A. FUNDAMENTACIÓN TEÓRICA SISTEMA DE SUPERVISIÓN: …

Capitulo II Marco Teórico

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A. FUNDAMENTACIÓN TEÓRICA ♦ SISTEMA DE SUPERVISIÓN:

Definición

Un conjunto de reglas o principios enlazados entre sí. Un conjunto de cosas que

ordenadamente relacionadas entre sí concurren a un mismo fin o constituyen en

cierto modo una unidad, se conoce como Sistema.

La inspección, dirección y vigilancia de procesos y acciones se conoce como

Supervisión.

Según Díaz (1995, p.18), un sistema de supervisión es el encargado de analizar

una determinada situación, a través de una serie de premisas para llegar a una o varias

conclusiones relacionadas con el estado del hecho sujeto a dicho análisis.

Un sistema de supervisión ha sido diseñado con el fin de examinar el estado de

operación de uno o varios sistemas y detectar las desviaciones que se produzcan con

respecto a las condiciones de funcionamiento consideradas normales, así lo define

Marquina G. (1993 pp 165,166). Estos sistemas están constituidos por un conjunto de

componentes eléctricos y electrónicos capaces de detectar fallas o alguna interrupción

en los niveles de voltaje (o corriente) de un proceso.

Con un sistema de supervisión se puede determinar el estado de todas variables

supervisadas y así realizar las acciones u operaciones necesarias, sin estar

físicamente presente el operador en cada punto de supervisión. Esto mediante equipos


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recolectores de información, quienes llevan dicha información hasta un operador en

una localización a distancia, permitiéndole una completa visión de las operaciones del

proceso.

Sistema de Supervisión y Control (SCADA)

El propósito principal de un sistema SCADA (Supervisory Control and Data

Acquisition) es el de adquirir información y procesarla en tiempo real, permitiendo al

usuario solicitar, desplegar y archivar información concerniente al sistema a operar.

Según Ringo y Sánchez (1996,p.17), el sistema SCADA es un sistema

computarizado, capaz de monitorear o supervisar las condiciones de las variables más

importantes de un proceso o conjunto de instalaciones localizadas en diversas áreas

geográficas, presentando de manera adecuada información importante para la

supervisión y la toma de decisiones por parte de uno o varios operadores en un centro

de control central, en el cual pueden realizarse operaciones para modificar el estado

de dicho proceso o instalaciones, sin necesidad de la presencia física de operadores en

sitio.

En un sistema de supervisión y control SCADA existen tres tareas críticas a

ejecutarse:

- Recolección periódica, procesamiento, monitoreo de información del sistema a

controlar.

- Control remoto de dispositivos y reemplazo de valores en la base de datos para el

sistema.


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- Presentación de alarmas y despliegues a los operadores del sistema.

Funciones del Sistema SCADA

Según Ringo y Sánchez (1996; p.20) las funciones principales de un sistema

SCADA son:

- Supervisoria: Consiste en la revisión continua de las variables del proceso

(presión, flujo, nivel, etc.) y la indicación de los cambios de estados, eventos,

alarmas, paro en los equipos y condiciones del proceso. Esta función sirve de

soporte al operador de la sala de control en el momento de la toma de decisiones,

el cual requiere de la operación de dos etapas: selección y control, para garantizar

que el operador no tome acciones equivocadas.

- Control: Mediante esta función el Sistema SCADA, conjuntamente con el

operador, efectúa el control del proceso, de la estación o de la planta. En el

control automático, la unidad maestra MTU o la unidad remota RTU toma alguna

acción sobre un equipo o proceso de acuerdo al contenido del programa

preestablecido para la operación óptima de ese equipo o proceso. En el control

manual, la MTU o la RTU ejecutará la acción que en forma manual introduzca el

operador desde la sala de control.

- Adquisición de Datos: mediante esta función el sistema SCADA se encarga de

recolectar información proveniente de campo a intervalos predeterminados de

tiempo y de esta manera poder efectuar cálculos y tratamiento especiales de ésta,


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que luego son procesados en primer lugar por la RTU y luego transmitida por la

MTU para su manipulación.

Unidad Terminal Remota (RTU)

Las Unidades Terminales Remotas son dispositivos para la adquisición y control

directo de información en el campo. Es la interface directa entre el transductor y el

Sistema de Adquisición y control. Las unidades terminales remotas nacen de la

necesidad de adquirir data y efectuar control de los dispositivos de campo, distantes

de los centros de operación y control.

La arquitectura de una estación remota puede variar de acuerdo al fabricante,

según su filosofía y tecnología usada, sin embargo estas constan típicamente de un

Módulo de Entrada/Salida, Módulo de Control, Módulo de Comunicaciones y la

alimentación.

• Módulo de Entrada y Salida:

El Módulo de Entrada tiene como función adquirir información del campo

suministrada por los transductores y acondicionarla a sus niveles de operación. El

Módulo de Entrada permite el manejo de información discreta y analógica, siendo el

tratamiento de cada una diferente. La información discreta es normalmente tomada

directamente y viene representada como dos niveles de voltaje, siendo esto

convertido en información digital por un Módulo de Entrada, a fin de poder ser


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procesada. La información analógica obtenida del campo, típicamente viene

representada en voltajes de 0 a 5 voltios o por flujos de corriente de 4 a 20 mA. El

Módulo de Entrada analógico procesa esta información mediante un convertidor

analógico digital transformándolo en información binaria a fin de que pueda ser

procesada por el Módulo de Control.

• Módulo de Comunicación:

Este módulo se encarga de codificar la información recibida del campo para

poder ser transmitida por los canales de comunicación; de igual manera la

información recibida de la Estación Maestra, es procesada por este Módulo y

descodificado. Debido a que la transmisión de información es realizada entre equipos

remotos y mediante el uso de canales de comunicación con ancho de banda limitado,

se requiere que la información sea adecuada y codificada en forma idónea,

incluyendo métodos de verificación de error.

