EN CABEZAL DE POZO RMS-WH
• Ambientes desérticos, árticos y pantanosos
• Plataformas satelitales
• Proyectos de prueba
66 1.3.2.3 CARACTERÍSTICAS, VENTAJAS Y BENEFICIOS DE L SISTEMA DE
MONITOREO ÓPTICO DE RESERVORIO EN CABEZAL DE POZO R MS-WH
• Pantalla externa de estado facilita los chequeos de operación del
sistema.
• La configuración del RMS-WH por medio de una computadora tipo
laptop.
• El sistema puede soportar hasta seis sensores de presión y
temperatura, reduciendo los costos al minimizar la necesidad de equipos
adicionales.
• Sus componentes pasivos en fondo de pozo facilitan la actualización del
hardware y software del sistema, haciéndose disponibles las mejoras y
perfeccionando el desempeño general del sistema de medición.
• El RMS-WH está diseñado para funcionar eficientemente en locaciones
donde la protección ambiental, alimentación central y comunicaciones
estén limitadas o no disponibles. Un ambiente sin aire controlado no
afectará la capacidad de almacenamiento local del sistema o la
capacidad del mismo para ofrecer acceso Web bajo las demandas de
las lecturas.
• El RMS-WH está certificado Zona 2. La certificación Zona 1 está
disponible bajo pedido.
67 1.3.2.4 ESPECIFICACIONES DEL SISTEMA DE MONITOREO ÓPTICO DE
RESERVORIO EN CABEZAL DE POZO RMS-WH
Cuadro 8
Especificaciones del sistema de monitoreo óptico d e reservorio en cabezal de pozo rms-wh
ESPECIFICACIONES GENERALES
Capacidad de monitoreo, número de sensores P/T *
6
Rango seleccionable de tasa de actualización
1 seg. a 15 min.
Capacidad de almacenamiento
>2 años
Unidades de medición (seleccionable)
Métricas, Imperiales, petroleras
OPCIONES DE SALIDA
MODBUS, serial 232, 422, 485 y TCP/IP P
ASCII, RTU, master ó esclavo
Serial simple 232, 422, 485
ASCII
Estándar de acceso a data OPC 2.0
Cliente y servidor
Archivos de data por LAN ó WAN
Archivo plano M
Visualización y transferencia de data habilitada para Web
LAN y navegador Web
Acceso a base de datos Direct SQL
Controlador ODBC
ENERGÍA ELÉCTRICA
24 V DC nominal 18 a 32 V DC
Maximum current 1.6 amp @ 24 V DC
Power consumption 38 W
DATA FÍSICA
Zone 2 dimensions 24A x 30H x 8P pulg. 762A x 610H x 203P mm
Zone 2 weight 45 lb/ 23 kg
Zone 1 dimensions 29A x 35H x 13P pulg. 743A x 895H x 330P mm
Zone 1 weight 505 lb/ 229 kg
68
DATA AMBIENTAL
Rango de temperatura operativa (a la sombra)
–4° a +140°F –20° a +60°C
Rango de temperatura de transporte y almacenaje
–40° a 185°F –40° a +85°C
Humedad relativa, no-condensante
95%
Vibración de transporte 3.0 g rms, aleatoria y seno
1.3.2.5 DIAGRAMA DEL SISTEMA DE MONITOREO ÓPTICO D E
RESERVORIO EN CABEZAL DE POZO RMS-WH
Fig 8. Diagrama del sistema de monitoreo óptico de reservorio en cabezal de pozo rms - wh
69
1.3.3 SISTEMA ÓPTICO DE MEDICIÓN DE TEMPERATURA D ISTRIBUIDA 1.3.3.1 INTRODUCCIÓN AL SISTEMA ÓPTICO DE ME DICIÓN DE
TEMPERATURA DISTRIBUIDA
El sistema óptico de medición de temperatura distribuida (DTS) está
diseñado para ofrecer una determinación absoluta de perfil de temperatura
típicamente a través de un intervalo de producción en un pozo (o a lo largo del
pozo en donde está desplegado el cable). Está disponible como un sistema de
monitoreo permanente así como un servicio ad-hoc de registro de pozo cuando
se requiere de caracterización de desempeño de pozo.
El sistema DTS provee mediciones continuas de temperatura a lo largo de
una de las tres fibras en el cable óptico estándar para fondo de pozo de
Weatherford. El cable puede ser instalado con o sin ningún otro sensor óptico,
y el equipo de superficie puede ser instalado permanentemente o movilizado
cuando se requiere de un perfil de temperatura.
