1. ESTUDIO DE LA SITUACIÓN ACTUAL EN LOS LIC

Capitulo IV Resultados de la Investigación

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1. ESTUDIO DE LA SITUACIÓN ACTUAL EN LOS LIC

La Unidad de Explotación Lagocinco y Lagomar han sido una de las áreas

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

recuperación actual (17,4 y 23 % respectivamente) indican la inefectividad de estos

procesos, por esto se seleccionaron como una de las unidades de estudio de los LIC’s.

El LIC Lagocinco cuenta con siete pozos, de los cuales cinco son productores

(VLE-773, VLE-1313, LPG-1462, VLE-1342 y VLE-1328) un observador (VLE-

1346) y un inyector (VLE-1324), todos pertenecientes al yacimiento C2/VLE-305. El

proyecto piloto consiste en la aplicación de proceso AGA (Inyección Alternada

Agua/Gas), como método de recuperación mejorada.

El LIC Lagomar cuenta con trece pozos de los cuales seis son productores

(VLA-1344, VLA-1335, VLA 1332, VLA 1331, VLA 1326,y AQM2), cuatro son

inyectores (VLA 1321, VLA-1347, VLA-1341 y VLA-1343) y un observador (VLA-

1329), todos pertenecientes al área VLA-6/9/21. El proyecto consiste en la Inyección

Optimizada de Agua (IOA) en arreglos geográficamente optimizados a espacios

reducidos.

El proyecto de los Laboratorios Integrados de Campo abarca la identificación

de la ubicación de los pozos para el establecimiento del arreglo de inyección (AGA,

IOA) y la automatización de las instalaciones más cercanas a los pozos, instalaciones

estas vitales para el desarrollo del proyecto, como lo son: Estación de Flujo, Planta de

Agua y Planta de gas.


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El sistema de instrumentación de pozos está compuesto por sensores de fondo

de presión y temperatura, estos sensores están instalados a nivel de subsuelo y la

ubicación está sujeta a las características del pozo y del yacimiento, aunque deben ser

sin excepción resistentes a altas temperaturas y altas presiones, sin afectar esta

robustez a la calidad de la data enviada a superficie, la resolución o la precisión.

Todos los pozos involucrados tanto en el LIC Lagocinco como Lagomar,

están equipados con sensores de fondo, a excepción de aquellos que productores ya

existentes antes de la realización del proyecto. Estos pozos fueron completados sin

sensores. A continuación se presentan unas tablas resumen de la cantidad y tipo de

sensores instalados en los pozos de los LIC Lagomar y Lagocinco:

TABLA 1 Resumen de Pozos con Sensores LIC Lagomar

Pozo Tipo de Pozo Variables de Fondo Tipo de Instalación Tipo de Sensor Cantidad

VLA-1329 Observador Presión , Temperatura Revestidor ERD 8 p y 1 t *

VLA-1321 Inyector Triple Presión , Temperatura Tubería ERD 4 p y 2 t *

VLA-1348 Productor Presión , Temperatura Tubería Zafiro 2p y 1 t *

* p: Presión; t: Temperatura

TABLA 2 Resumen de Pozos con Sensores LIC Lagocinco

Pozo Tipo de Pozo Variables de Fondo Tipo de Instalación Tipo de Sensor Cantidad

VLE-1308 Observador Presión , Temperatura Revestidor ERD 2 p y 1 t

VLE-1313 Productor Presión , Temperatura Tubería ERD 2 p y 1 t



VLE-1324 Inyector Doble Presión , Temperatura Tubería ERD 2 p y 1 t

* p: Presión; t: Temperatura

Fuente: Leal Jerlib (2000)



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Las presiones y temperaturas continuas del fondo del pozo serán obtenidas a

lo largo de la vida del pozo. Estos sensores deben garantizar que no afectarán ni

impactarán las condiciones de producción, operaciones de servicio del pozo,

exámenes del pozo o estimulaciones del mismo.

La señal de los sensores es transmitida a superficie a través de un cable para

instrumentos multiconductor armado, conectado a un sistema de adquisición

compuesto por un microprocesador de datos capaz de almacenar data en memoria

RAM, alimentados por un banco de baterías. Las señales del sensor al ser ya

traducidas en valores equivalentes a presiones en psi y temperaturas en grados, luego

son transmitidas en tiempo real a través de sistemas MODEM por canales de

comunicación UHF, vía microondas o utilizando tecnologías CDPD, enlaces de

satélites o Spread Spectrum.

La arquitectura del SCADA para los LIC está basado en un concepto de

adquisición y procesamiento de datos distribuidos, en el cual módulos de software

independientes efectúan tareas específicas de manejo de base de datos en tiempo real,

base de datos históricas, interfaces humano/máquina y adquisición de datos. Estos

módulos pueden residir en diferentes servidores e interconectarse utilizando

herramientas de propagación de datos, permitiendo así una alta flexibilidad para la

configuración de la arquitectura de la aplicación SCADA y soportando esquemas

redundantes.

La condición experimental de estos proyectos (LIC) y el hecho de poner a

prueba no solo tecnología de punta (sensores, loggers) sino también procesos de

inyección como métodos de recuperación mejorada (AGA, agua, vapor, etc.) en


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algunos pozos ya existentes, hace necesario el uso de estructuras, aplicaciones y

equipos ya existentes, lo cual trae como consecuencia que los sistemas supervisorios

para estos pozos con sensores de fondo permanente estén directamente sujetos a

estructuras preconcebidas y a equipos ya instalados, que bien pueden o no ser los más

óptimos para el proceso al que son aplicados.

A continuación se presenta un análisis y descripción de los diferentes

escenarios presente en los LIC, que permitirán visualizar la estructuración actual de

los sistemas de supervisión operantes en las Unidades de Explotación Lagomar y

Lagocinco.

a) Escenarios presentes en los LIC:

La supervisión de los pozos (productores, observador e inyector) que

conforman el arreglo para el desarrollo de los proyectos de recuperación mejorada A

se llevan a cabo mediante la medición, cálculo y control de variables específicas que

varían según el tipo de pozo y según los procesos realizados en los mismos. La

funcionalidad de los pozos representada por las variables medidas y controladas,

determinan a su vez la tecnología, instrumentación y requerimientos que deben ser

utilizados, además de reflejar la complejidad de cada pozo y su función dentro del

proyecto. Las variables supervisadas controladas y reportadas en los LIC (Lagomar y

Lagocinco) se presentan en la tabla 3 a continuación:


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TABLA 3 Variables Supervisadas en los LIC

Pozos Sistema de Supervisión Variables a medir Variables a controlar

Well Head Monitor (WHM)

Presión de Gas de Inyección (GLP)

Presión de Casing (CHP) Presión deTubing (THP)

Presión de la Línea de Flujo (PLP) Pulgada de Agua de Gas de

Inyección (GLDP) Flujo de Gas de Inyección (GLFL)

Apertura / Cierre de Válvula Pozos Productores

Sensores de Fondo (Datalogger) Temperatura (Temp) Presión (P)

Pozo Productores

Well Head Monitor (WHM)

Presión de Gas de Inyección (GLP)

Presión de Casing (CHP) Presión deTubing (THP)

Presión de la Línea de Flujo (PLP) Pulgada de Agua de Gas de

Inyección (GLDP) Flujo de Gas de Inyección (GLFL)

Apertura / Cierre de Válvula

Propias del Pozo Presión de Casing (CHP) Presión de Tubing (THP)

Presión de la Línea de Flujo (PLP)

Apertura / Cierre de Válvula

Sensores de Fondo (Datalogger) Temperatura (Temp) Presión (P)

Arreglo mecánico-instrumento Medición de Fluido en Sartas (cortas, largas e intermedias) * Presión de Inyección de Fluido

Pozo Inyectores

SIMCO Flujo de Agua (Qb) Pozo Observadores

Sensores de Fondo Temperatura (Temp)

Presión (P)

* Lagomar: 3 Sartas ; Lagocinco: 2 Sartas


Los pozos poseen una estructura a nivel de superficie y subsuelo que difieren

entre sí según el tipo de pozo. Se han instalado sensores de fondo permanente tipo

ERD y digitales, por lo que los Dataloggers son de tecnología diferente. A

continuación se presentan los elementos que conforman los distintos escenarios:

Sensores de Fondo Permanente del tipo ERD (Diafragma Resonante Eléctrico):

No poseen electrónica en el fondo y están compuestos por diafragmas resonantes que

se comprimen ante la presión y se dilatan ante la temperatura y emiten una


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frecuencia proporcional al ser alimentados (5 voltios) por el logger. La relación entre

la frecuencia y la presión es inversamente proporcional, es decir a mayor presión,

menor es la frecuencia enviada a superficie, a diferencia de la temperatura, la cual

posee una relación directamente proporcional a la frecuencia, por lo tanto a mayor

temperatura mayor es la frecuencia.

Sistema de Adquisición (Logger) para Sensores ERD: Para la adquisición de las

señales proveniente de los sensores y posterior procesamiento de estas señales para

llevarlas a información entendible por la RTU. La frecuencia es llevada a una señal

digital, luego monitoreada y transmitida.

Sensores de Fondo Permanente Digitales: Son sensores con electrónica en el fondo

y digitalizan la data directamente en subsuelo.

Sistema de Adquisición de Data (Logger) para Sensores Digitales: Para la

adquisición de data proveniente de sensores que digitalizan la información el fondo.

A continuación se presenta una breve esquematización de los escenarios

presentes en los escenarios pozos presentes en los Laboratorios Integrados de Campo

• Pozos Productores:

En la Unidad de Explotación Lagocinco, los pozos productores asociados con

el LIC están en su totalidad reportando al SCADA del Monitor de Cabezal de Pozo

(Well Head Monitor), el cual es una estructura de supervisión y control ya existente y

aprovechada para los estudios ligados a este Laboratorio. Los pozos productores del

LIC Lagomar reportan al SCADA Lago.


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Escenario 1:

Instrumentación de Subsuelo

Sensores de Fondo Permanente: Del tipo ERD. Para la medición de presiones y

temperaturas de fondo

Instrumentación de Superficie

Logger: Sistema de adquisición para sensores del tipo ERD. En este caso específico

las frecuencias llevadas a señales digitales son posteriormente sometidas a un

convertidos D/A (digital a analógico), para emitir una señal de 1-5 VDC que será

conectadas a las entradas análogas del Well Head Monitor.