• Módulo de Control:

Este módulo tiene como función el registro, recepción y transmisión del

comando de control recibido desde la estación maestra o sistema supervisorio. Deberá

garantizar la confiabilidad de la operación mediante el uso de mecanismo de

seguridad y detección de error. Cuando los mensajes de control, procedente de la


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estación maestra son recibidos por el transceptor de datos y desplazados en serie

hacia el control de la estación remota, en donde se realiza la función intermedia o de

sincronización (o sea la comprobación del código para determinar si se ha incurrido

en algún error de transmisión). Tras efectuar la comprobación del código y la

decodificación de la dirección en forma satisfactoria se envía un mensaje de respuesta

a la estación maestra., la cual puede estar ubicada en una sala de control, estación de

flujo o en una planta. En la figura 1 se muestra la apariencia de una RTU.

FIGURA 1


Fuente: Baker Oil Tools Instrumentation Services (1998; p.1)

• Sistema de Alimentación:

En casos donde no existen facilidades eléctricas, es necesario colocar una fuente

de poder que permita alimentar al sistema, es decir la unidad de alimentación deberá


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suplir a cada uno de los elementos y componentes presentes en la RTU, al igual que a

la instrumentación de campo. Deberá ser configurada de manera redundante, de

manera que la carga sea compartida y en la ausencia de una de las fuentes de

alimentación no afecte de manera alguna el desenvolvimiento del equipo.

El sistema de alimentación puede estar compuesto por bancos de baterías

recargables, a través de paneles solares, en caso de áreas poco accesibles. Es

necesario diseñar y dimensionar bien el sistema de energía solar, a fin de obtener un

eficiente sistema de monitoreo ininterrumpido, el cual no se vea afectado por días de

sol o iluminación escasa.

El sistema de alimentación está sujeto a ciertos parámetros como:

- Carga o consumo del sistema de monitoreo: Es necesario saber el nivel de

consumo del equipo en conjunto, para conocer que tipo de sistema de

alimentación debe ser instalado, para que se adapte a los requerimientos de

energía del equipo.

- Condiciones ambientales de la locación: En caso de paneles solares, es de

suma importancia, para conocer el requerimiento en cuanto a número de días

de suministro de energía cuando no hay suficiente luz solar.

- Posición Geográfica: Existencia o no de facilidades eléctricas. Instalaciones

electrificadas o dependientes de paneles solares.

- Espacio físico disponible: Colocación del sistema de alimentación en

interacción con el sistema de monitoreo y adquisición de data.


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♦ MÉTODOS DE PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO

El yacimiento puede producir crudo de dos maneras, bien sea producto del flujo

natural, es decir su propia presión o por métodos de artificiales cuando la presión del

yacimiento cae y ya no es posible que los fluidos contenidos fluyan hacia la

superficie del pozo. Por lo anterior los métodos de extracción o producción de crudo

se dividen en:

Flujo Natural

La producción primaria o natural del yacimiento está dictaminada por la

viscosidad natural, gravedad y fuerzas capilares, además de características

geológicas, propiedades de rocas y fluidos, mecanismos de flujo de fluidos y

facilidades de producción.

Está caracterizada principalmente por variaciones en la presión. Este flujo

natural es resultado del empuje producido por la presencia de una cantidad de gas en

solución de un yacimiento, por lo tanto estos yacimientos no requieren ayuda para

levantar el crudo a la superficie.

Los métodos de producción natural pueden ser: expansión roca-fluido, empuje

por gas en solución, empuje hidráulico y empuje por capa de gas inicial.


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Levantamiento Artificial

Todos los yacimientos petroleros experimentan declives de presión, y muchos

pozos requieren de levantamiento artificial en algún momento, más comúnmente

cuando el reservorio no posee presión suficiente para producir por flujo natural.

Gran cantidad de alternativas de levantamiento artificial son utilizadas, y cada

una de ellas poseen ventajas y desventajas en si mismas. A continuación se presentas

los métodos de levantamiento de artificial:

-Bombeo Mecánico: Se fundamenta en la utilización de movimientos

recíprocos de arriba hacia abajo, producidos por una unidad en superficie conocida

comunmente como balancín , la cual activa una serie de varillas conectadas al pistón,

permitiendo a partir de las carreras de las carreras ascendentes y descendentes, el

llenado y vaciado del cilindro que contiene el pistón, logrando así el efecto de succión

de crudo.

La capacidad de los equipos (balancines) varía, ya que los mismos dependen

principalmente de factores como profundidad de bombeo, viscosidad del crudo y tasa

de producción. Este sistema es utilizado generalmente para extraer crudo mediano y

pesado.

-Bombeo Hidráulico: Es un sistema por el cual se levanta crudo, mediante una

bomba de subsuelo accionada por un fluído motriz suministrado desde la superficie a

alta presión.

Existen dos sistemas de bombeo hidráulico el fluído motriz abierto y el fluído

motriz cerrado, la diferencia radica es que en el abierto el fluído motriz se mezcla con

el petróleo de formación, mientras que en el cerrado dichos fluídos permanecen


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separados, y en cada sistema se puede utilizar una bomba fija (fijada a la sarta del

fluído motriz) o una bomba libre (no está fijada a la tubería del fluído motriz).

-Bombeo Electrosumergible: Consiste en el levantamiento artificial de crudo

mediate una bomba lo cual es instalada en el subsuelo, la cual gira a gran velocidad y

es alimentada desde la superficie por un cable eléctrico de alta tensión. Este sistema

es recomendado para bombear crudo liviano y mediano con bajo porcentaje de gas.

-Levantamiento Artificial por Gas: Gas es inyectado en el tubing a

profundidades seleccionadas, bien sea continua o intermitentemente. El propósito de

aumentar la presión fluyente del fondo es aumentar el caudal de producción. La

inyección de gas suple el gas de formación y aligera el peso de la columna (columna

de fluido) por encima del punto de inyección de gas.

Los pozos del Lago de Maracaibo son sometidos al levantamiento artificial

por gas (gas lift), por lo cual la supervisión y control de este proceso juega un papel

preponderante. Para esto existe un equipo que supervisa variables de superficie y

controla la inyección de gas. Este es conocido como Monitor de Cabezal de Pozo.

Sistema Monitor de Cabezal de Pozo (Well Head Monitor)

El Well Head Monitor es un sistema de control concebido y diseñado por

Maraven S.A conjuntamente con Texas Electronics Resource (TER) con la finalidad

de controlar y optimizar en forma remota la tasa de gas de inyección para el

levantamiento artificial de los pozos asociados a este tipo de producción en el Lago

de Maracaibo. El WHM se muestra como un típico bucle de tubería para inyección de


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gas que incluye tanto válvulas manuales como a control remoto para la distribución

del gas en la plataforma del pozo.