70 El cable estándar contiene una fibra óptica multi-modo pre-calibrada para
mediciones DTS, lo que permite mediciones inmediatamente después de la
instalación y a lo largo de la vida útil del pozo sin re-calibración. Además, el
cable incluye un sistema propietario de protección de fibra que previene el
deterioro de la señal óptica experimentado en otros sistemas ópticos
comerciales, asegurando mediciones DTS de alta calidad. El sistema DTS de
Weatherford es una parte integral de su sistema de instrumentación y data en
superficie, proveyendo una fuente de data integrada con otros sistemas de
medición instalados, incluyendo sensores en fondo de pozo de presión y
temperatura.
1.3.3.2 APLICACIONES PARA EL SISTEMA ÓPTICO DE ME DICIÓN DE
TEMPERATURA DISTRIBUIDA
• Detección de irrupción de agua o gas
• Monitoreo de desempeño de inyección de agua, vapor y gas
• Determinar tasas de fluido en pozo
• Optimización de gas-lift.
• Identificación de problemas de pozo tales como flujo detrás del
revestimiento y detección de fugas, hidratos, asfáltenos y parafina
• Caracterización de aporte de producción de zonas o segmentos de
pozos, incluyendo crudo, agua y gas
71 1.3.3.3 RESOLUCIÓN DE TEMPERATURA COMO UNA FUNCIÓ N DEL
TIEMPO DE INTEGRACIÓN
La resolución tanto temporal como espacial de la temperatura es una
función del tiempo total de integración. Este se define como el producto del
tiempo de intervalo de medición y el número de trazas disparadas por sondeo,
así como la longitud de la fibra instalada. Esta dependencia se ilustra en el
gráfico debajo de la resolución de temperatura temporal. Se muestran curvas
para varias condiciones de atenuación que cubren las posibles condiciones de
instalación.
72 1.3.3.4 CARACTERÍSTICAS, VENTAJAS Y BENEFICIOS DE L SISTEMA
ÓPTICO DE MEDICIÓN DE TEMPERATURA DISTRIBUIDA
• Un mínimo número de componentes y ninguna parte móvil aseguran una
operación confiable a lo largo de la vida útil del pozo.
• Los componentes dentro del pozo son simples, mientras que los
componentes complejos son mantenidos a nivel de superficie, facilitando
el servicio y mejorando la confiabilidad del sistema.
• Diseñado el cable óptico para pozo más duradero y resistente de la
industria, el sensor provee un perfil de temperatura bajo demanda de
todo el pozo para permitir la optimización de la producción.
• Diseñado para soportar condiciones severas y sin utilizar electrónica en
fondo de pozo, el sensor puede funcionar en operaciones de alta
temperatura.
• El sensor eléctricamente pasivo ofrece lecturas de temperatura bajo
demanda, sin necesidad de correr herramientas de registro, ahorrando
tiempo e incrementando la eficiencia.
• El software estándar de Weatherford genera registros en formato API,
correctamente ubicados en profundidad y fácilmente importados dentro
de paquetes de análisis de registros de producción.
73 • El sensor ofrece precisión y estabilidad superiores cuando se usa en
conjunto con un medidor óptico de presión-temperatura en fondo de
pozo, ahorrando el costo de un cable extra en pozo.
• Para una solución de monitoreo permanente, una unidad de superficie
puede ser combinada con un interruptor óptico para sondear pozos
múltiples en un ciclo continuo. Los registros de producción pueden
ponerse a la disposición de una red de área amplia, pudiendo transmitir
mensajes de alarmas por anomalías.
1.3.3.5 ESPECIFICACIONES DEL SISTEMA ÓPTICO DE ME DICIÓN DE
TEMPERATURA DISTRIBUIDA
Cuadro 9
Especificaciones del sistema de medición de tempera tura distribuida
WFT-E10 WFT-6R DESEMPEÑO OPERATIVO
6.2 3.7 Rango de Especificación (mi/km)
10 6
9.3 6.2 Máximo Rango Operativo (mi/km)
15 10
3.3 1.6 a 3.3 Resolución de Muestreo (pie/m)
1 0.5 a 1.0
<6.6 Resolución Espacial (pie/m)
<2
<0.18°F Resolución de Temperatura – Temporal
<0.1°C
<0.18°F Resolución de Temperatura – Espacial
<0.1°C
Tiempo de Intervalo de Medición 10 seg. a 24 hrs.