Monitor de Cabezal de Pozo (Well Head Monitor): Por ser pozos sometidos al

levantamiento artificial por gas (gas lift), se utiliza esta tecnología para controlar y

optimizar en forma remota la tasa de inyección de gas, al igual que registrar variables

operacionales.

El hecho de que el WHM habla un protocolo de comunicación propio

(Terbus), no es posible que el Datalogger se comunique digitalmente con este

dispositivo, por lo tanto se utilizan las señales de 1-5 VDC o 4-20 mA,

proporcionadas por convertidores digitales análogos, para que el Monitor de Cabezal

lea el logger como un instrumento de campo. Dos de las entradas de las variables

operacionales del WHM son utilizadas para transmitir las presiones y las

temperaturas de fondo de pozo proveniente de los sensores al SCADA Realflex,

junto a las otras variables, por lo tanto el Monitor de Cabezal.


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Instrumentación de Campo: Constituida por todos aquellos instrumentos (válvulas,

actuadores con indicadores de posición, sensores de superficie para presiones

diferenciales, etc.) necesarios en pozos productores sometidos a levantamiento

artificial por gas.

Escenario # 2

No están equipados con sensores de fondo, debido a que eran pozos ya

perforados y completados para el momento del inicio del estudio de los LIC, sin

embargo se encuentran incluidos dentro del proyecto para visualizar la reacción de

estos pozos a la inyección AGA.

Instrumentación de Superficie:




operacionales.


actuadores, sensores de superficie, etc.) necesarios en pozos productores sometidos a

levantamiento artificial por gas.

Escenario # 3


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Sensores de Fondo Permanente: Del tipo Digital. Para la medición de presiones y

temperaturas de fondo


Logger: Sistema de adquisición para sensores del tipo Digital. En este caso

específico las señales digitales son moduladas, para emitir presiones y temperaturas

en las unidades de ingeniería. Son posteriormente sometidas a un convertidos D/A

(digital a analógico), para emitir una señal de 1-5 VDC que será conectadas a las

entradas análogas del Well Head Monitor.




operacionales.

El hecho de que el WHM habla un protocolo de comunicación propio

(Terbus), no es posible que el Datalogger se comunique digitalmente con este

dispositivo, por lo tanto se utilizan las señales de 1-5 VDC 0 4-20 mA,

proporcionadas por convertidores digitales análogos, para que el Monitor de Cabezal

lea el logger como un instrumento de campo. Dos de las entradas de las variables

operacionales del WHM son utilizadas para transmitir las presiones y las

temperaturas .


actuadores con indicadores de posición, sensores de superficie para presiones


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diferenciales, etc.) necesarios en pozos productores sometidos a levantamiento

artificial por gas.

• Pozos Observadores



temperaturas de fondo. Estos sensores de fondo están instalados en el casing

(revestidor) a diferencia del resto de los pozos en donde se encuentran instalados en

el tubo de producción (tubing), esto debido a que el pozo observador al no producir y

solo ser utilizado para la supervisión de las actividades de subsuelo, no posee tubería

de producción, por lo tanto los sensores son utilizados para la medición de presiones

y temperaturas en la formación.


Logger: Sistema de adquisición para sensores del tipo ERD. En este caso especifico


convertidos D/A (digital a analógico), para emitir una señal de 1-5 V o 4-20 mA que

serán conectadas a las entradas análogas del Well Head Monitor.

Monitor de Cabezal de Pozo (Well Head Monitor): Los pozos observadores no

poseen producción ni tampoco inyección de gas, pero se utiliza el WHM con el fin de

aprovechar la estructura ya existente del SCADA Realflex del monitor de cabezal.


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El Well Head no es utilizado en su totalidad. Solo se instala el frame

(armazón) y lo correspondiente a las entradas análogas para la conexión con el logger

y la telecomunicación (radio), para la transmisión de variables.

Instrumentación de Campo: Una instrumentación sencilla y totalmente básica, debido

a la carencia de actuadores u otros instrumentos utilizados en pozos productores o

pozos que requieren inyección.

• Pozos Inyectores



temperaturas de fodo.


Logger: Sistema de adquisición para sensores del tipo ERD. En este caso especifico


convertidos D/A (digital a analógico), para emitir una señal de 1-5 VDC que será

conectadas a las entradas análogas de la Unidad Terminal Remota.

Unidad Terminal Remota (RTU): Un dispositivo inteligente que lleva a cabo cálculos,

control de algoritmos y funciones de control remoto. Posee una cantidad determinada

de entradas y salidas tanto analógicas como digitales para el control y supervisión de

los procesos de inyección.

Instrumentación de Campo: Es importante resaltar que los pozos inyectores de

Lagocinco y Lagomar difieren en instrumentación, debido a que el proceso de


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inyección es diferente. Lagomar posee un inyector triple para el proyecto IOA,

mientras que Lagocinco posee un inyector doble para el proyecto AGA.

El inyector triple inyectará agua por las tres sartas. La cantidad y calidad de

agua requerida será suplida por la empresa SIMCO, pero la inyección de la misma

estará controlada por PDVSA. En cuanto al inyector doble, el agua también será

suplida por SIMCO y el proceso de inyección controlado por PDVSA y el gas será

suplido desde la planta Lamargas. PDVSA también controlara la inyección. Los

gráficos 2 y 3 muestran las estructuras básicas de ambos inyectores.

GRÁFICO 1

Inyector Doble (LAGOCINCO)

SIMCO

RTU(SIMCO)

RTU(PDVSA)

I/P

I/P

I/P

I/P

DataLogger

(Sensores deFondo)

4 a 20 mA

4 a 20 mA

4 a 20 mA

4 a 20 mA

AO

AO

RS-485

RS-232

LAMARGAS

Instrumentos deCampo

(Comunicación HART)

BSAP

RTU(SIMCO)

PDVSA

AI AI

MODBUS

Gas Sarta Corta

Gas Sarta Larga

Agua Sarta Corta

Agua Sarta Larga



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GRÁFICO 2

Inyector Triple (LAGOMAR)

Las RTU de SIMCO tienen el fin de reportar la variable de flujo de agua

inyectado a la RTU de PDVSA.

b)Tiempo de SCAN Actual en los LIC’s:

Actualmente no solo en los LIC’s Lagocinco y Lagomar sino también en los

otros laboratorios, se experimenta con la utilización de tiempos de SCAN variados,

SIMCO

RTU(SIMCO)

RTU(PDVSA)

I/P

I/P

I/P

DataLogger

(Sensores deFondo)

4 a 20 mA

4 a 20 mA

4 a 20 mA

AO

AO

RS-485

Instrumentos deCampo

(Comunicación HART)

RTU(SIMCO)

PDVSA

AI AI

MODBUS

Agua Sarta Corta

Gas Sarta Media

Agua Sarta Larga

RTU(SIMCO)

AIVía Protocolo



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con el fin de lograr establecer un tiempo de SCAN optimo. Las experiencias y

resultados han sido variados. Se han obtenido data con mucho ruido y distorsión,

producto de una tiempo de SCAN demasiado corto, se ha almacenado data parásita,

es decir gran cantidad de data, pero en donde las variaciones presiones y temperaturas

son tan mínimas o algunos casos inexistentes, lo cual no representa ningún valor

agregado o beneficio.

Tiempos de SCAN muy amplios, han generado data que no han satisfecho las

necesidades ni requerimientos del personal de PDVSA pertinente al análisis de esta

data, debido a que no se está ni modelando el pozo ni caracterizando el yacimiento.

Las diversas experiencias están siendo utilizadas actualmente, para determinar

tiempos de SCAN óptimos, basados en aquellos laboratorios o aquellos pozos de los

cuales se haya obtenido un valor agregado, aprovechando al 100% el potencial de los

sensores instalados en el fondo. Del mismo modo los pozos sometidos a tiempos de

SCAN que no hayan arrojado valor agregado, no son descartados, debido a que de

estos desaciertos se pueden también obtener beneficios importantes en la

determinación del tiempo de SCAN más adecuado.

2. REQUERIMIENTOS MÍNIMOS DEL SISTEMA DE SUPERVISIÓN

Para el sistema de supervisión en pozos con sensores de fondo permanente, se

tomó en cuenta dos tipos de pozos (inyectores y productores) de los 3 estudiados, esto

debido a sus características e exigencias, las cuales permiten establecer un esquema o


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matriz general de requerimientos mínimos del sistema de supervisión, con la

flexibilidad suficiente para adaptarse a cualquier tipo de pozo.

El sistema debe ser lo suficientemente robusto y compacto para adaptarse a

las condiciones y limitaciones de los pozos. Básicamente debe ser capaz de medir y

calcular variables de superficie y subsuelo, monitorear y transmitir dichas variables al

SCADA, además de ejercer funciones de control, para las actividades intrínsecas al

pozo bien sea productor, inyector u observador.

El esquema básico planteado, se muestra en el gráfico 2, en donde cada uno de

los elementos encerrados en recuadros poseen sus propios requerimientos mínimos

que deben ser tomados en cuenta para garantizar el cumplimiento de las exigencias

del pozo, al igual que la supervisión y control del mismo, mediante el manejo de las

variables más críticas.

GRÁFICO 3

Esquema Básico para Sistema de Supervisión

Sensores de fondo

Sistema de Adquisición

Unidad Terminal

Remota (RTU) SCADA

Instrumentación de Campo

Fuente: Jerlib Leal (2000)

Unidad Terminal

Remota (RTU) (opcional)


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Los sensores de fondo permanente y el equipo de adquisición de data (logger),

a pesar de poseer características y requerimientos propios, son evaluados como un

solo conjunto, debido a que las compañías proveedoras de sensores suplen del mismo

modo del equipo de adquisición adecuado a la tecnología y tipología de sus sensores,

lo cual dificulta la estandarización del uso de tecnologías en sensores de fondo y

dataloggers.

Los requerimientos mínimos están sujetos a las características del pozo y a las

especificaciones contenidas en el manual de normas SCADA PDVSA de 1994. En

esta sección se explican brevemente las características principales y requerimientos

técnicos y funcionales a tomar en consideración para el sistema de supervisión

a) Requerimientos Funcionales

Los requerimientos funcionales se refieren a las actividades que deben

desarrollar cada uno de los elementos que conforman al sistema de supervisión, para

satisfacer las exigencias de monitoreo en tiempo real de pozos.

Conjunto Sensor/ Sistema de Adquisición de Data (Logger)

Sensores de Fondo:

• Mediciones de presiones y temperaturas a las profundidades requeridas, mediante

elementos (cuarzo, zafiro) dentro del registrador (gauge), sensibles a la incidencia

de dichos fenómenos físicos.