FIGURA 2

Además de sus funciones de control el WHM mantiene su registro de las

variables del pozo tales como Presión de Revestidor (CHP) y Presión de Tubería

(THP), y estima la producción bruta del mismo con el objeto de determinar que pozos

presentan una baja producción o ninguna producción efecticva. Otras variables

analizadas por el WHM son:

- Presión de Entrada de Gas de Levantamiento (GLP)

- Presión de Línea de Producción (PLP)

- Flujo de Gas de Inyección (GLFL)

- Porcentaje de Apertura de Válvula de Choke (VAL)

- Presión Diferencial (GLDP)

Monitor de Cabezal de Pozo (Well Head Monitor)

Fuente: Gerencia de Automatización Industrial Occidente, 1999


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Desde el punto de vista de mantenibilidad el WHM requiere un mantenimiento

mínimo de sus partes electrónicas. Uno de los principales objetivos de su diseño fue

evitar que la gran cantidad de elementos electrónicos colocados en lugares poco

accesibles de la estructura retardará las labores de mantenimiento. Para lograr esto el

WHM fue diseñado de la siguiente manera:

- Una carrera de medición que contiene la placa orificio por donde pasa el gas de

inyección, una válvula de choke automática y las conexiones del sistema.

- Un módulo de sensores que alberga los transmisores de presión y de diferencial

del pozo.

- Una SRTU que alberga una unidad remota y un radio receptor.

- El módulo maestro de flujo que alberga las válvulas servosolenoides que

establecen la posición de la válvula de choke.

- Una estructura que soporta todos los módulos antes descritos y una celda solar.

♦ LABORATORIOS INTEGRADOS DE CAMPO (LIC)

Los métodos de producción natural de yacimientos (sistema roca/fluido,

empuje por gas en solución, empuje hidráulico, etc.) y los métodos de recobro

secundario (inyección de agua, gas vapor, entre otros) dejan alrededor de un tercio a

un medio o más del petróleo (petróleo remanente o residual) en el yacimiento, esto

significa que más petróleo será dejado sin recuperar en el reservorio que el que ha

sido producido y extraído por los métodos primarios y secundarios.


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Actualmente la tasa de recobro final oscila entre el 17 y 29 %, dependiendo de

las características del crudo. PDVSA esta consciente de la gran oportunidad que

existe de incrementar las reservas mediante el mejoramiento de la ingeniería e

instrumentación de los campos y pozos existentes, aplicando tecnologías ya probadas

y nuevas. A pesar de que existe un gran numero de publicaciones que muestran los

beneficios de la aplicación de estas tecnologías, muchas de no han sido probadas en el

campo y otras han sido evaluadas sin resultados concluyentes, lo cual limita la

aplicación a gran escala.

La necesidad de incrementar la tasa de recobro a corto y mediano plazo en

yacimientos altamente complejos y en avanzado estado de agotamiento, así como los

continuos incremento de los costos de producción e inversiones asociadas a los planes

de explotación, han llevado a realizar, los estudios de yacimientos para incrementar y

optimizar las tasa de recobro final de los mismos. Los Laboratorios Integrados de

Campo (LIC), son la principal estrategia tecnológica de la corporación (PDVSA),

para satisfacer y llevar a cabo este fin.

Laboratorio Integrado de Campo Lagocinco

Los Laboratorios Integrados de Campo (LIC) son plataformas de evaluación

aceleradas de tecnologías para la explotación de yacimientos, estos representan una

tipología específica de reservorio y generan información concerniente a: métodos

mejorados de recuperación, monitoreo permanente de pozos, automatización,


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simulación, geomecánica, etc., contribuyendo con esto a la cross-validación de

tecnologías.

. Como consecuencia de que la búsqueda de la mejor tecnología para cada

yacimiento individualmente resultaría en una tarea infinita y prácticamente utópica,

PDVSA desarrolló una metodología de clasificación de yacimientos, basándose en

similitud de características, donde la aplicación de un grupo de tecnologías resultara

en el incremento substancia del factor de recobro de petróleo. Para cada uno de estas

tipologías de yacimiento se le asigno un área representativa para la conducción de un

LIC.

A pesar de que la Unidad de Explotación Lagocinco ha sido una de las áreas

mas intensamente sometida a la recuperación secundaria, los bajos factores de

recuperación actual (17,4%) indican que estos procesos no han sido efectivos, por lo

tanto el LIC Lagocinco planificó una prueba piloto de inyección Alternada Agua Gas

(AGA) como método de recuperación mejorada.

FIGURA 3

ALCANCE LIC LAGOCINCO

P 1

P 2

LPG-1462

P 3

VLE -773

I 1

O 1

P A -9-5

P 1 P 2 P 3 P 4P 5

A U T O M A T I Z A C I O N

S E P A R A D O R D E P R U E B A

R a d i o S S

Enlace a Lagunillas

L A M A R G A S

•A R R E G L O P A R A I N Y E C C I O N D EA G U A Y G A S

E / F 2 2 - 5

•I N S T R U M E N T A C I O N Y M O N I T O R E OD E P O Z O S :P R O D U C T O R E S ,I N Y E C T O R E S Y O B S E R V A D O R E S

O 2

Fuente: Conceptual LIC Lagocinco. (1998, p.7)


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• Proceso de Inyección Alternada Agua/Gas (AGA)

Según la Memoria Descriptiva LIC. Lagocinco (1998, p.52) la inyección

alternada de agua y gas es una combinación de dos procesos tradicionales como lo

son la inyección de agua y la inyección de gas miscible o inmiscible, y se realiza en

forma cíclica alternando la inyección de baches de agua y gas. Este esquema de

recuperación mejorada aprovecha los mecanismos de producción activados de ambos

procesos y reduce los requerimientos de gas en yacimientos donde la inyección de

este fluido es el mecanismo de recuperación óptimo.