Tiempo Total de Integración 3 min. a no-límite
<0.36°F sobre 30hr <0.18°F sobre 45hr Estabilidad a Corto Plazo
<0.2°C sobre 30hr <0.1°C sobre 45hr
<5.4°F sobre condiciones operativas completas Precisión
<3°C sobre condiciones operativas completas
74 WFT-E10 WFT-6R POTENCIA ELÉCTRICA Voltaje 100 a 120, 200 a 240
V 24 V DC, 100 a 120,
200 a 240 V AC Frecuencia 50 ó 60 Hz Potencia 60 VA máx. Data física Tamaño del módulo DTS solamente 6U 3U
37 18 Peso módulo DTS solamente (lb/kg) 17 2.2
Tamaño del Plotter (lb/kg) 21 9.5 pulg. 12,3A x 4,87H x 12,0P Peso del Plotter mm. 312A x 124H x 305P
Data Ambiental 0° a 40°C
32° a 104°F
Fig. 9. Cable óptico de fondo de pozo
14° a 140°F –10° a 60 ° C
85% máx. no condensante 5 a 500 Hz, 0.1 g , 90 min/eje
5 a 50 Hz, 0.5 g 50 a 500 Hz, 3.0 g
30 g, 11 ms 30 g, 30 ms 3" de altura en cada plano
75mm de altura en cada plano
75 1.3.4 CABLE ÓPTICO DE FONDO DE POZO
• Introducción al Cable Óptico de Fondo de Pozo
• Aplicaciones para el Cable Óptico de Fondo de Pozo
• Características, Ventajas y Beneficios del Cable Óptico de Fondo de
Pozo
• Opciones del Cable Óptico de Fondo de Pozo
• Especificaciones del Cable Óptico de Fondo de Pozo
1.3.4.1 INTRODUCCIÓN AL CABLE ÓPTICO DE FONDO DE POZO
El cable óptico de fondo de pozo de Weatherford provee una ruta óptica
confiable y de alto desempeño para la transmisión de señales a sistemas de
medición óptica en pozo tales como sensores de presión, temperatura, flujo,
fracción de fase, temperatura distribuida (DTS) y sistemas sísmicos.
El cable estándar consiste en dos fibras de modo único para sensores de
presión, medidores de flujo y sistemas sísmicos, así como una fibra multi-modo
para sistemas DTS. Los sensores de presión y estaciones sísmicas son
multiplexadas sobre una sola fibra, mientras que un divisor de cable de fondo
puede ser usado para habilitar aún más arquitecturas de medición multi-zona
que ofrezcan capacidades mejoradas de monitoreo de producción.
76 El cable está diseñado para un alto desempeño confiable a todo lo largo de
la vida útil del pozo. El diseño propietario de Weatherford incorpora un sistema
comprobado de protección de fibra que evita que las fibras ópticas se degraden
con el tiempo, eliminando así la necesidad de reemplazos periódicos.
Adicionalmente, el sistema de protección para la fibra asegura que la
calibración en fábrica de la fibra multi-modo usada para mediciones DTS se
mantenga a lo largo de la vida útil del pozo.
1.3.4.2 APLICACIONES PARA EL CABLE ÓPTICO DE FOND O DE POZO
El cable óptico de fondo de pozo de Weatherford se usa en aplicaciones de
medición óptica en fondo de pozo, incluyendo presión y temperatura, DTS, flujo
y fracción de fase.
1.3.4.3 CARACTERÍSTICAS, VENTAJAS Y BENEFICIOS DE L CABLE
ÓPTICO DE FONDO DE POZO
• Su diseño no-eléctrico es intrínsecamente seguro.
• En caso de daño accidental, el cable puede ser reparado en la locación
del pozo, minimizando las interrupciones de operaciones.
• Su diseño de tubo holgado aísla y protege las fibras contra las tensiones
del cable. Esta característica, junto con la mejor protección para fibras
77 de la industria, asegura su confiabilidad a todo lo largo de la vida útil del
pozo.
• Un sistema estándar integrado de conectores de acople seco y húmedo
permiten que el cable pase sin problemas a través de cabezales de
pozo, empacaduras, válvulas de seguridad y otros equipos en pozo.
• El empaque del cable es idéntico al de otras líneas hidráulicas y de
instrumentación en pozo, permitiendo el uso de técnicas estándar de
manejo e instalación.