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• Emisión de una señal hacia la superficie proporcional a las temperaturas y

presiones presentes en el fondo. Esta señal será transmitida vía cable en tiempo

real, con un mínimo de perdida de precisión durante la transmisión.

Sistema de Adquisición de Data (Logger)

• Adquisición de data cruda de fondo. Esta data proviene de los sensores en forma

de frecuencia o digital, dependiendo de la tecnología del sensor.

• Cálculo y conversión de data de fondo, llevando las señales obtenidas a las

unidades requeridas por el usuario. Temperatura en grados (°C, °F) y las

presiones en psi.

• Monitoreo de variables, no solo presiones y temperaturas, sino también variables

intrínsecas al correcto funcionamiento de equipo, como, corriente o voltaje en

cada cable, consumo de corriente, etc.

• Almacenamiento de data histórica de presiones y temperaturas en memoria.

Aproximadamente durante 7 días mínimos.

• Comunicación de datos (variables medidas y calculadas) a un RTU o MTU.

Unidad Terminal Remota (RTU)

Los requerimientos funcionales de la RTU se dividieron en tres renglones

principales, que a su vez se subdividen entre sí, ya que este dispositivo tiene el fin de

controlar los equipos a nivel de superficie, al igual que reportar todas las variables

relacionadas al pozo y los procesos llevados a cabo en este.


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Monitoreo y Control de Variables de Superficie:

• Monitoreo de Variables de presión, temperatura y flujo provenientes de

transmisores multivariables, transmisores de presión etc.

• Calculo de variables, mediante los datos de presión, flujo y temperatura se

realizan las operaciones necesarias para calcular flujos totalizados de los fluidos o

fluido inyectado al pozo.

• Acciones de control, mediante señales análogas de salida (4-20 mA), para el

accionamiento de convertidores I/P, válvulas, etc.

Monitoreo de Variables de Subsuelo:

• Adquisición de data proveniente del sistema de adquisición (logger). Esta data

son valores de presiones y temperaturas de fondo.

• Mostrar en display (pantalla) valores de presión y temperatura de fondo

provenientes del logger.

Transmisión de Información

• Transmisión de cada variable bien sea monitoreada, medida o calculada, vía

protocolo a una MTU o sala de control.

b) Requerimientos Técnicos:

Los requerimientos técnicos de los equipos completan las características

funcionales de los mismos, ya que precisamente son estas capacidades técnicas del lo

que permiten llevar a cabo cada una de las funciones que se les demanda.


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A continuación se presentan un conjunto de estas características que deben

cumplir todos los equipos, y sistemas de control y supervisión que se propongan para

este fin, según normas:

Conjunto Sensor/Sistema de Adquisición(Logger):

Sensores de Fondo:

• Rango de Operación: Se refiere al intervalo de valores mínimos y máximos entre

los cuales el sensor opera correctamente, es decir el rango de operación a los

cuales al medir valores de presión o temperatura el sensor puede ser sometido sin

afectar su funcionamiento.

• Precisión: Es la diferencia máxima entre el valor real y el valor medido. Se

refiere a la exactitud de la medición, lo cual permite conocer el comportamiento

del pozo con un mínimo margen de error en la data adquirida.

• Resolución: Es el mínimo valor que puede ser detectado o percibido por el sensor,

con respecto a una medición anterior, es decir se refiere a la mínima variación en

la presión o en la temperatura que el sensor detecta.

• Especificaciones Generales: Son un conjunto de características generales que

permiten conocer el comportamiento general del sensor, como por ejemplo:

consumo eléctrico, frecuencia de muestreo, el número de sensores por cable, etc.


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Sistema de Adquisición de Data (Logger):

• Capacidad para Sensores: Es el mayor número de sensores que el equipo soporta

o registra. Es importante resaltar que la cantidad de sensores instalados varía en

cada pozo, de aquí deriva la necesidad de conocer del número de sensores y del

número de cables que soporta.

• Almacenamiento de Data: Capacidad del equipo de guardar data histórica de las

mediciones registradas por el sensor durante un período de tiempo.

• Comunicación: Cada uno de los dispositivos relacionado con la transmisión de

información a otro equipo (RTU). Básicamente constituido por puertos seriales y

protocolos de comunicación.

• Señales Análogas y Digitales: Permite conocer si el equipo posee la capacidad de

ejercer funciones de control, además del reconocimiento de alarmas u otras

funciones especiales.

• Ambiente Operacional: Resistencia del equipo a condiciones ambientales tales

como: temperatura y humedad, al igual la respectiva clasificación de área.

• Accesorios: Son aquellos dispositivos que hacen posible la interacción hombre-

máquina, además de permitir la manipulación del equipo.

• Características Físicas: Tamaño y estructura física del equipo. Importante en

lugares de limitado espacio. Disponibilidad de Gabinete para proteger a la

electrónica del equipo.


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• Seguridad de Acceso: El equipo debe poseer llave para el gabinete, además de

una clave para accesar a los datos almacenados y monitoreados.


• Señales Analógicas: Las entradas y salidas analógicas de la RTU, permiten

ejercer funciones de control y supervisión de operaciones de manera remota. Las

entradas permiten recibir señales de campo provenientes de transmisores de

presión y temperatura y transductores. Las salidas analógicas controlan medidores

y válvulas, mediante corrientes o voltajes, dependiendo la configuración.

• Señales Digitales: Las entradas digitales reciben señales de switches, breakers,

normalmente ligados a dispositivos de seguridad del equipo, como el manejo de

alarmas, bajas AC, etc. Las salidas digitales emiten pulsos o señales para

controlar relés, switches, normalmente para funciones on/off.

• Expansión I/O: Se refiere a la capacidad del equipo de aumentar la cantidad de

entradas y salidas, bien sean análogas y digitales, mediante tarjetas de expansión,

para cuando sean requeridas otras operaciones o se tengan diferentes exigencias

para la RTU.

• Alimentación: Se refiere al tipo de suministro eléctrico que el equipo necesita para

operar. Normalmente son equipos de bajo consumo. los requerimientos PDVSA.

• Comunicación: Cada uno de los dispositivos que permiten al equipo reportar y

recibir los comandos de control provenientes del SCADA o a una remota maestra


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o anfitriona, dependiendo el caso. Está basado fundamentalmente en la cantidad

de puertos de comunicación, protocolos de comunicación, etc.

• Unidad de Control: Permite al equipo ser configurado para ejecutar algoritmos

de control, al igual que realizar cálculos matemáticos

• Ambiente Operacional: Resistencia del equipo a condiciones ambientales tales

como: temperatura y humedad, además de poseer la clasificación de área

requerida.

• Accesorios: son aquellos que hacen posible la interacción hombre-máquina,

además de permitir la manipulación del equipo, como por ejemplo displays y

teclados básicos, con funciones especiales o alfanumericos.

• Características Físicas: Tamaño y estructura física del equipo. Importante en

lugares de limitado espacio. Disponibilidad de Gabinete para proteger a la

electrónica del equipo.

• Seguridad de Acceso: El equipo debe poseer llave para el gabinete, además de

una clave para accesar a los datos almacenados y monitoreados.

c) Requerimientos Mandatorios de Sistema de Supervisión

Los requerimientos mandatorias son características técnicas que deben poseer

todos los sistemas evaluados, cuya importancia es tal que son las primeras

características evaluadas y se exige su satisfacción sin ningún tipo de compromiso ni

flexibilidad. El sistema que no cumpla con estas condiciones queda automáticamente


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descartado de la evaluación. Las condiciones se presentan a continuación, y deben ser

cumplidas por todos los sistemas evaluados, sin excepción:

• La unidad Terminal Remota (RTU) debe manejar el protocolo de comunicación

Modbus.

• EL equipo de Adquisición de Data (logger) debe manejar el protocolo de

comunicación Modbus o poseer una interface para el mismo, para la transmisión

digital de data.

• Tanto la unidad terminal remota y el equipo de adquisición de data (logger),

deben operar bajo voltaje DC.

• Los sensores de fondo deben ser del tipo permanente, es decir formaran parte de

la tubería de producción o revestidor (según el caso), durante la vida del pozo,

para medición de presiones y temperaturas, durante el mismo período de tiempo.

• Los sensores de fondo deberán venir acompañado de su respectivo equipo de

adquisición de data (logger).

3. SISTEMA DE SUPERVISIÓN PROPUESTO

Ya determinada la funcionalidad del sistema, al igual que los requisitos

técnicos y mandatorios que definen y describen al mismo, se procede a realizar la

propuesta del sistema de supervisorio.


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Este sistema debe ser capaz de abarcar las operaciones llevadas a cabo tanto

en superficie como en subsuelo, es decir lo que implique control de procesos y

adquisición y transmisión de variables relacionada a dichos procesos.

El diseño del sistema de supervisión se basó en el estudio de los procesos,

instrumentación y tecnología de los pozos productores e inyectores. Este estudio

permite desarrollar especificaciones lo suficientemente flexibles para adaptarse a las

diversas tipologías de pozos, esto gracias a la capacidad del sistema para admitir

modificaciones, dependiendo las exigencias de los procesos llevados a cabo, sin

disminuir su efectividad y operabilidad.

Por lo antes expuesto se plantean a continuación los Sistemas y criterios de

Supervisión propuestos:

a) Sistema de Supervisión para “Pozos Inyectores” con Sensores de Fondo

Permanente:

Estos pozos permiten evaluar y aplicar los distintos tipos de inyección, los

cuales varían según el yacimiento que se desea estimular, con el fin de incrementar el

petróleo adicional por efecto de la mejora en la eficiencia del barrido.

Para el pozo inyector se tomará arbitrariamente un esquema básico de una

sola línea de inyección, sin especificar el tipo de fluido, ya que para efectos de este

proyecto no es relevante. Este esquema básico es lo sumamente flexible para ser

aplicado en variantes como: inyectores de doble o triple sarta, o inyección de dos o

más fluidos, debido a que para estas aplicaciones se adicionarían las líneas de


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inyección que fuesen necesarias, con las mismas características, solo con

modificaciones íntimamente ligadas al proceso en específico.