El AGA se puede llevar a cabo en proyectos de inyección por flanco o por

arreglos y la relación de volúmenes de inyección entre el gas y el agua, así como la

duración de los ciclos de inyección de cada bache, depende de las condiciones y

características del yacimiento. Las aplicaciones de este proyecto son múltiples y

variadas, sobre todo en yacimientos de crudos livianos a volátiles, heterogéneos y con

bajo buzamiento (nivel de inclinación del subsuelo), y la ventaja sobre otros procesos

es que aumenta la eficiencia de barrido al formar un frente de desplazamiento más

estable. (Memoria Descriptiva LIC Lagocinco (1998, p.33).

Laboratorio Integrado de Campo Lagomar

Otra de las áreas seleccionadas para la aplicación de un Laboratorio Integrado

de Campo fué la VLA-6/9/21 de Lagomar, principalmente por presentar


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características y condiciones similares a un gran número de yacimientos de crudos

livianos, someros, sometidos a inyección de agua y que presentan en la actualidad un

alto grado de agotamiento. Por otro lado, estudios recientes de caracterización de

yacimientos indican que existe una gran cantidad de reservas no contabilizadas en los

libros oficiales, cuyo desarrollo requiere de una estrategia diferente de explotación.

• Proceso de Inyección Optimizada de Agua (IOA)

El método de recuperación mejorada del LIC Lagomar es el conocido como:

IOA o Inyección optimizada de agua.

El arreglo de inyección propuesto para la prueba de IOA consiste de 6 pozos

productores, 4 inyectores y 3 observadores. Dos de los inyectores eran pozos ya

existentes, los restantes fueron perforados durante 1998 y 1999. En la Figura 4 se

muestran las localizaciones propuestas.

FIGURA N 4 Arreglo de Inyección para la Prueba IOA

VAL-769

Prod. Exis.

Observador

Iny. Múltiple

Prod. Nuevo1998

L e y e n d a

Prod. Nuevo1999

VLA-124

VLA-131

VLA-290

VLA-697VLA_126

VLA-826VLA-6

P-2

P-3

P-5

I-1

P-1

P-4

P-6

I-2

PO1

PO2

PO3

P O 6

P O 2

P O 4

Fuente: Conceptual LIC Lagocinco. (1998, p.7)


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Objetivos de los Laboratorios Integrados de Campo (LIC)

El objetivo principal y primordial de todos los LIC’s es el de aumentar el

factor de recobro en los yacimientos y paralelamente servir como plataforma de

prueba de tecnología de punta para una posterior masificación basada en los

resultados de estos proyectos.

Los Laboratorios integrados son productos del esfuerzo mancomunado y del

fusionamiento de varios departamentos dentro de PDVSA, para colaborar como

unidad a la importantísima labor que constituye la gerencia de yacimientos.

Los LIC tienen como fin primordial la aplicación del proyecto de

recuperación mejorada e integrar tecnología de superficie y subsuelo para la

obtención de mejores practicas y aprovechamiento de los recursos presentes en el

yacimiento.

Los procesos de recuperación mejorada (AGA, IOA) son del tipo por arreglo,

es decir abarcan la perforación de algunos pozos y la utilización de otros ya existentes

para lograr un optimo arreglo u ordenamiento de pozos (en este caso. A continuación

se da una breve definición de cada tipología de pozo nombrada, según Linares y

Bracho (1999, p. 5):

- Pozo Inyector: Pozo dedicado al incremento de las presiones del yacimiento,

mediante la inyección de fluidos por sartas. A través de estos pozos se pueden

evaluar los distintos tasas de inyección que variaran según el yacimiento que se


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desea estimular, para incrementar el recobro de petróleo adicional por efecto de la

mejora en la eficiencia del barrido.

FIGURA 5

Pozo Inyector

Fuente: Leal Jerlib. (2000)

Sarta Larga

Sarta Corta

Fuente: Leal Jerlib (1999)


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- Pozo Observador: Pozo dedicado para medición y supervisión de parámetros y

actividades de subsuelo que permite: el monitoreo y/o la auditoria continua del

proceso o plan de explotación, reorientando o fortaleciendo las acciones en la

dirección adecuada a medida que el mismo se desarrolla.

A través de este pozo se pueden observar las variables que nos permiten

caracterizar al yacimiento, como presión de formación, perfil de temperatura y

resistividad, además de la movilidad y la dirección del flujo.

FIGURA 6

TECNOLOGÍA DE PERFORACIÓN TECNOLOGÍA DE PERFORACIÓN P.T. =12830’ P.T. =12830’

PUERTOS DE PRESION PUERTOS DE PRESION INFERIOR @ 12608’( INFERIOR @ 12608’( GR GR / / CCL CCL ) )

PUERTOS DE PRESION PUERTOS DE PRESION SUPERIOR @ 12558’( SUPERIOR @ 12558’( GR GR / / CCL CCL ) )

TOPE DE LA LECHADA PRINCIPAL @

TOPE DE LA LECHADA PRINCIPAL @

TOPE DE LA LECHADA DE BARRIDO @

TOPE DE LA LECHADA DE BARRIDO @

SENSORES DE PRESION Y

SENSORES DE PRESION Y

DOS(02) TUBOS ENTRE CUELLO Y

DOS(02) TUBOS ENTRE CUELLO Y

CUELLO FLOTADOR @ 12743.61’ CUELLO FLOTADOR @ 12743.61’ REV REV . 4-1/2”, 13.5 . 4-1/2”, 13.5 LBS LBS /PIE @ 12830’ /PIE @ 12830’

TRES (03) TUBOS TRES (03) TUBOS

TUBO CAPILAR TUBO CAPILAR

Rev Rev . 9-5/8” @ 2000’ . 9-5/8” @ 2000’

CABLE PARA

CABLE PARA

PROTECTORES DE CUELLO HASTA

PROTECTORES DE CUELLO HASTA

Pozo Observador

Fuente: Gerencia de Automatización Industrial, 1998


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- Pozo Productor: Pozo usado para la extracción de crudo, como en los campos

tradicionales. Estos pozos permiten recuperar el petróleo adicional con la utilización

de nuevas tecnologías de producción, como por ejemplo los métodos de

levantamiento artificial ya nombrados (bombeo hidráulico, bombeo mecánico, gas

lift, entre otros).

Es importante resaltar que cada uno de los pozos nombrados están equipados

con sensores de fondo permanente, para la medición de variables de fondo (presión y

temperatura).