• El cable cumple con los estándares de la industria para cable de
instrumentación.
1.3.4.4 OPCIONES DEL CABLE ÓPTICO DE FONDO DE POZ O
Dos tamaños disponibles: 1/4" y 1/8".
Fig. 11 Tamaños Cable óptico de fondo de pozo
• Disponibilidad de varios materiales de encapsulado final. El cable puede
ser empacado como parte de un paquete compacto con otras líneas de
instrumentación y control para simplificar el despliegue en taladro.
78 • Disponibilidad de varias opciones de abrazaderas de acople cruzado.
• Configuraciones individualizadas de fibra óptica pueden incluir cualquier
combinación de fibras ópticas de modo único o multi-modo para cumplir
con los requerimientos de la aplicación.
1.3.4.5 ESPECIFICACIONES DEL CABLE ÓPTICO DE FOND O DE POZO
Cuadro 10
Especificaciones del cable óptico de fondo de pozo OPCIONES TÍPICAS DE ENCAPSULADO
Máxima Capacidad de Temperatura Material
°F °C
Poliamida 235 90
Copolímero poliolefina 210 100
Copolímero poliolefina estabilizado térmicamente 240 115
Copolímero EPDM/propileno 260 130
Fluoruro de polivinilideno 280 140
ETFE 310 155
Teflón ® FEP 400 205
Teflón PFA 500 260 Cable 1/8" Cable 1/4"
Pared 0.028" Pared 0.035"
CONSTRUCCIÓN
Fibras ópticas 2 modo único, 1 multi-modo
Tubo metálico interno Acero inoxidable 304
Búfer N/A Teflón®
Armadura externa 316 SS ó INCOLOY® 825
0.125" OD x 0.022" pared
INCOLOY 825 0.250"
OD x 0.028" pared
INCOLOY 825 0.250" OD x 0.035" pared
79
PROPIEDADES MECÁNICAS
Peso (en aire) (lb/pies) 0.03 0.1 0.11
Presión de trabajo (PSI/ bar) 20,000 (1,379) 20,000 (1,379)
25,000 (1,724)
Presión de colapso (PSI/ bar)
>30,000 (2,068) >30,000 (2,068)
>35,000 (2,413)
Presión de rotura (PSI/ bar) 34,000 (2,344) 20,000 (1,379)
25,000 (1,724)
Carga de tracción máxima (lb./Kg.)
500 (227) 1,500 (680) 2,000 (907)
Longitud máxima libre de empalmes (pies/m)
20,000 (6,096)
Radio de curvatura mínimo >1 giro (pulg./mm)
2 (50.8) 4 (101.6)
Radio de curvatura mínimo <1/2 giro (pulg./mm)
1 (25.4)
ESPECIFICACIONES AMBIENTALES
Rango de temperatura operativa (°F/°C)
32 a 230 (0 a 110) 32 a 302 (0 a 150)
Rango de temperatura de almacenaje (°F/°C)
–40 a 230 (–40 a +110)
–40 a 302 (–40 a +150)
Rango de presión (PSI/bar) Atmosférica a 20,000 (1,379)
Atmosférica a 20,000 (1,379)
Atmosférica a 25,000 (1,724)
Nota: Teflón es una marca registrada de DuPont. INCOLOY es una marca
registrada del grupo de empresas Special Metals Corporation.
Figura 12: instalación cable óptico fondo de pozo
80 1.3.5 PORTA-SENSOR ÓPTICO DE WEATHERFORD
• Introducción al Porta-Sensor Óptico
• Características, Ventajas y Beneficios del Porta-Sensor Óptico
• Especificaciones del Porta-Sensor Óptico
1.3.5.1 INTRODUCCIÓN AL PORTA-SENSOR ÓPTICO
El porta-sensor óptico de Weatherford ofrece una manera de montar un
sensor óptico de presión en la sarta de completación así como la protección
mecánica requerida para asegurar una operación confiable del sensor óptico
de presión. Las configuraciones del porta-sensor están disponibles para
soportar requerimientos de monitoreo por encima de la empacadura e inter-
zonales, así como configuraciones de sensores sencillos o duales para
medición de presión en la tubería y corona.
El porta-sensor óptico soporta by-pass de líneas de control para
aplicaciones que requieran de inyección química o para configuraciones de
pozos inteligentes, en donde se requieran líneas de control para válvulas de
control de flujo.