Variables Supervisadas

El sistema maneja un mínimo de nueva variables, las cuales se muestran a

continuación:

TABLA 4 Variables Manejadas por el Sistema en Pozos Inyectores

VARIABLES MEDIDAS CALCULADAS

Flujo Totalizado de Inyección X

Presión Estática X

Presión Diferencial X

Flujo Instantáneo X

Temperatura de Fluido X

Presión de Inyección X

Presión de Casing (revestidor) X

Temperatura de Fondo X

Presión de Fondo X

Lista de Instrumentos • 1 RTD (Resistencia detectora de temperatura)

• 1 Transmisor multivariable



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• 2 Transmisores de Presión

• 1 Convertidor I/P (convertido de corriente a presión)

• 1 Placa Orificio

• 2 Indicadores de Presión (Manómetros)

• 1 Solenoide

• 1 Válvula de Control con actuador neumático

• 1 Válvula Angulo

• 1 Válvula de retención


• Considerando que no se tiene un requerimiento de precisión especial para la

medición de flujo se utilizaran como medidores (elemento primario) de flujo para

cualquier fluido, la placa orificio con bridas portaplaca por su simplicidad,

flexibilidad y bajo costo (tanto en inversión como de mantenimiento) y su uso

ampliamente aceptado.

• Se utilizaran transmisores multivariables considerando su capacidad de calculo de

flujo y almacenamiento de información. Se conectaran a la RTU instalada

mediante protocolo de comunicación para instrumentos de campo y serán

instalados en la placa orificio que proveerá la caída de presión.

• Se utilizaran transmisores de presión para medir las presiones tanto de entrada de

fluido como de inyección del mismo.


86

• Las señales de control estarán en rangos normalizados: 4-20 mA para

instrumentos electrónicos y 3-15 psi para instrumentos neumáticos.

• Las unidades de medición para indicadores de presión estarán en psi y para

temperatura en escala dual ° C y ° F.

• La alimentación de los instrumentos eléctricos será de 24 VDC.

• Toda la instrumentación de campo será electrónica, con característica para la

transmisión de señales analógicas, digitales, discretas y/o binarias.

• Los transmisores electrónicos multivariables utilizados operaran con un voltaje de

7.5-35 VDC, con un consumo promedio por equipo de 9.5 mA. Se debe

considerar este consumo para dimensionar el sistema de suministro de energía

(panel solar).

• Los equipos e instrumentación en general deberán tener la capacidad para operar

a la intemperie y en ambientes corrosivos o en su defecto ser instalados en

gabinetes.

• Se emplearan elementos termoresistivos (RTD) como elementos primarios en

lazos de control de temperatura. Los RTD estarán conectados a los transmisores

multivariables para la utilización de esta temperatura en los cálculos pertinentes.

Integración Subsuelo-Superficie

La integración de los procesos de subsuelo y superficie se desarrollan

mediante la utilización de tecnología capaz de controlar y supervisar variables de


87

superficie y capaz a su vez de adquirir y reportar las variables de subsuelo

proporcionadas por un equipo de adquisición de data y medidas por los sensores de

fondo.

La data obtenida a nivel de subsuelo (presión y temperatura) permite una

modulación del comportamiento del pozo, al igual que la caracterización del

yacimiento. La data obtenida evidencia el comportamiento del pozo determinando los

parámetros de inyección de fluidos lo que provee de un conocimiento del efecto del

proceso de inyección en subsuelo en el pozo.

. Los equipos y tecnologías de supervisión utilizados para la integración

subsuelo superficie son los siguientes:

Sensores de Fondo Permanente:

Los sensores de permanentes son parte esencial del sistema subsuelo-

superficie, ya que estos son los encargados de medir y registrar las presiones y

temperaturas en el fondo del pozo en tiempo real, transmitiéndolas a superficie vía

cable.

A continuación se presentan los requerimientos mínimos de los sensores de

fondo permanente para el Sistema de Supervisión Propuesto:


88

TABLA 5

Requerimientos Mínimos de Sensores de Fondo Permanente

Criterios Generales de los Sensores de Fondo Permanente:

• Los sensores de fondo deberán soportar presiones y temperaturas de acuerdo a las

características del pozo, además de ser resistentes a la vibración sin afectar esto

de manera apreciable la precisión de la medición. Los valores maximos

manejados hasta la fecha son de 10000 psi y 400 º F.

• El costo de los cables (guayas) utilizadas para la transmisión de la señal desde el

registrador (gauge), hasta la superficie hace importante la capacidad de instalar un

arreglo de dos o más registradores en un mismo cable.

• Un consumo máximo de 30 mA, es lo requerido, tomando en cuenta que no se

dispone de alimentación eléctrica en el Lago de Maracaibo.


CARACTERÍSTICAS REQUERIMIENTOS1. Sensores de Fondo Permanente1.1 Rango de Operación - Presión de Operación 0-10000 psi - Temperatura de Operación 0-175 ° C1.2 Precisión - Temperatura +/- 0,5° C - Presión +/- 0,1% Escala Completa1.3 Resolución - Temperatura 0,05 ° C - Presión +/- 0,05 psi1.4 Especificaciones Generales - Consumo 30 mA - Frecuencia de Muestreo 1 por segundo - # de registradores por cable Capacidad para 2 o mas registradores por cable - Resistencia a la Vibración 5 a 5000 Hz, 20 gr magnitud - Sensibilidad 0,05 psi - Longitud de Cable 16000 pies - Drift (desgaste) 3 psi por año


89

Equipo de Adquisición de Data (Logger)

Este equipo destinado para tomar lecturas en forma local de variables físicas,

en este caso en especifico presiones y temperatura provenientes de los sensores de

fondo, para una traducción conversión a unidades de ingeniería (psi, ° C y F) y

posterior transferencia, para el monitoreo permanente del pozo.

A continuación se presentan los requerimientos mínimos del Equipo de

Adquisición de Data para el sistema de Supervisión Propuesto:

TABLA 6 Requerimientos Mínimos del Equipo de Adquisición de Datos (Logger)


CARACTERÍSTICAS REQUERIMIENTOS Equipo de Adquisición (Logger)2.1 Capacidad para registradores (gauges) - # de Registradores Soportados Mínimo 3 registradores (gauges) - # de Cables Soportados Mínimo 3 cables2.2 Almacenamiento de Data - Capacidad de Almacenamiento 10000 registros o lecturas - RAM con Batería de Respaldo Si2.3 Comunicación 2.3.1 Puertos Seriales - Cantidad 1 - Velocidad 300 a 9600 baudios - Tipo RS232 o RS485 2.3.2 Protocolos de Comunicación Modbus2.4 Entradas/ Salidas Digitales Si2.5 Entradas/Salidas Análogas Si2.6 Alimentación - Voltaje de Operación 24 VDC - Consumo Máximo 4 Watts2.7 Ambiente Operacional - Temperatura - 25 a 60 ° C - Humedad 10 a 95 % sin condensación - Clasificación de Area Clase I División II - Gabinete (enclosure) Si2.8 Accesorios - Display (pantalla) Si - Teclado (hombre/máquina) Si * Básico Acceso a data requerida * Funciones Especiales Funciones predefinidas o sistema F1 a F12 * Alfanumerico Numeros y letras2.9 Seguridad de Acceso Si - Clave de Acceso (password) Si - Llave de Hardware (gabinete) Si


90

Criterios Generales del Equipo de Adquisición de Data (Logger):

• El logger debe tener la capacidad de adquirir data de por lo menos tres

registradores (gauges), dándole la capacidad al equipo de adaptarse a aplicaciones

donde se requieran mediciones de presión y temperatura en diferentes arenas o

yacimientos.

• Debe aceptar un mínimo de 3 cables (guayas provenientes de los sensores). Esto

da al equipo la capacidad de aceptar un mínimo de 3 registradores. Si es posible la

instalación múltiple (2 o más registradores) en un solo cable, entonces el equipo

podría aceptar hasta 6 registradores.

• Las normativas PDVSA requieren que el equipo tenga una autonomía de

operación de 7 días, por lo cual el equipo debe poseer la capacidad de almacenar

data de fondo durante este período. Esto es aproximadamente un mínimo de

10.000 lecturas o registros en memoria RAM con su respectiva batería de

respaldo, para cubrir el requisito de autonomía.

• La compatibilidad del Logger con otros equipos (RTU, MTU), es indispensable

ya que este deberá reportar la data de fondo del pozo. Para esto se requiere de un

puerto serial para el establecimiento de comunicación digital, mediante protocolo

Modbus, protocolo este racionalizado en PDVSA.

• Es importante que el equipo cuente con I/O digitales y análogas para expandir la

capacidad del equipo más allá de la adquisición de data.

• Debe trabajar bajo 24 VDC y poseer bajo consumo de potencia.


91

• La capacidad de visualizar y accesar a la data en sitio, vendrá dado por la

interface hombre-maquina (teclado y display), sin necesidad de utilizar una

computadora portátil u otro dispositivo.

• La operabilidad del equipo en condiciones extremas es indispensable, debido a

que estas son plataformas a la intemperie, por lo cual el equipo no debe verse

afectado por el mismo.

• La seguridad del equipo ante el hurto y manipulación no deseada de la data es

posible si el equipo posee su gabinete con llave, además de clave de acceso.


La RTU es quizás el dispositivo más complejo del sistema de supervisión, y es

sin duda el más polivalente. Tiene como fin no solo el control de los dispositivos en

superficie, sino también la adquisición, almacenamiento y transmisión de todas las

variables medidas o calculadas en el pozo. Por lo que es el equipo que esta

involucrado en los procesos de superficie e indirectamente en los de subsuelo.

Es importante resaltar que los requerimientos que se plantearan a continuación

para la RTU, fueron diseñados con el fin de darle al equipo la flexibilidad necesaria

para adaptarse a diferentes tipo de aplicaciones y exigencias, sin necesidad de tarjetas

de expansión u otro dispositivo.


92

Las variaciones en los requerimientos para otras aplicaciones se ven reflejadas

principalmente a nivel de programación de los lazos de control y de la cantidad de

salidas análogas.