Fj FIGURA 7

Rev Rev . 10-3/4” @ . 10-3/4” @ 2000’ 2000’

CABLE PARA SENSORES CABLE PARA SENSORES

PROTECTORES DE CUELLO PROTECTORES DE CUELLO HASTA SUPERFICIE HASTA SUPERFICIE

TECNOLOGÍA DE PERFORACIÓN TECNOLOGÍA DE PERFORACIÓN

PUERTO DE PRESIÓN PUERTO DE PRESIÓN Y TEMPERATURA A Y TEMPERATURA A

11707’ 11707’ Rev Rev . 7-5/8” @ . 7-5/8” @

12210’ 12210’

Rev Rev . 5-1/2” @ . 5-1/2” @

TUBING TUBING 2-7/8” 2-7/8”

MANDRILES DE MANDRILES DE

GAS GAS LIFT LIFT (3624’, 6874’, 9629’ y (3624’, 6874’, 9629’ y 11667’11667’

12520’ 12520’ 12590’ 12590’

12618’ 12618’ 12652’ 12652’

EMPACADURA EMPACADURA HIDRAULICA @ HIDRAULICA @ 12600’ 12600’

EMPACADURA EMPACADURA HIDRAULICA @ HIDRAULICA @ 12468’ 12468’

COLGADOR @ COLGADOR @ 11742’ 11742’

PUNTA DE TUBERÍA @ 12646’ PUNTA DE TUBERÍA @ 12646’

Fuente: Gerencia de Automatización Industrial, 1998

Pozo Productor


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♦ PROCESOS DE SUBSUELO

El monitoreo continuo de yacimientos implica la supervisión permanente de

las variables de fondo o subsuelo (presión, temperatura, resistividad, etc.). Estas

permitirán conocer a plenitud las condiciones y comportamiento interno del pozo,

para la modelación o caracterización del yacimiento.

Estos procesos abarcan cualquier actividad realizada a nivel de subsuelo, es

decir en el interior del pozo, desde mediciones de variable por sensores hasta la

inmersión de bombas para el levantamiento artificial, entre otros. Para esta

investigación nos enfocaremos en la medición por parte de los sensores de variables

de subsuelo específicamente presión, temperatura y resistividad.

Medición de Presión

Las mediciones de presión son necesarias para conocer el régimen de

agotamiento que presenta un yacimiento y el estado de producción/inyección en la

cara de la formación, a través de pruebas de tasa de restauración, el daño o

estimulación presentes en los alrededores del hoyo y los valores de permeabilidad

efectiva. Los conocimientos del comportamiento permanente de la presión de fondo

incluye el control de la estabilidad del hoyo y el control de corte de agua.

Al igual que la medición de temperatura, la presión del reservorio es un

parámetro importante para determinar factores de volumen de fluidos. A diferencia

dela temperatura del yacimiento, la presión es una variable a tomar en consideración

en más procesos concernientes al reservorio.


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Las presiones son medidas en los pozos por tres propósitos fundamentales, los cuales

son:

- La presión promedio del yacimiento es calculada utilizando presiones encerradas

de fondo (botton-hole shut-in pressure).

- El desarrollo y desenvolvimiento del pozo es determinado mediante mediciones

de flujo y presiones encerradas de fondo en como función del tiempo.

- La posición o nivel del fluido en un pozo, necesitado para el diseño de equipos, es

determinado por inspecciones de presiones de pozo.

Medición de Temperatura

Las mediciones de temperaturas se requieren para un conocimiento de la

respuesta térmica del yacimiento a los fluidos de producción e inyección. En los

perfiles de producción e inyección es posible conocer de forma cualitativa, las fases

presentes en el hoyo a partir de un conocimiento de la distribución de la temperatura

en el hoyo.

Para ello se han empleado distintos métodos disponibles para la medición

periódica de temperatura., como por ejemplo la medición con terminales y con

herramientas de guaya, por ser la única tecnología conocida hasta entonces. Sin

embargo estas técnicas no lucen tan atractivas en su uso debido a su costo y a la poca

durabilidad en el caso de que haya que recuperar la tubería de producción (casos de

los terminales).


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En la actualidad han emergido nuevas tecnologías basadas en fibras ópticas

instaladas a lo largo del pozo. La medición de temperatura distribuida se logra

mediante la transmisión de un pulso de luz a través del canal de fibra óptica, y la

información de retorno es analizada en superficie, describiendo un perfil de

temperatura a lo largo del hoyo, en función de la perturbación debido a temperaturas,

presión u otras.

La medición permanente de temperatura a lo largo del pozo permite conocer a

ciencia cierta y de forma permanente el destino del calor, aspecto este vital para saber

el comportamiento de los fluidos y la reacción del pozo a los mismos, todo esto a

bajo costo, optimizando así la eficiencia del pozo.

Medición de Resistividad

La medición permanente de resistividad del fluido de producción es

conveniente para el conocimiento cualitativo de las fases presentes en el hoyo, es decir

la relación de resistividad en el pozo nos permite identificar la conductividad presente,

debido a que mayor resistividad, menor conductividad y por lo tanto menor cantidad

de agua lo que se traduce en más presencia de hidrocarburo, todo lo contrario sucede

cuando el nivel de resisitividad es bajo, lo que evidencia más presencia de agua y

menos de hidrocarburo.

En el monitoreo de proyectos de recuperación mejorada, como el AGA, es

sumamente importante el conocimiento continuo de los fluidos producidos y su avance

espacial en el yacimiento.


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Las tecnologías disponibles para el monitoreo de la resistividad se limitan al

uso de sensores empotrados cerca de la formación, con el uso de revestidores aislados

eléctricamente, o sensores instalados en hoyos dedicados a la medición.

Una de las limitaciones es que se requiere un marcado contraste de salinidad

entre dos de los fluidos que se quieran monitorear (ej. agua y petróleo). Normalmente

el contraste de salinidad entre el gas y el petróleo es muy bajo, y por ende, no se tienen

buenas experiencias en el monitoreo de frentes de gas con herramientas resistivas

permanentes.

♦ PROCESOS DE SUPERFICIE

Durante la vida del yacimiento, desde la exploración hasta el final de la

explotación, una enorme cantidad de data es recolectada. Un eficiente programa de

manejo y gerencia de data consiste en la adquisición, análisis, validación, y

almacenamiento de información, lo cual es clave en el aprovechamiento racional y

total del yacimiento.