1.3.5.2 CARACTERÍSTICAS, VENTAJAS Y BENEFICIOS DE L PORTA-
SENSOR ÓPTICO
• El porta-sensor está mecanizado a partir de una sola pieza de metal (sin
soldaduras) para más durabilidad.
81 • Sus conexiones premium certificadas ofrecen durabilidad y confiabilidad.
Los sellos metal-a-metal entre el porta-sensor y el sensor mejoran aún
más esta confiabilidad.
• El cuerpo del porta-sensor protege a los sensores de presión y
temperatura en toda su extensión, asegurando lecturas confiables a lo
largo del curso de las operaciones.
• El diámetro externo estilizado ahorra tiempo de instalación al eliminar
obstáculos al momento de pasar por el elevador.
• La conexión sensor-a-porta-sensor simplifica la instalación permitiendo
premontaje del cable de fondo.
• La capacidad de presión del porta-sensor es igual o mayor que la de la
tubería de completación para soportar la integridad de la completación.
• El puerto de prueba de presión ahorra tiempo permitiendo que la presión
se pruebe antes de la corrida en pozo.
• El diámetro interno es igual al de la tubería de completación, ofreciendo
acceso total a la misma.
• El porta-sensor puede ser hecho de varios materiales bajo pedido para
uso en diferentes ambientes de pozo.
82 1.3.5.3 ESPECIFICACIONES DEL PORTA-SENSOR ÓPTICO
CUADRO 11 Especificaciones del porta sensor optico
Tamaño (pulg.) 2-7/8 3-1/2 4-1/2 5-1/2 7 Peso (lb/pies) 6.4 9.2 12.6 17 29 OD máximo con acople (pulg./mm.)
4.307 109.40
4.812 122.22
6.030 153.16
7.125 180.97
8.495 215.77
OD mínimo (pulg./mm.) 2.441 62.00
2.992 76.00
3.958 100.53
4.892 124.26
6.184 157.07
Longitud (aproximada) (pulg./mm.)
57 1,447.80
57 1,447.80
57 1,447.80
57 1,447.80
57 1,447.80
Presión de rotura (PSI/bar) 10,570 729
10,160 701
8,430 581
7,740 534
8,160 563
Presión de colapso (PSI/bar) 11,170 770
10,540 727
7,500 517
6,290 434
7,030 485
Tamaño mínimo del revestidor (pulg.)
5-1/2 6-5/8 7 8-5/8 9-5/8
Peso máximo del revestidor (lb/pies)
26.8 32 29 49 47
Material N80 13% Cr
N80 13% Cr
N80 13% Cr
N80 13% Cr
N80 13% Cr
Nota: las especificaciones son nominales y pueden variar, dependiendo del tipo de conexión.
Figura 12: Porta sensor óptico
83 1.3.6 CONECTOR ÓPTICO DE ACOPLE SECO DE WEATHERFO RD
• Introducción al Conector Óptico de Acople Seco
• Características, Ventajas y Beneficios del Conector Óptico de Acople
Seco
• Especificaciones del Conector Óptico de Acople Seco
1.3.6.1 INTRODUCCIÓN AL CONECTOR ÓPTICO DE ACOPLE SECO
El conector óptico de acople seco de Weatherford ofrece conexión óptica
confiable y de baja pérdida con el desempeño óptico requerido para sistemas
de medición de alto desempeño, incluyendo sensores óptico de presión-
temperatura (P/T), medidores de flujo ópticos en pozo, sistemas de medición
de temperatura distribuida (DTS) y sistemas sísmicos en pozo. El conector
óptico opera confiablemente en aplicaciones de alta-temperatura/alta-presión
(HTHP), proveyendo capacidades operativas y márgenes de desempeño
únicos para pozos de alto valor.
1.3.6.2 CARACTERÍSTICAS, VENTAJAS Y BENEFICIOS DE L CONECTOR
ÓPTICO DE ACOPLE SECO
• Diseño no-eléctrico intrínsecamente seguro y con efecto mínimo sobre el
diseño e instalación de la completación.
• Diseñado para integrar los cables ópticos de fondo de pozo de
Weatherford, el conector puede ser acoplado en la planchada del
taladro, minimizando el tiempo de taladro.
84 • Sello primario metal-a-metal para eliminar fugas, mejorando la integridad
y confiabilidad del sistema.
• Baja pérdida y reflexión ópticas mejoran el desempeño del sistema y
optimizan la gestión del presupuesto óptico.