A continuación se presentan los requerimientos mínimos de la Unidad

Terminal Remota para el Sistema de Supervisión:

TABLA 7

Requerimientos Mínimos par Unidad Terminal Remota (RTU)

CARACTERÍSTICAS REQUERIMIENTOS1. Señales Análogas 1.1 Entradas - Cantidad 4 - Valor Nominal 4-20 mA; 1-5 VDC - Resolución del Convertidor A/D 12 bits - Presición 0.1% Escala Completa 1.2 Salidas - Cantidad 2 - Valor Nominal 4-20 mA - Resolución del Convertidor A/D 12 bits - Presición 0.1 % Escala completa2. Señales Digitales 2.1 Entradas - Cantidad 3 - Tipo de Entrada Contacto seco para 24 VDC 2.2 Salidas - Cantidad 8 - Tipo de Salida Contacto seco para 24 VDC3. Expansión I/O Si4. Alimentación - Voltaje Nominal 24 VDC - Consumo 4 watts sin incluir I/O - Voltaje de Salida 24 VDC/12 VDC - Celdas Solares Si - Banco de Baterìas de Respaldo Si5. Comunicación 5.1 Puertos Seriales - Cantidad 3 - Velocidad 300 a 9600 baudios - Tipo RS232; RS485 - Expansión Si 5.2 Protocolos de Comunicación - Requerido Modbus RTU - Otros 2 protocolos además del requerido 5.3 Modem Si


93


Criterios Generales de la Unidad Terminal Remota:

• La RTU debe tener un mínimo de 4 entradas analógicas, para aceptar señales de

instrumentación de campo, o de otras RTU esclavas que puedan estar

interviniendo en el proceso. Las AI permiten también aceptar señales del Logger

siempre y cuando este posea sus respectivos convertidores D/A (digital

analógico). La RTU tendría la capacidad de adquirir las señales de 4-20 mA o 1-5

VDC del Logger, realizar una extrapolación y convertirlos a las unidades de

ingeniería requeridas. Por esto la RTU estaría en la capacidad de aceptar un

máximo de 4 variables de fondo provenientes el Logger.

6. Unidad de Control - Procesador 16 o 32 bits - Memoria 256 Kbytes - Reloj de Tiempo Real 10 mseg de resoluciòn - Paquetes de Software Totalizador de Flujo/Calculo de Flujo de Gas - Capacidad Multitarea Si - Lazos de Control 2 lazos PID - Funciones Especiales Si7. Ambiente Operacional - Temperatura - 25 a 60 ° C - Humedad 10 a 95 % sin condensacion - Clasificación de Area Clase I, División II - Gabinete (Enclosure) Si8. Accesorios - Display (pantalla) Si - Teclado (hombre/máquina) Si * Básico Acceso a data requerida * Funciones Especiales Funciones predefinidas o sistema F1 a F12 * Alfanumerico Numeros y letras9. Seguridad de Acceso - Password (clave) Si - Llave Hardware Si


94

• La remota debe proveer señales de 4-20 mA a la instrumentación de campo que lo

requiera. Las 2 salidas permiten controlar dos válvulas de control.

• Las entradas digitales reciben señales de switches, interruptores, relays, etc., para

reconocimiento de alarmas, ligadas al equipo (RTU). Las tres DI alertan con

respecto a bajas DC, alarmas contra intrusos y temperatura del equipo.

• Las salidas digitales proveen señales o pulsos a switches, interruptores, etc. La

utilización de relés interpuestos permite establecer arreglos específicos en el

algoritmo de inyección, mediante la regulación, dirección y mando de corriente.

Las ocho salidas son utilizadas para enviar señales a relés y a los solenoides,

dando la posibilidad de trabajar hasta con 4 cuatro relés y cuatro solenoides.

• La posibilidad de expandir los módulos de entrada y salida, aumenta la

adaptabilidad del equipo para cualquier aplicación.

• La remota debe operar con 24 VDC, además de poseer bajo consumo de

potencia. El equipo debe ser provisto con celdas solares y baterías de respaldo.

• La RTU debe proveer de 24 VDC a los instrumentos eléctricos y circuitos

interruptores. Para el actuador se requiere 24 VDC para la fuerza de acción y 12

VDC para la acción de control.

• Tres puertos seriales dan a la RTU la capacidad de comunicarse con otros

dispositivos. Un puerto serial destinado al radio para comunicarse a la maestra

(MTU). Otro puerto serial para la comunicación con el Logger, de requerirse una

comunicación digital. Un tercer puerto serial para el módulo de comunicación con

instrumentación de campo inteligente.


95

• El protocolo de comunicación debe ser Modbus, aunque la RTU debe ser capaz

de manejar otros protocolos.

• La RTU debe contar con un Modem (modulador/demodulador) para convertir la

data binaria serial a la señal apropiada para el canal de comunicación respectivo,

para el proceso de interrogatorio al cual es sometido por la maestra (MTU).

• La unidad de control y programación de la RTU cuenta con la capacidad y el

procesador para programar 2 lazos de control PID, además de manejar y

almacenar las señales del pozo.

• La capacidad de visualizar y accesar a la data en sitio, vendrá dado por la

interface hobre-maquina (teclado y display), sin necesidad de utilizar una

computadora portátil u otro dispositivo. Para la RTU es necesario poder accesar a

la data, debido a que aquí residen todas las variables del pozo.

• La operabilidad del equipo en condiciones extremas es indispensable, debido a

que estas son plataformas a la intemperie, por lo cual el equipo no debe verse

afectado por el mismo.

• La seguridad del equipo ante el hurto y manipulación no deseada de la data es

posible si el equipo posee su gabinete con llave, además de clave de acceso.

Funciones de Supervisión del Proceso

• Se ha considerado la utilización de comunicación digital para la instrumentación

de campo para reducir la necesidad de entradas analógicas de la RTU.


96

• Para el flujo inyectado se considera el uso de un transmisor multivariables, el cual

realizará esta función de acuerdo a algoritmos basados en las Normas GAG, API

o GPA.

• Los transmisores multivariables enviara a la RTU la información de presión

diferencial, flujo calculado, presión estática y temperatura.

• Para la supervisión local se utilizan dos indicadores de presión del tipo

manómetro.

• En la RTU residirán las tareas de totalización tanto de flujo como la supervisión

de variables críticas.

• El logger reporta las variables de fondo a la RTU, basado en un tiempo de SCAN

o interrogatorio del logger a los sensores y la RTU al logger. Los tiempos de

interrogación o SCAN de la RTU al logger y de este a los sensores pueden diferir

entre sí.

• Las variables a ser supervisadas se transmitirán a un radio maestro o RTU

maestra ubicada en una planta, estación de flujo o sala de control, en donde se

interrogará la RTU ubicada en la plataforma de pozo.

• La supervisión remota se logra mediante las consolas de operación del SCADA.

b) Sistema de Supervisión para “Pozos Productores” con Sensores de Fondo

Permanente

Los pozos productores son usados para la extracción de crudo. Mas de un 90%

de estos pozos productores son sometidos al levantamiento artificial por gas, por lo


97

que para esta investigación se toma como modelo de esquematización la estructura de

los productores sometidos a gas lift.


El Sistema de supervisión para pozos productores maneja un mínimo de nueve

variables, producto del manejo y control de la inyección y parámetros relacionados

con la producción.

Las variables se presentan en la siguiente tabla:

TABLA 8 Variables Manejadas por el Sistema en Pozos Productores

VARIABLES CALCULADAS MEDIDAS

Presión de Gas de Inyección X Presión de Revestidor X

Presión de Tubería de Producción X Presión de la Línea de Producción X

Presión diferencial X Temperatura de Gas X

Presión Estática X Flujo Totalizado de Inyección de

Gas X

Producción Totalizada X


Lista de Instrumentos

• 1 RTD (Resistencia detectora de temperatura)




98




• 1 Solenoide

• Válvula de Control con actuador neumático

• Válvula Angulo


• Se utilizaran como medidores (elemento primario) de flujo para cualquier fluido,

la placa orificio con bridas portaplaca por su simplicidad, flexibilidad y bajo costo

(tanto en inversión como de mantenimiento). La placa orifico es utilizada en todos

los pozos productores.

• Se utilizaran transmisores multivariables considerando su capacidad de calculo de

flujo y almacenamiento de información. Se conectaran a la RTU instalada

mediante protocolo de comunicación para instrumentos de campo. y serán

instalados en la placa orificio que proveerá la caída de presión.

• Se instalarán transmisores de presión para la medición de presión de gas de

inyección, revestidor, tubería de producción y línea de producción.

• Las señales de control estarán en rangos normalizados: 4-20 mA para

instrumentos electrónicos y 3-15 psi para instrumentos neumáticos.

• Las unidades de medición para indicadores de presión estarán en psi y para

temperatura en escala dual ° C y ° F.


99

• La alimentación de los instrumentos eléctricos será de 24 VDC.

• Toda la instrumentación de campo será electrónica, con característica para la

transmisión de señales analógicas, digitales, discretas y/o binarias.

• Los transmisores electrónicos multivariables utilizados operaran con un voltaje de

7.5-35 VDC, con un consumo promedio por equipo de 9.5 mA. Se debe

considerar este consumo para dimensionar el sistema de suministro de energía.

• Los equipos e instrumentación en general deberán tener la capacidad para operar

a la intemperie y en ambientes corrosivos o en su defecto ser instalados en

gabinetes.

• Se emplearan elementos termoresistivos (RTD) como elementos primarios en

lazos de control de temperatura, siempre y cuando el rango de operación lo

permita.

Integración Subsuelo-Superficie

La inyección de gas como método de levantamiento artificial, es producto de

las caídas de presiones del yacimiento, lo cual impide que el petróleo fluya

naturalmente.

La integración de los procesos de superficie (control del proceso de inyección

y producción) y subsuelo (medición de presiones y temperaturas de fondo), se llevan

a cabo mediante la misma tecnología planteada anteriormente en los pozos

inyectores, es decir: sensores + logger + RTU.


100

Debido a que los sensores y su respectivo equipo de adquisición son equipos

puntuales, es decir diseñados para una función especifica, las especificaciones para

estos no se ve modificada según la tipología de pozo, por lo que los requerimientos

mínimos y criterios generales para ambos son exactamente los mismos que para los

pozos inyectores.

La RTU en pozos productores también cumple con los mismos requerimientos

mínimos y criterios generales que el sistema de supervisión para pozos inyectores,

debido a que a pesar de que el fin de ambos pozos es diferente, el funcionamiento o

fundamento básico es bastante similar por lo cual la flexibilidad de las

especificaciones permiten la aplicación de estas para ambos pozos.

La diferencia mas marcada entre los pozos productores e inyectores, se ve

reflejada en la cantidad de instrumentos y las variables supervisadas.

Funciones de Supervisión del Proceso • Se ha considerado la utilización de comunicación digital para la instrumentación

de campo para reducir la necesidad de entradas analógicas de la RTU

• Para el flujo de gas inyectado se considera el uso de un transmisor multivariables,

el cual realizará esta función de acuerdo a algoritmos basados en las Normas

AGA, API o GPA.

• El transmisor de presión ubicado en la línea de producción enviara información a

la RTU para realizar el calculo de producción totalizada del pozo.