Básicamente todo lo que acontece a nivel de cabezal de pozo se considera

intrínseco en los procesos de superficie, es decir el control y supervisión de procesos

de inyección de fluidos o producción

La data recolectada puede ser desde data de inyección de fluidos de

represurización hasta data de producción, dependiendo el tipo de pozo y el tipo de

requerimiento.


35

La evaluación de las diferentes tecnologías para el seguimiento y control de

yacimientos, simulación y visualización, tienen como fin la predicción de eventos que

impacten la operación, permitiendo la eficaz y temprana toma de decisiones, lo que

es primordial para la gerencia de los yacimientos. (Memoria Descriptiva LIC

Lagocinco, 1998; p.23)

Tipos de Data Grupos multidisciplinarios están envueltos en recolectar varios tipos de data

durante la vida del yacimiento. La mayoría de la data es adquirida durante la

delineación y desarrollo del pozo, excepto por la data de producción e inyección.

Existen gran cantidad de data que puede ser recolectada antes, durante y

después del proceso de producción como tal. Según Thakur y Satter (1994; p.63) los

tipos de data pueden ser: Sísmica (estructura, estratigrafía, fluidos, etc.), Geológica

(litología, fracturas, etc.), Fluidos (viscosidad, solubilidad de gas, etc.), Pruebas de

Pozos (presión del yacimiento, estratificación, presencia de fracturas, etc.), Básica

(profundidad, porosidad de saturación residual de fluidos, etc.) y de Producción e

Inyección (tasas de producción de petróleo, gas y agua, flujo totalizado de

producción, tasas de inyección de agua y gas, flujo totalizado de inyección, etc.).

En esta investigación se hace especial énfasis en la data de inyección y

producción debido a que esta es la información recolectada a nivel de cabezal en los

pozos con sensores permanentes en los LIC Lagocinco.

La data de inyección se refiere a las presiones, flujos y temperaturas de los

fluidos que intervienen en el proceso de represurización de los pozos y la data de


36

producción consiste en variables calculadas que reflejan la productividad bien sea

neta o bruta del pozo.

♦ SENSORES DE FONDO

Los sensores son dispositivos electrónicos diseñados con el fin de captar y

traducir ciertos fenómenos físicos en señales entendibles para equipos de adquisición

o bien para la activación de otros dispositivos o sistemas, como por ejemplo: alarmas,

válvulas, etc.

Los sensores permanentes de fondo se pueden definir como detectores de

variables ligadas al fondo de pozo, tales como: Presión, Temperatura y Resistividad,

entre otros. Se dice que son permanentes debido a que una vez instalados no es

necesario extraerlos para la obtención de la información, sino más bien bajan con la

completación y allí se mantienen durante la vida del pozo o del equipo en sí.

Estas variables pueden ser leídas a través de un puerto, que debe hacer contacto

con la zona de interés, es decir la zona en la cual se desea la lectura o el perfil de

temperatura, presión, etc. El diseño de estos sensores puede variar según el

fabricante. Estos sensores son diseñados para instalaciones permanentes y se

caracterizan por soportar altos rangos de temperatura y presión. (Linares y Bracho,

1999; p. 6).

Generalmente están conectados a la superficie a través de un cable por fuera de la

tubería o revestidor, amarrado con bandas metálicas y protegido por accesorios

especiales colocados en cada junta de tubería.


37

Cada variable es detectada y transmitida a un equipo de adquisición de datos

instalado en superficie. Las características de este equipo puede variar según la

calidad requerida, la cantidad de sensores a instalar por pozo, y el tipo de

procesamiento. Los tipos de sistemas de monitoreo de fondo varían dependiendo de

las aplicaciones y necesidades requeridas, tipo de completaciones de pozos, tipos de

ambientes y condiciones de fondo, etc.(Linares y Bracho, 1999; p. 6).

FIGURA 8

Sensor

Tubería

Sensor

Tubería

Sensores de Fondo Permanente

Fuente: Gerencia de Automatización Industrial


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Clases de Sensores:

Existe una amplia variedad de sensores de fondo permanente para medir

parámetros tales como: Resistividad, Flujo Bifásico, Flujo Multifásico, Corte de

Agua, Densidad, Corrosión, Presión, Temperatura, etc., pero las variables a medir

están íntimamente ligadas al interés y requerimientos del usuario, por lo cual los

sensores pueden ser utilizados para mediciones completamente específicas y

concretas.

Las características fundamentales que se deben considerar en el diseño de un

sistema de supervisión permanente (con sensores) son: Ubicuidad, precisión,

resolución, estabilidad de la información adquirida y tiempo de vida de los equipos.

Estas características se ven afectadas por el rango de temperatura y presión con el que

se desea trabajar. En el mercado existe una gran variedad de sensores permanentes,

por lo general son fabricados con material de: tipo bulbo, cristal de cuarzo, zafiro,

diafragma resonante eléctrico (ERD) o sistemas permanentes combinados y pueden

ser de dos tipos: con memoria en el fondo del pozo o sin memoria en el fondo,

dependiendo de la resolución deseada y el rango de presión y temperatura requerido.

Según Linares y Bracho (1999; p. 9), los sensores se dividen en:

• Sensores permanentes con electrónica en el fondo: son controlados por

microprocesadores internos y un software dedicado para corregir y ajustar

automáticamente los datos leídos de presión y temperatura (ver figura 9). La

mayoría de estos sistemas pueden digitalizar la temperatura directamente en el

fondo y pueden transmitir el dato de forma digital a través de cables. Estos


39

sistemas pueden presentar limitaciones por no soportar altas temperaturas. Sin

embargo se deben considerar al momento de un requerimiento por su alta

resolución y precisión. En caso de que estos sistemas sean fabricados con cristal

de cuarzo su capacidad de operación, ante la presencia de altas temperaturas y

presiones, puede mejorar.

FIGURA 9

Sensor con Electrónica en el Fondo

Fuente: Baker Oil Tools Instrumentation Services (1996, p. 6)

• Sensores permanentes sin electrónica en el fondo: Operan sobre líneas eléctricas

de un solo conductor y contienen transductores directos de frecuencia, con un

mínimo de circuitos en el fondo del pozo. Se caracterizan por ser compactos,

robustos y por su capacidad de manejar altas temperaturas. Estos sensores están


40

acompañados por una interfaces instalada en la superficie que recolecta, procesa

(convierte a señales digitales la información registrada) y almacena en memoria

los datos de fondo del pozo. Generalmente son del tipo de cuarzo o ERD

(diafragma resonante eléctrico) como en el mostrado en la figura 10. Estos los

más resistentes a altas temperaturas y altas presiones.