• El conector consiste en tres pines que soportan tres fibras ópticas y está
diseñado para soportar cualquier combinación de fibras ópticas de modo
único y multi-modo para versatilidad añadida.
• El conector cumple con los estándares de la industria para conectores
de instrumentación.
1.3.6.3 ESPECIFICACIONES DEL CONECTOR ÓPTICO DE A COPLE SECO
CUADRO 12 Especificaciones del conector óptico de acople
DESEMPEÑO OPERATIVO Canales ópticos 3 Pérdida de inserción (modo único)
0.30dB (típica), 0.50dB (máxima)
Pérdida de inserción (multi-modo)
Retro-reflexión (modo único) –50dB (típica), –45dB (máxima) Retro-reflexión (multi-modo) Presión operativa Atmosférica hasta 15,000 PSI (1,034 bar) Sobre-presión 18,500 PSI (1,276 bar) Temperatura operativa 32° a 302°F (0° a 150°C) Temperatura máxima 320°F (160°C) Temperatura de almacenaje mínima
–58°F (–50°C)
DATA DE CHOQUE Y VIBRACIÓN Vibración 15Grms, aleatoria 10 a 2,000Hz (Nav Mat) Choque 100g , 10ms semi-seno Caída 500g , 1ms semi-seno DATA GENERAL Sello primario y tipo Metal, Anillo-C (c-ring) Sello secundario y tipo Elastómero, Anillo-O (o-ring)
85
Fig 13. Conector óptico de acople seco de weatherford
1.3.7 VARIADOR DE FRECUENCIA VLT AUTOMATION DRIVE El VLT Automation Drive representa un concepto único de manejo de
frecuencias, controlando la gama entera de operaciones de estándar al servo
en cualquier maquina o cadena de producción. La plataforma modular de la
abrir-tecnología en la cual se construye el VLT Automation Drive, lo hace
excepcionalmente adaptable y programable. Su interfaz configurable de uso
fácil y apoya idiomas y letras locales. Automation Drive es extremadamente
flexible y conveniente para todos los usos de la industria del control básico de
la velocidad a los servo usos dinámicos. Presenta un panel de control local
(LPC), el cual se puede enchufar o desenchufar durante la operación: Los
ajustes se transfieren fácilmente vía el panel de control a partir de una
impulsión a otra o de una PC con software de la disposición. Presenta opciones
para comunicaciones Bus (Fieldbus, Profibus, Asibus), sincronización y los
programas para usuario. Trabaja con rangos de 200 – 240 v con 37 Kw de
portencia, de 380 – 500 v con 700 Kw de potencia y con 600v con 37 – 1000
Kw de potencia.
86 1.4 PROPUESTA DE OPTIMIZACIÓN DE ACUERDO A LOS CA MBIOS
REALIZADOS EN LA INSTRUMENTACIÓN
En esta etapa de la investigación, se buscó realizar una selección de
equipos, planteados anteriormente, con el fin de implantarlos en el pozo
aunado al sistema de levantamiento artificial mediante bombeo
electrosumergible (BES), para de esta forma lograr una optimización del
mismo. Mediante el uso de la nueva instrumentación, se puede lograr un
monitoreo constante en el pozo, logrando así obtener información durante
intervalos de tiempo determinado permitiendo conocer las condiciones
presentes, logrando así, una supervisión masiva del mismo, que de lo
contrario, mediante la instrumentación presente no es posible realizar.
Para lograr un funcionamiento optimo de la bomba electrosumergible,
prolongando así su vida útil, evitando a largo plazo por fallas ocasionadas
debido al mal funcionamiento de la bomba, optimizando de esta manera la
producción, se debe mantener el nivel de hidrocarburo a un nivel ideal, por
medio de la variación de la frecuencia de la BES. El nivel ideal se obtiene de
las especificaciones de la bomba electrosumergible, la cual establece el nivel
mínimo de trabajo.
Mediante el uso de la siguiente formula:
P1 = P2 + Pђ +Pgas (1)
Siendo:
P1: Presión de fondo de pozo
P2: Presión del cabezal
87 Pђ: Presión Hidrostática
Pgas: Presión en la columna de gas
Los valores P1 y P2 son valores arrojados por los instrumentos
propuestos.