101

• Los transmisores multivariables enviaran a la RTU la información de presión

diferencial, flujo calculado, presión absoluta y temperatura.

• Para la supervisión local se utilizan dos indicadores de presión del tipo

manómetro.

• En la RTU residirán las tareas de totalización tanto de flujo de gas inyectado

como la supervisión de variables críticas.

• El logger reporta las variables de fondo a la RTU, basado en un tiempo de SCAN

o interrogatorio del logger a los sensores y de la RTU al logger. Los tiempos de

interrogación o SCAN de la RTU al logger y de este a los sensores pueden diferir

entre sí.

• Las variables a ser supervisadas se transmitirán a un radio maestro o RTU

maestra ubicada en una planta, estación de flujo o sala de control, en donde se

interrogará la RTU ubicada en la plataforma de pozo.

• La supervisión remota se logra mediante las consolas de operación del SCADA.

Sistema de Supervisión para “Pozos Observadores” con Sensores de Fondo

Permanente

El pozo observador por estar destinado solo para la supervisión de otros

pozos, no posee tubería de producción, ni tampoco inyección de ningún tipo de

fluido, por lo que la estructura o instrumentación de este en superficie lo conforma

solo el “arbolito”, como se muestra en la siguiente figura:


102

FIGURA 15

Plataforma de Pozo Observador

La simplicidad en la estructura física del pozo observador, permite solo el

estudio de sensores de fondo, equipo de adquisición de data. La RTU no es necesaria

para este pozo, por lo menos no a nivel de plataforma de pozo, debido a que en

superficie no se lleva a cabo ningún proceso que amerite funciones de control. Por

esto el estudio del pozo observador se enfoca a los siguientes puntos:

Sensores de Fondo Permanente: Las características y requerimientos mínimos para

sensores de fondo se mantienen constantes sin importar la tipología de pozo, por lo

cual se tomaran las mismas especificaciones que para los pozos productores e

inyectores. La peculiaridad de los sensores para pozos observadores, es que estos no

Arbolito



103

son instalados en la tubería de producción como los otros pozos, sino en el revestidor,

es decir forman parte integral del casing, por lo que estos sensores medirán presiones

y temperaturas directamente en las arenas o zonas de interés.

Equipo de Adquisición de Data (Logger): Los requerimientos mínimos para el

equipo de adquisición de data se mantienen iguales para los pozos observadores,

debido a que a pesar de que los sensores son instalados en el revestidor esto no

influye en la funcionabilidad ni especificaciones del Logger.

Funciones de Supervisión

• Los sensores instalados en el casing envían la señal a la superficie. Esta señal

representa los valores de presión y temperatura en las arenas.

• El equipo de adquisición de data toma esta data cruda y la lleva a psi y ° C o ° F.

• El equipo de Adquisición de data reporta estas variables a una MTU que puede

estar ubicada en una estación de flujo, planta, etc. El puerto serial del Logger es

utilizado para ser conectado a un radio-modem de bajo consumo, para enviar la

data vía protocolo Modbus hacia la MTU, cada vez que esta interrogue al Logger.

Es importante resaltar que el Logger debe ser provisto de su panel solar con su banco

de baterías, debido a que no hay RTU en la plataforma


104


Para el pozo productor solo se supervisaran presiones y temperaturas de

fondo. La cantidad de variables variara según la cantidad de arenas sensadas y por

supuesto del numero de sensores instalados. Las figuras 15,16 y 17 muestran los

sistemas de supervisión propuestos, para cada pozo.

El diseño del sistema de supervisión para pozos con sensores permanentes no

se limita solo al estudio y establecimiento de los requerimientos de los equipos que lo

constituyen, sino también a establecer un esquema a seguir que contribuya al efectivo

monitoreo permanente de pozos. Uno de los puntos que se ve enmarcado en esa

esquematización es la selección de un tiempo de SCAN (interrogatorio) adecuado,

para la adquisición de data necesaria, sin afectar la autonomía del equipo. Por lo

anteriormente expuesto se tiene:

d) Tiempo de SCAN para el Sistema de Supervisión Propuesto

Los sistemas de monitoreo constituyen un elemento de suma importancia, en

un esfuerzo para mejorar los factores de recuperación, mediante la supervisión y

control ininterrumpido de los procesos primordiales que tienen lugar en el

yacimiento.

Los datos de presión del sistema de monitoreo permanente facilitan el control

y ajuste frecuente de las condiciones de producción.


105

FIGURA 16 Sistema de Supervisión Propuestos para Pozos Inyectores



106

FIGURA 17 Sistema de Supervisión Propuesto para Pozos Productores



107

FIGURA 18 Sistema de Supervisión Propuestos para Pozos Observadores



108

La utilización de registradores (sensores) de fondo permanente para la

medición de presiones y temperaturas como tareas de rutina, contribuyen al

monitoreo permanente del yacimiento y la utilización de esta data implica grandes

ventajas en tres áreas: manejo del yacimiento, optimización de la producción y en los

casos en que las condiciones del pozo o la logística hacen que las intervenciones

convencionales resulten demasiado difíciles y costosas.

El comportamiento del yacimiento debe ser monitoreado en tiempo real,

mientras se almacena y se adquiere data de producción e inyección, incluyendo

presión de yacimiento.

Un programa efectivo de adquisición y análisis de data, requiere de un

planeamiento cuidadoso y de un esfuerzo bien coordinado durante la vida del

yacimiento. Por un lado puede existir la tendencia de recolectar una gran cantidad de

data; y por otro lado puede existir la tendencia de recortar la cantidad de data

recolectada para reducir costos. Justificación, prioridad, calidad y costo-efectividad

deben ser los factores que guíen el proceso de adquisición y análisis de data.

Los sensores de fondo permanente pueden proveer de una gran cantidad de

data durante la vida del pozo, pero la importancia radica en seleccionar la calidad de

la data, mas que la cantidad de data. De aquí parte la necesidad de establecer los

parámetros para la selección de un tiempo de SCAN (interrogación) adecuado,

considerando factores técnicos y de aplicación.

El tiempo de SCAN es el interrogatorio del Equipo de Adquisición de Data

(Logger) a los sensores de fondo. Los sensores poseen su propia frecuencia de

muestreo, lo que representa el punto de partida en la selección del tiempo de SCAN.


109

Este proceso determina la data que será utilizada para la evaluación integral del pozo

y del yacimiento.

Los factores técnicos que pueden limitar el tiempo de SCAN son:

• Frecuencia de Muestreo del Sensor: Se refiere al tiempo en el que el sensor

registra y transmite las variables de subsuelo. Este es quizás el factor menos

limitante, debido a que la gran mayoría de los sensores de fondo que existen en el

mercado poseen una frecuencia de muestreo de 1 segundo, o por lo menos

alrededor a este valor, por lo que no representa un problema, aunque es el punto

de partida y primer aspecto a analizar en el registrador.

• Cantidad de Variables Medidas: Los pozos presenta diferentes requerimientos

que dependen de las características del yacimiento y de la aplicación deseada, por

lo que la cantidad de sensores instalados varia, al igual que la cantidad de

variables medidas. Esto trae como consecuencia que el tiempo de SCAN no puede

ser menor en segundos al numero de variables reportadas. Por ejemplo si el

tiempo mínimo de muestreo del sensor es de 1 segundo y se han instalado 6

sensores (6 variables), entonces el tiempo de SCAN no puede ser menor 6

segundos.

• Capacidad de Almacenamiento del Equipo de Adquisición (Logger): Esta es

quizás la característica mas limitante a la hora de establecer el tiempo de scan. El

Logger posee una memoria destinada para guardar data histórica de las variables

medidas en el fondo del pozo. La capacidad de est memoria viene dad en cantidad

de registros o lecturas. Estos equipos se les pide una autonomía de 7 días en caso


110

de que se produzca una caída en el sistema, por lo que el tiempo de scan tienen

que estar esta adaptado, de tal manera que cumpla dicho requerimiento.

A continuación se presentan algunas formulas sencillas para el calculo de la

autonomía del equipo, basado en un tiempo de SCAN requerido:

Tomando en cuenta el requerimiento PDVSA de 7 días de autonomía

7 días = 168 horas = 10080 minutos = 604800 segundos

Entonces tenemos:

TS*CA/A = DT

Datos a tomar en cuenta:

Tiempo de Scan: TS

Capacidad de Almacenamiento (# de lecturas): CA

Autonomía Requerida: A

Días Totales de Almacenamiento: (DT)

Para 7 días de autonomía:

[TS(horas)*CA/168]7 = DT

[TS(minutos)*CA/10080]7 = DT

[TS(segundos)*CA/604800]7 = DT

• Consumo del Sistema: El consumo se convierte en un factor limitante,

específicamente al momento del Logger reportar la data a una RTU en plataforma

o una MTU en una estación de flujo, planta, etc. Es importante resaltar que tanto


111

los sensores, el Logger y la RTU poseen su propio consumo de corriente. Al

reportar el Logger a la RTU y esta a su vez a una MTU, puede ser aspecto a tomar

en cuenta en la selección del tiempo de SCAN. Por lo que es recomendable es

determinar tiempos diferentes para el interrogatorio del Logger a los sensores, de

la RTU al Logger y la MTU a la RTU, haciendo mas extenso el tiempo de

interrogación a medida que se aleja de la plataforma de pozo.

Los cuatro factores nombrados anteriormente, se definen como limitaciones

técnicas. Por esto es importante tomar en cuenta que el tiempo de SCAN varia según

la aplicación, el pozo y características de yacimiento, por lo que la ultima palabra en

la selección del tiempo adecuado la tiene el equipo humano encargado de dictaminar

la frecuencia y calidad de la data a ser evaluada.

Partiendo de la capacidad total del equipo, se procede a la adaptación de esta a

las exigencias y requerimientos del tipo de data o calidad de data a ser evaluada. Por

esto que la sinergia de las disciplinas envueltas en este proceso es imperante.

La adquisición de data de presión para la evaluación de pozos y yacimientos,

traen como consecuencia requerimientos y exigencias diferentes, no solo para cada

pozo, sino también para las diferentes pruebas a la que estos pueden ser sometidos

como por ejemplo: Build up, Fall off, Drow down, etc. Cada una de estas pruebas

amerita tiempos de SCAN cuyo nivel de amplitud y extensión varían entre si.