FIGURA 10

Sensor sin Electrónica en el Fondo

Dispositivos de salida de cable a la superficie:

Este dispositivo esta diseñado para proporcionar una apropiada interface eléctrica,

mecánica e hidráulica, hacia la superficie o plataforma para permitir la salida del

Fuente: Folleto; Promore Technology (2000)

Tubería de Producción

Revestidor

Transductor


41

cable de la instrumentación de fondo de una forma segura, sin interferir en la calidad

de data transmitida y recolectada, para esto se utiliza un cable especial para soportar

altas temperaturas y elevadas presiones, además debe resistir a cualquier tipo de

efluentes corrosivos. Existen dos tipos de salida de cable, las cuales son:

Salida Roscada:

En una instalación en tierra o Plataforma de Producción, una vez terminada el

descenso de la tubería de producción y el cable de alimentación a nivel de la cabeza

de pozo, este último tiene que atravesar el colgador de tubería y salir del árbol a fin

de poder grabar y procesar la información que va llegando de los registradores. El

colgador de tubería es perforado para permitir el paso del cable, con una conexión

roscada en cada extremo para garantizar un sello hermético.

FIGURA 11 Salida de cable Enroscada

Fuente: Manual Técnico Schlumberger, 1997


42

Salida Bridada:

En la salida Bridada, se perfora el colgador de tubería, y se pasa a través de una

válvula de bloqueo o de una brida que se encuentre disponible en el cabezal del pozo.

Sistema de Adquisición de Datos:

El equipo de recolección de data proveniente de los sensores de fondo, se

conoce comunmente como Datalogger, por ser una herramienta de medición y

recolección de una amplia variedad de parámetros en tiempo real.

La función conocida como Datalogging consiste en la recolección de data selecta

de un proceso determinado, por lo tanto se podría afirmar que el Datalogger es la

interface entre los sensores de fondo y la unidad terminal remota (RTU). Estos

equipos se seleccionan dependiendo de las necesidades del usuario final. Pueden

Sistema deAdquisición

SalidaBridada

FIGURA 12 Salida de cable Bridada

Fuente: Gerencia de Automatización, 1998


43

variar desde equipos sencillos, compuestos por simples tarjetas interfaces encargadas

de transformar la señal proveniente de los sensores, en una señal común capaz de ser

interpretada o leída por cualquier equipo (RTU, PLC, entre otros), que permita

almacenar la información.

Se basan en un microprocesador registrador de datos energizado en ocasiones por

baterías, el cual puede ser configurado para la lectura de sensores a intervalos de

tiempo seleccionado. La lectura de sensores es almacenada en una memoria

Se caracterizan por ser robustos, confiables y capaces de operar de forma

autónoma. Para garantizar su confiabilidad sus componentes electrónicos, incluyendo

su fuente de alimentación, deben estar calificados para operar a altas temperaturas,

dependiendo de las condiciones ambientales a las que puedan ser expuestos. En la

figura 13 se muestra lo compacto que pueden ser estos sistemas de adquisición de

data.

FIGURA 13

Equipo de Adquisición de Data (Datalogger)

Fuente: Leal Jerlib (2000)


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Deben ser capaces de manejar interfaces estándares de comunicación como

RS232 y RS485, protocolos de comunicación Modbus- RTU u otros, según sean los

requerimientos de los usuarios. El software de estos equipos de adquisición de datos

debe ser abierto para poder cumplir con las exigencias de comunicación de los

sistemas existentes.

Los sensores normalmente necesitan ser previamente excitados o alimentados

por el Logger con un voltaje o una corriente determinada para poder enviar la señal a

superficie vía cable, luego estas señales son traducidas ha señales entendibles para

ser transmitidas a otros equipos (RTU), y de aquí a la sala de control.

Tiempo de SCAN:

El tiempo de SCAN es el período de tiempo o frecuencia con que el equipo de

adquisición de data interroga a los sensores, para luego adquirir esa data y

almacenarla en la memoria, creando así un histórico de las variables de presión y

temperatura del pozo.

Es importante no confundir el tiempo de SCAN con el Sampling Rate o

frecuencia de muestreo del sensor. Esta frecuencia es la constancia de emisión de

señales proporcionales a las variables de fondo por parte del sensor, mientras que el

SCAN es un tiempo totalmente independiente al muestreo del sensor, debido a que se

trata de los intervalos de tiempo en que este almacenara la data proveniente de los

sensores en memoria.


45

♦ ARQUITECTURA CONVENCIONAL DE POZOS CON SENSORES DE

FONDO PERMANENTE

La arquitectura básica presente en los pozos con sensores de fondo

permanente está principalmente constituida por:

Sensores de Fondo: Sensores de presión y temperatura, acompañado cada uno de sus

accesorios (cables, protectores de cuello, centralizadores, etc.) Los sensores serán

ubicados en las zonas de interés.

Datalogger: Recolector de la data proveniente de los sensores. La data llega a

superficie a través de un cable.

Unidad Terminal Remota (RTU): Dispositivo de adquisición de información y

funciones de control. Recibe la información proveniente del datalogger y de otros

instrumentos de campo.

Instrumentación de Campo: Cada uno de los equipos de campo necesarios,

dependiendo de la característica del pozo y de la actividad que este desarrolle.

La mayoría de compañías proveedoras de sensores de fondo poseen sus

propios equipos de adquisición de data (dataloggers), por lo tanto al instalar cierta

tecnología de sensores, deben venir acompañado de su respectivo logger, para la

transducción de señales y posterior transmisión de las mismas.

La arquitectura convencional en pozos con sensores de fondo permanente, puede

variar levemente dependiendo de la tipología de pozo y requerimientos del mismo,

especialmente a nivel de instrumentación de campo y de las exigencias de funciones

de control.