La presión hidrostática y la presión de la columna de gas, están dadas por
las siguientes ecuaciones:
Pђ = Gliq * Hliq (2)
Donde Gliq : Peso específico del crudo
Hliq : Altura del líquido
Pgas = Ggas + Hg (3)
Donde Ggas = Peso específico de gas hidrocarburo
Hg = L - Hliq (4)
Donde L : Altura total en pozo
Sustituyendo (4) en (3):
Pgas = Ggas (L - H liq ) (5)
Sustituyendo (5) y (2) en (1), se tiene que:
P1 = P2 +(Gliq * Hliq) + (Ggas ) + (L - Hliq) ) (6)
Hliq , debido a que es la variable mediante la cual se van a controlar las
rpm de la BES, de manera que si está por encima o por debajo del nivel ideal,
variar la frecuencia para lograr el punto optimo de funcionamiento. A través de
los resultados obtenidoS por dicha fórmula, los valores serán almacenados y
actualizados constantemente por el controlador y éste realizará las acciones
necesarias para mantener a la bomba en el punto de su óptimo
88 funcionamiento. Al realizar el despeje, podrá conocerse el valor de la variable
en estudio presente a continuación:
Hliq = (P1 - P2 - Ggas L) /(G liq - Ggas) (7)
En el caso de la presión de fondo P1, se escogió el sensor óptico de presión
– temperatura Waterford, debido a que presenta las características necesarias
con respecto a las especificaciones del pozo, el sensor está diseñado para
ofrecer mediciones estables y posee el mas alto nivel de supervivencia contra
choque mecánico y vibración de la industria, permitiéndole soportar impactos,
vibraciones y subidas de presión significativas, sus características indican un
mejor desempeño que el otro sensor propuesto ( Luna energy SPT-5000
sensor de presión temperatura), siendo Weatherford la propuesta mas
innovadora en el mercado con una plataforma tecnológica óptima permitiendo
el diseño del sensor con un mínimo de partes componentes y sin partes
móviles para asegurar operaciones confiables a lo largo de la vida útil del pozo.
Se necesitó realizar una conexión para llevar la información del sensor
propuesto, para ello, se implantó el cable óptico de fondo de pozo de
Weatherford, el cual se acopla con las características del sensor y las
especificaciones del pozo, ofreciendo una ruta óptima confiable y de alto
desempeño para la transmisión de señales a sistemas de medición óptica en
pozo tales como sensores de presión, temperatura, flujo, fracción de fase,
temperatura distribuida (DTS) y sistemas sísmicos.
Para proteger y alargar la vida útil del sensor de fondo de pozo, se utiliza el
porta sensor óptico de Weatherford. La conexión sensor – porta –sensor ,
89 simplifica la instalación permitiendo premontaje del cable de fondo y el cuerpo
del porta-sensor protege a los sensores de presión y temperatura en toda su
extensión, asegurando lecturas confiables a lo largo del curso de las
operaciones.
Para la presión de cabezal P2, se implantó nuevamente la propuesta de
Weatherford, acoplándose con el sistema implantado de forma eficaz y óptima.
El sistema de monitoreo de reservorio a nivel de cabezal Weatherford RMS
– WH es un sistema autónomo de adquisición de data en superficie, diseñado
para monitorear hasta seis sensores ópticos de presión y temperatura de
Weatherford y proveer accesibilidad con capacidad Web a lecturas bajo
demanda, con una considerable capacidad de almacenamiento local.
Una ventaja que presenta dicho sensor es que, en la industria petrolera se
necesitan constantemente realizar mejoras en el sistema de producción, con
respecto a los datos recibidos de las mediciones, presentando el sensor de
cabezal a proponer componentes pasivos en fondo de pozo facilitando la
actualización del hardware y software del sistema, haciéndose disponibles las
mejoras y perfeccionando el desempeño general del sistema de medición.
Para regular las rpm de la bomba electrosumergible (BES), es necesaria la
aplicación de un variador de frecuencia para el control de la misma. En este
caso el modelo VLT AutomationDrive Danfoss, presenta un diseño en el área
industrial, ideal para éste proceso, debido a su opción para comunicaciones
Bus (Fieldbus, Profibus, Asibus) con un módulo de alta tecnología adaptable y
90 programable, siendo ésta la mejor propuesta encontrada en el mercado de
variaciones de frecuencia para nuestros procesos.
1.5 ESTABLECER LA VALIDACIÓN A TRAVÉS DE JUICIO D E EXPERTO Yo, Luís Daniel López, Ingeniero Mecánico, Magíster en automatización Y
Control de Procesos, con experiencia en el área petrolera, al realizar un
análisis y estudio detallado del presente trabajo de grado, propuesta realizada
por los bachilleres CASTRO, MENDEZ Y MORELL, el cual tiene como titulo:
Propuesta de Optimización de la Producción en la In dustria Petrolera a
través de la Evaluación de la Instrumentación , certifico que consta con los
requerimientos necesarios y la metodología requerida para dar validez a la
propuesta presentada, siendo de gran utilidad en el ámbito petrolero aportando
grandes beneficios.