A continuación se presenta una breve descripción de diversas pruebas a las

que los pozos son sometidos:


112

• Restauración de Presión (pressure Build-up): También se le denomina

restablecimiento de presión. Es el proceso por el cual se obtiene presión

instantánea en el fondo de un pozo a partir del momento en que se cierra la

producción. De allí se determina al presión de equilibrio (estática) existente en el

volumen de roca drenado (afectado por el pozo). A veces, los términos anteriores

se usan en operaciones de inyección de fluidos al yacimiento. En este caso

Restauración o Restablecimiento de presión (repressuring), es el aumento de

presión del yacimiento como consecuencia de la inyección de un fluido de la

superficie, principalmente agua o gas.

• Cañoneo: Es el proceso de crear abertura a través de la tubería de revestimiento y

del cemento, para establecer comunicación entre el hueco del pozo y la

formaciones seleccionadas, mediante un canon.

• Producción de los pozos el área: Cambios o variaciones (disminución/aumentos)

de la tasa de producción bruta (agua/petróleo).

• Pruebas de Impulso: Pruebas de impulso de presión inyectando en el pozo

cualquier tipo de fluido de recuperación secundaria.

• Decaimiento de Presión (fall-of): Prueba de pozo que se realiza en pozos

inyectores. Al inyectarse un fluido se hace a una presión mayor que la del

yacimiento para vencer la presión de la formación. Es decaimiento de presión

cuando ya no se ejerza presión por inyección al yacimiento y la misma tiende a

declinar. Con estas pruebas se pueden medir parámetros del yacimiento como:

Permeabilidad, transmicibilidad, daño, etc.


113

• Declinación de Presión (drow down): Prueba de declinación de presión aplicada a

pozos productores. Se refiere cuando el pozo esta cerrado hasta que la presión

estática se mantengan (sea constante), después se procede a abrir a producción y

la presión declina por el efecto de drenaje del pozo en el área de influencia del

mismo.

A continuación se muestra una tabla que sintetiza los requerimientos en

cuento al tiempo de SCAN requeridos para cada una de las pruebas anteriormente

mencionadas. Es importante resaltar que la tabla fue elaborada basándose en un caso

ideal, en donde existe una continuidad en las arenas, además de una correlación

estratigráfica entre los pozos sin barreras de permeabilidad o fallas de tipo sellante.

TABLA 9 Tiempo de SCAN en Pruebas Determinadas

PRUEBA POZO OBSERVADOR POZO INYECTOR POZO PRODUCTOR

Build-up Scan Amplio N/A Scan Mínimo

Cañoneo Scan Amplio N/A Scan Amplio

Producción de Pozos Scan Amplio Scan Amplio Scan Amplio

Prueba de Impulsos Scan Amplio Scan Mínimo Scan Mínimo

Fall-off Scan Amplio Scan Mínimo N/A

Drow-down Scan Amplio N/A Scan Mínimo

SCAN Mínimo: Tiempo de SCAN de segundos (A partir de 5 seg. aprox.)

SCAN Amplio: Tiempo de SCAN de minutos (Hasta 20 minutos aprox.)

N/A: No Aplica



114

Hay que tomar en cuenta que los pozos observadores son para auditoria de

otros pozos, por lo que las pruebas realizadas son visualizadas en el observador, pero

aplicadas en los pozos productores e inyectores que no están equipados con sensores

de fondo. Esto trae como consecuencia la utilización de un tiempo de Scan amplio,

debido a que un scan mínimo no provee ningún valor agregado, sino mas bien

disturbio y data con mucho ruido.

La utilización de tiempos mínimos es solo durante el periodo inicial de las

pruebas, es decir no es necesario mantener interrogatorios de segundos e amplitud

durante la duración de toda la prueba. Por ejemplo una prueba de buil-up en un pozo

productor, el interrogatorio se mantiene mínimo durante las primeras horas hasta

determinar la culminación del periodo o etapa de llene, luego la gráfica de presión vs.

tiempo se estabiliza, haciendo innecesario la aplicación de un tiempo de Scan

mínimo.

4. DESCRIPCION DE LOS EQUIPOS A EVALUAR POR FABRICANTE

En esta fase se describen las características técnicas y funcionales de diversos

equipos para la supervisión de pozos con sensores de fondo permanentes.

Los equipos descritos abarcan: Unidades Terminales Remotas y el conjunto

Sensores de Fondo/Equipo de Adquisición e Data. Esta tecnología la proveen

distintas compañías de servicios, las cuales facilitaron la información necesaria para

la realización de esta investigación.


115

A continuación se presentan las diversas opciones estudiada, para el diseño

del sistema de supervisión:

a) Conjunto Sensor de Fondo/ Equipo de Adquisición de Data (Logger)

Los equipos estudiados fueron de las siguientes compañías de Servicios:

• Promore

• ABB

• Roxar

• Schlumberger

• Sensor Highway

Se muestra a continuación la descripción técnica/funcional de las diferentes

opciones en el mercado:

• PROMORE

Es una compañía que provee soluciones innovativas a las necesidades de la

industria de petróleo y gas. Poseen sistemas confiables y permanentes para el

monitoreo permanente de presión temperatura y flujo en el fondo del pozo.

La compañía trabaja directamente con compañías petroleras y organizaciones de

tecnología complementaria para proveer sistemas convencionales de sensores de

fondo permanente, tanto para tubería de producción como para revestidor.


116

Cada sistema de PROMORE es diseñado utilizando una combinación de los

siguientes componentes:

- Sensores de fondo sin electrónica en el fondo

- Cable dual robusto

- Mandril (housing) porta sensores

- Equipos de adquisición de data en superficie

- Software para comunicación y transmisión de data

Sensores de Fondo:

PROMORE provee sensores de fondo permanente del tipo ERD (diafragma

resonante eléctrico) sin electrónica en el fondo, tanto para casing (revestidor) como

para tubing (tubería de producción).

- Características Funcionales:

Los sensores se basan en un diafragma resonante que reacciona ante

fenómenos físicos. Ante la temperatura el diafragma se dilata y sometido a la presión

se comprime. Estos cambios en el diafragma son detectados por transductores

(sensores de presión y temperatura) directos, los cuales emiten una señal de

frecuencia proporcional vía cable (guaya) hacia la superficie. Estos sensores necesitan

ser alimentados o estimulados con una señal de 5 voltios proporcionada por el equipo

de superficie, para poder emitir la señal a superficie.


117

Las muestras de temperatura y presión se obtienen mediante capilares

instalados en el mandril, los cuales llevan estas muestras, desde la zona de interés

hasta el sensor, los cuales dependiendo la densidad del fluido para el caso del

sensores de tubería o las características de las arenas para el caso de sensores de

revestidor, emiten la señal proporcional.

- Características Técnicas:

A continuación se muestra una tabla con las especificaciones técnicas de

interés para la investigación.

TABLA 10 Especificaciones Técnicas de Sensores PROMORE

Características Especificaciones 1.1 Rango de Operación - Presión de Operación De 100 a 15000 psi - Temperatura de Operación - 30 a 250 ° C 1.2 Precisión - Temperatura +/- 0,5 ° C - Presión +/- 0,1 % Escala Completa 1.3 Resolución - Temperatura 0,1 ° C - Presión 0,025 % Escala Completa 1.4 Especificaciones Generales - Consumo 25 mA - Frecuencia de Muestreo 1 por segundo - # de registradores por cable 1 por cable - Resistencia a la Vibración No aplica - Sensibilidad 0,00% - Longitud de Cable 18000 pies - Drift (desgaste)



118

Sistema de Adquisición de Data (Morelogger):

El equipo de Adquisición de data es conocido como Morelogger. Este es un

equipo basado en un microprocesador para la adquisición y transmisión e variables de

subsuelos proveniente de los sensores PROMORE.

La data es almacenada en memoria RAM respaldada por una batería, además

de poseer una tarjeta removible de memoria para proveer máxima protección a la data

critica.

A continuación se presentan las características del equipo de adquisición de

data:

Características Funcionales:

El Morelogger recibe alimenta los sensores con 5 voltios, para que estos a su

emitan señales de frecuencia. Estas señales son adquiridas por el equipo, y mediante

un programa y una serie de polinomios son transformadas a las unidades de ingeniería

(psi, grados).

La data obtenida es almacenada y transmitida a otros equipos, por lo que

permite el monitoreo remoto de pozos. Posee la capacidad de conectarse a cualquier

sistema SCADA, DCS o PLC.

Las mediciones de presión y temperatura son mostradas en un display, para

tener acceso y conocimiento de las variables de fondo en sitio.


119

Características Técnicas:

En la siguente tabla se presentan las especificaciones técnicas delequipo de

Adquisición Morelogger:

TABLA 11 Especificaciones Técnicas Morelogger


Características Especificaciones1. Capacidad para registradores (gauges) - # de Registradores Soportados 3 - # de Cables Soportados 3 ( 9 variables)2. Almacenamiento de Data - Capacidad de Almacenamiento 13650 Lecturas - RAM con Batería de Respaldo Si 3. Comunicación - Puertos Seriales * Cantidad 1 * Velocidad 300 a 9600 bps * Tipo RS-232 - Protocolos de Comunicación4 Entradas/ Salidas Digitales 4 TTL/CMOS5 Entradas/Salidas Análogas No6 Alimentación - Voltaje de Operación 12 VDC - Consumo Máximo 600 mA despierto y cargando7 Ambiente Operacional - Temperatura -40 a 70 ° C - Humedad 95% - Clasificación de Area Clase I División II - Gabinete (enclosure)8 Accesorios - Display (pantalla) Si - Teclado (hombre/máquina) * Básico Si * Funciones Especiales No * Alfanumerico No9 Seguridad de Acceso - Clave de Acceso (password) No - Llave de Hardware (gabinete) Si


120

• ABB

ABB inició un programa en 1997 para desarrollar sensor de fibra óptica para la

medición de presiones y temperaturas. Esta fue hecho como una parte integral de

ABB’ s ADMARC (Advanced Downhole Monitoring And Reservoir Control).

El sistema es basado en el establecimiento de la tecnología de sensores lo cual

permite la medición multipunto de las presiones y temperaturas del pozo.

Sensores de Fondo (DOGS):

El nombre proviene de Downhole Optical Gauge System, es decir Sistema de

Registradores Opticos de Fondo.

El sensor es un diseño total y completamente pasivo, que no posee ningún

componente activo. Este sensor puede ser probado fuera del mandril y sin la

utilización del cable.


La medición de presiones y temperaturas distribuidas, se logra mediante la

transmisión de un pulso de luz a través de un canal de fibra óptica y la información e

retorno es analizada en superficie. A medida que este pulso viaja por la fibra, ocurren

ciertas variaciones moleculares causadas por variaciones en el medio. Esto origina la

reflexión de un pulso débil pero especifico. Luego la señal es filtrada.