46

FIGURA 14

B. REVISIÓN DE LITERATURA

En la realización de trabajos de investigación, existen siempre anteriores

proyectos que de alguna forma u otra influyen o se identifican con el mismo, y que

sirven de ayuda para fijar ciertas pautas esenciales en nuestra propia investigación,

debido a esto se citan a continuación trabajos que sirvieron de antecedentes en la

investigación:

Arquitectura en Pozos con Sensores de Fondo


SCADA

DataLogger

Sensores de Fondo


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En el año 1997 Gómez B. Jesús A. realizó un estudio titulado “Diseño de un sistema

de Control y Supervisión para la Automatización de los procesos de Recepción y

Almacenaje de crudo de Pto. Miranda y Altagracia" nacido de la necesidad de

acelerar el proceso de inventario de cada tanque, actuando de manera directa en

aquellos parámetros que se realizan actualmente de manera manual, siendo estos la

temperatura, el nivel del producto y del agua, la densidad y el control de las válvulas

del drenaje.

En el año 1998 Hernandez M. Y Colina E en su trabajo titulado “Desarrollo de un

Sistema de Supervisión y Diagnóstico de las Condiciones Operacionales de pozos

con Levantamiento Artificial de gas (LAG) aplicando Redes Neuronales”, el cual

contempló el desarrollo de un sistema de supervisión utilizandose como herramienta

de diágnostico las redes neuronales, para esto se seleccionó la red de Fusión

ARTMAP debido a su capacidad para identificar patrones característicos de

comportamiento, lo que hace posible el diagnóstico.

C. DEFINICIÓN DE TÉRMINOS BÁSICOS

Buzamiento: Inclinación de un filón o de una capa de terreno. (Lexipedia Barsa

Tomo I)

Conversión Análoga a Digital (A/D): Producción de una señal digital cuya

magnitud es proporcional al valor de una cantidad análoga. (Definiciones IEEE,

1987; p.1)


48

Factor de Recobro: Es el nivel o porcentaje de recuperación de hidrocarburos en el

fondo del yacimiento mediante ciertos métodos o procesos de represurización. (Ing.

Libny Leal, 1999)

Instrumentación: Puede definirse como la aplicación de la medición para establecer

un mecanismo de control a un proceso, con el objeto de determinar la magnitud o

identidad de ciertos fenómenos, cantidades físicas o químicas. (Enciclopedia Concisa

Sopena. Tomo II)

Permeabilidad: Calidad de permeable. Que puede ser penetrado por el agua o

cualquier otro fluido. (Lexipedia Barsa Tomo II)

Pozo: Hoyo que se hace en la tierra hasta encontrar agua o petróleo. (Lexipedia Barsa

Tomo II).Unica vía o manera de comunicación entre la superficie y el yacimiento.

(Manual de Completación, CIET, P.2)

Protocolo de Comunicación: Reglas para la interacción entre equipos de

comunicación que usualmente son implementadas a través de programación de los

equipos. Define las reglas de agrupamiento de bits y caracteres. (Manual SCADA,

PDVSA, P.23)

PSI: Unidad para la medición de la presión (Libra Fuerza por Pulgada Cuadrada).

(Manual SCADA, PDVSA, P.56)

Rata de Baudios: Es el número de bits transmitidos en segundo. Número de cambios

ocurridos por segundos entre los modems de datos. (TOÍASI, W. 1996, P.458)

Rata de Bits: Es la entrada de los datos en el módem para la transmisión a un modelo

de datos remoto sobre un canal de comunicación. (Idem, P.458)


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Régimen de Agotamiento: Dícese de la falta de presión natural del yacimiento, lo

cual le impide la producción natural de hidrocarburos. (Ing. Libny Leal, 1999)

Registrador: Sonda o probeta de una alineación resistente a condiciones extremas,

que contienen los sensores para las mediciones de variables de fondo. Conocidos

como Gauges. (Ing. John Carson, 1999)

Revestidor: Tubos concéntricos que se van bajando a medida que se perfora el pozo

a diferentes profundidades. (Ing. Julián Hernandez, 1997).

Tiempo Real: Es el tiempo mínimo de respuesta que tarda un sistema en dar salida a

una información requerida por el usuario. (Boscan y Sánchez, 1996, P.85)

Transductor: Equipo encargado de convertir un fenómeno físico cambiante a una

señal eléctrica proporcional. (Manual SCADA, PDVSA, P.12)

Transmisión de Datos: Proceso de trasferencia de información digital, entre dos o

más puntos. La información que se procesa y organiza se llama dato. (Manual

SCADA, PDVSA, P.18).

Yacimiento: Sitio tonde se encuentra naturalmente una roca, un mineral o un fósil.

(Lexipedia Baras, Tomo II)

D. SISTEMAS DE VARIABLES

Las variables en esta investigación son Sistemas de Supervisión e Integración

de Procesos.


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• SISTEMA DE SUPERVISION

Definición Conceptual: Es la comparación continua de los valores de las

señales o datos de entrada obtenida por sensores o introducidos por el usuario, con

unos valores que actúan con criterios como el de normalidad o estándares. Estos

suelen incluir: Salidas de alarmas, mensajes, etc. que informan del estado de un

proceso (Sánchez y Beltrán, 1990. P.91)

Definición Operacional: El controlar procesos que se suceden a grandes

distancias, es una necesidad en el cual ejercer un control directo no es nadada

práctico, es por eso que hablamos de un sistema de monitoreo o supervisión. Según

esto podemos definir un sistema de supervisión es aquel que obtiene data a través de

dispositivos electrónicos para luego transmitirla hasta una central maestra que

muestra claramente el proceso a un operador, el cual puede controlar dichos procesos

a distancia.

• INTEGRACION DE PROCESOS

Definición Conceptual: Se define como la construcción o contemplación de

fases sucesivas de un fenómeno natural o de una operación artificial. (Diccinario de la

Lengua Española. 1992. Editorial Espasa-Calpe, pág 345)


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Definición Operacional: Se refiere a la unificación de los procesos de

subsuelo como lo son la medición de las variables de fondo de pozo (presión,

temperatura) y los procesos de superficie (recolección de la data de inyección

gas/agua y producción), para el monitoreo permanente del comportamiento de los

pozos (modelación de pozo) y la posterior toma de decisiones ante cualquier

eventualidad.

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A. FUNDAMENTACIÓN TEÓRICA SISTEMA DE SUPERVISIÓN: …