____________________
Mgs. Luís Daniel López
91 CONCLUSIÓN
En la industria petrolera nacional se busca diariamente la mejora de la
producción, esto se debe a que los países que son exportadores de petróleo se
ven en la obligación de optimizar cada día más sus procesos ya que la
consecuencia de esto sería una considerable estabilidad económica. Entre los
diversos métodos que existen para la realización de análisis referentes a
mejoras de producción se encuentra las evaluaciones de sistemas de
instrumentación, esto se debe a que la producción óptima de un pozo depende
en alto porcentaje de los sistemas de instrumentación con la que se esté
trabajando.
Por tal motivo, se logra cumplir sin ninguna problemática con el objetivo
general el cual se contempló al comienzo como lo fue: Desarrollar la
Propuesta de Optimización de la Producción en la In dustria Petrolera a
través de la Evaluación de la Instrumentación. Siguiendo los lineamientos
de los criterios expuestos por los autores Savant, Roden Y Carpenter y los
criterios del propio autor, las 4 fase metodológicas fueron cumplidas de la
siguiente manera: la primera fase que se desarrolló fue la descripción de la
situación en la que estaba el pozo, en ésta se mostró en que condiciones se
encontraba el pozo tipo modelo elegido antes de comenzar a realizar las
evaluaciones, todo lo referente a profundidad, magnitudes físicas y químicas
que estuviesen presentes, entre otros.
La segunda fase desarrollada fue la de presentar las características del
sistema de instrumentación que tenía el pozo, estas características se
92 enfocaron en el único equipo que tenía el pozo en ese momento, el cual era un
sistema de levantamiento artificial por bombeo electro-sumergible, aquí se
expusieron todas las especificaciones de la bomba, su alimentación, sus
componentes internos, entre otros. La tercera fase, fue la exposición de una
serie de instrumentos de medición tecnológica, se presentaron introducciones
de cada instrumento, características, ventajas, beneficios, aplicación y cuadro
de especificaciones, aunado a esto se presentó la cuarta y ultima fase, la cual
fue realizar la propuesta de optimización basada en el uso de los instrumentos
de medición que se presentaron en la tercer fase y certificar su validación.
En la cuarta fase se buscó realizar una selección de equipos, planteados
anteriormente, con el fin de implantarlos en el pozo aunado al sistema de
levantamiento artificial mediante bombeo electrosumergible (BES) para de esta
forma, lograr una optimización del mismo. Mediante el uso de la nueva
instrumentación, se puede lograr un monitoreo constante en el pozo, logrando
así obtener información durante intervalos de tiempo determinado permitiendo
conocer las condiciones presentes, logrando así, una supervisión masiva del
mismo, que de los contrario, mediante la instrumentación presente no es
posible realizar. Finalmente, se certifica el presente trabajo de grado a través
de la validación del mismo mediante un experto en el área. Como resultado
final se obtuvo que dicho estudio fue validado y certificado.
93 RECOMENDACIONES
Se recomienda proceder al próximo paso el cual sería la implementación del
sistema propuesto, para lograr así mejores resultados en el campo, siempre y
cuando las condiciones del pozo a instrumentar, presente las mismas
características de dicha investigación, de lo contrario, se deben realizar
estudios y análisis de las variables presentes en el pozo que requiere dicha
optimización, para así comparar y conocer si la implementación de dicha
investigación es factible o no.
94 REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS
� Instrumentación Industrial. 6ª Edición. Antonio Creus
� www.Weatherford.com
� Instrumentación y control básico de Procesos. Acedo Sánchez, José.
Ediciones Díaz de Santos, S.A.
� Instrumentación Electrónica. Juan Carlos Álvarez Antón
� www.slb.com
� www.danfoss.com/North America/BusinessAreas/Drives Solutions/Products/Frecuency+Drives.htm
95 ANEXOS
Bomba electro sumergible (BES) Schlumberger
Cable óptico de fondo de pozo de Weatherford
96
Porta Sensor óptico de presión – temperatura
Sensor óptico de presión – temperatura
Variador de frecuencia VLT Automation Drive