121


A continuación se presentan las características técnicas de los sensores de

fondo DOG:

TABLA 12 Especificaciones Técnica de los sensores DOGS


Equipo de Adquisición de Data (OSIS)

Su nombre proviene de Optical Surface Interrogation System, es decir Sistema

de Interrogación Optico de Superficie.

Posicionado en la superficie o plataforma, el sistema de adquisición de data de

ABB consiste en una computadora industrial personal y el sistema optico-electrónico

de interrogación.

CARACTERÍSTICAS REQUERIMIENTOS1.1 Rango de Operación - Presión de Operación 14500 psi - Temperatura de Operación 225 ° C1.2 Precisión - Temperatura 0,5° C - Presión 7 psi1.3 Resolución - Temperatura 0.02 ° C - Presión 0.6 psi1.4 Especificaciones Generales - Consumo No aplica (Fibra Optica) - Frecuencia de Muestreo 1 cada segundo - # de registradores por cable 1 - Resistencia a la Vibración 7,5 gr; 10-60 Hz - Sensibilidad 0,6 psi - Longitud de Cable Depende del número de conectores - Drift (desgaste) 1 psi por año


122


OSIS como equipo de adquisición de superficie para sensores ABB se encarga

de la señal o pulso proveniente de los sensores de tecnología fibra óptica,

tradunciendolas y llevándolas a unidades de presiones y temperaturas.

La información obtenida puede ser transmitida a otros equipos y mostrada y

adquirida en sitio.


La siguiente tabla muestra la características técnicas del OSIS:

TABLA 13

Especificaciones Técnicas del OSIS

Características Especificaciones1. Capacidad para registradores (gauges) - # de Registradores Soportados 10 - # de Cables Soportados 12. Almacenamiento de Data - Capacidad de Almacenamiento 32 Mbyte de RAM - RAM con Batería de Respaldo No 3. Comunicación - Puertos Seriales * Cantidad 1 * Velocidad 300 a 9600 bps * Tipo RS-232 - Protocolos de Comunicación Modbus4 Entradas/ Salidas Digitales No5 Entradas/Salidas Análogas No6 Alimentación - Voltaje de Operación 24 VDC - Consumo Máximo 36 Watts7 Ambiente Operacional - Temperatura -10 a 40 ° C - Humedad 95%


123


• ROXAR

La tecnología de Roxar desarrolla sistemas y componentes para monitoreo de

yacimientos. Estos equipos de consisten en sensores permanentes de fondo,

equipados por sistemas para adquirir y transmitir data desde sitio a una sala de

control.

Sensores de Fondo (RQPG-180)

El sensor de presión y temperatura RQPG-180 es un sensor de cuarzo,

diseñado para instalaciones donde se manejen altas temperaturas y altas presiones.

Estos utilizan una sofisticada electrónica para altas temperaturas y además de

tecnología de sensores. Los cristales de cuarzo ofrecen varias ventajas en cuanto a

característica de señales y son utilizados para soportar condiciones extremas durante

un tiempo extendido.

- Clasificación de Area Areas de Peligro - Gabinete (enclosure)8 Accesorios - Display (pantalla) Si - Teclado (hombre/máquina) * Básico Si * Funciones Especiales No * Alfanumerico No9 Seguridad de Acceso - Clave de Acceso (password) No - Llave de Hardware (gabinete) Si


124


El sensor de cristal de cuarzo RQPG posee una especie de nariz radial. Un

puerto de presión ubicada en esta estructura radial, hace posible las pruebas de

presión, mediante la reacción del cristal de cuarzo ante fenómenos estos físicos.

Mediante una electrónica en el fondo el sensor digitaliza la información y envía una

señal a superficie vía cable para ser recolectada por el equipo de adquisición.


Las características técnicas del sensor de cristal de cuarzo RQPG-180 se

presentan en la siguiente tabla:

TABLA 14 Especificaciones Técnicas del sensor RQPG-180

CARACTERÍSTICAS REQUERIMIENTOS1.1 Rango de Operación - Presión de Operación 20000 psi - Temperatura de Operación 180 ° C1.2 Precisión - Temperatura +/-0,1° C - Presión 3 psi1.3 Resolución - Temperatura 0.002 ° C - Presión 0.02 psi1.4 Especificaciones Generales - Consumo 15 mA - Frecuencia de Muestreo 1 cada segundo - # de registradores por cable 1 - Resistencia a la Vibración 5 a 500 Hz/20 gr - Sensibilidad 0,02 psi - Longitud de Cable 10000 metros - Drift (desgaste) 1 psi por año



125

Equipo de Adquisición de Data (DACQUS)

El equipo de superficie de Roxar es la integración de los siguientes

dispositivos:

- Tarjeta Interface para sensores DHI 107

- DHI 107 Rack (casillero o consola)

- Micro PC

- Gabinte Eex

El microPC y la interface para sensores, son instaladas en la consola (rack) y estos

a su vez, resguardado en el gabinete e aluminio Eex .


Este equipo de superficie permite la adquisición de las señales digitales

provenientes del RQPG-180 vía cable. La data es almacenada en la amplia memoria

del microPC. Esta información puede ser transmitida, para el monitoreo permanente

de pozos, dependiendo de la exigencia del usuario.


A continuación en la siguiente tabla se presentan las características técnicas

del DACQUS:


126

TABLA 15 Especificaciones Técnicas del Equipo de DACQUS

• SCHLUMBERGER

Schlumberger como una de las pioneras del monitoreo permanente ofrece una

variedad de equipos para la medición de variables de subsuelo.

Características Especificaciones1. Capacidad para registradores (gauges) - # de Registradores Soportados 8 (se expande hasta 16) - # de Cables Soportados 82. Almacenamiento de Data - Capacidad de Almacenamiento 250000 Lecturas - RAM con Batería de Respaldo 2 a 32 Mb respaldado por batería 3. Comunicación - Puertos Seriales * Cantidad 2 * Velocidad 300 a 9600 bps * Tipo RS-232 - Protocolos de Comunicación Modbus4 Entradas/ Salidas Digitales Salida Digital como estandar5 Entradas/Salidas Análogas No6 Alimentación - Voltaje de Operación 24 VDC - Consumo Máximo 10 a 12 Watts (para 2 registradores)7 Ambiente Operacional - Temperatura 0 a 60 ° C - Humedad 95% - Clasificación de Area Clase I División II - Gabinete (enclosure)8 Accesorios - Display (pantalla) No - Teclado (hombre/máquina) * Básico No * Funciones Especiales No * Alfanumerico No9 Seguridad de Acceso - Clave de Acceso (password) No - Llave de Hardware (gabinete) No


127

El sistema de Schlumberger monitorea continuamente variables como presión

y temperatura, para el diagnostico y posterior solución de inconvenientes antes de que

se vuelvan críticos.

La tecnología de sensores permanentes y equipo de adquisición forman parte

de lo que ellos conocen como: Wellwatcher.

Sensores de Fondo (Cuarzo y Zafiro)

Schlumberger es una de las compañías que provee varias alternativas de

registradores de data de fondo. Poseen tantos sensores de cuarzo como de zafiro, y a

pesar de que la tecnología utilizada en ambos es la misma, las especificaciones y

rangos de operación varían.


Los registradores permanentes son parte de una nueva generación de sensores

de presión y temperatura para instalaciones permanentes, con electrónica

Schlumberger y nueva tecnología de sellos mecánicos.

La sonda esta diseñada con un sensor que puede ser de cuarzo o zafiro

herméticamente sellado. La temperatura es directamente digitalizada en el fondo,

evitando señales análogas. Las mediciones son transmitidas digitalmente por el cable,

mediante una modulación FSK (frecuency shift keying), para mantener una alta


128

precisión y una inmunidad en contra del ruido, minimizando la deriva, y todos los

costos asociados al tratamiento de una señal analógica.


Es importante tomar en cuenta que aunque la funcionalidad de los sensores de

cuarzo y zafiro es igual, las características técnicas varían entre sí. Por lo cual las

especificaciones de cada sensor serán mostradas en tablas separadas, debido a que

estos serán estudiados por separado.

TABLA 16 Especificaciones Técnicas del Sensor de Zafiro


CARACTERÍSTICAS REQUERIMIENTOS1.1 Rango de Operación - Presión de Operación 0 a 10000 psi - Temperatura de Operación 25 a130 ° C1.2 Precisión - Temperatura +/-0,3° C - Presión 5 psi1.3 Resolución - Temperatura 0.03 ° C - Presión 0.03 psi1.4 Especificaciones Generales - Consumo 30 mA - Frecuencia de Muestreo 1 cada segundo - # de registradores por cable Hasta 3 por cable - Resistencia a la Vibración 7,5 gr; 10 a 60 Hz - Sensibilidad - Longitud de Cable 10000 metros - Drift (desgaste) 4 psi y 0,36 ° F por año a 7000 psi


129

TABLA 17 Especificaciones Técnicas de los sensores de Fondo de Cuarzo


Equipo de Adquisición de Data (ASU-C)

La Unidad de Control Autónoma de Superficie es la soluciona integrada para

registradores de fondo, sensores de superficie, válvulas en cabezal de pozo, etc.

Consiste en una RTU de bajo consumo de potencia que posee la capacidad de

adquirir data de los tipos de sensores de fondo de Schlumberger.


La ASU-C consiste en una Unidad Terminal Remota (RTU) Fisher

Rosemount de la serie ROC (Remote Controller Unit), a la cual se le adapta una

CARACTERÍSTICAS REQUERIMIENTOS1.1 Rango de Operación - Presión de Operación 0 a 15000 psi - Temperatura de Operación 25 a150 ° C1.2 Precisión - Temperatura +/-0,2° C - Presión Menor a 3 psi1.3 Resolución - Temperatura 0.001 ° C - Presión 0.01 psi1.4 Especificaciones Generales - Consumo 25 mA - Frecuencia de Muestreo 1 cada segundo - # de registradores por cable Hasta 3 por cable - Resistencia a la Vibración 7,5 gr; 10 a 60 Hz - Sensibilidad - Longitud de Cable 10000 metros - Drift (desgaste) 2 psi y 0,09 ° F por año


130

unidad o interface para la lectura de sensores Schlumberger, conocida como: DHG

(Downhole Gauge) Interface.

La ROC tiene la capacidad de adquirir, recolectar y transmitir data de fondo,

ademas de poder ejercer funciones de control, siempre y cuando sea configurada para

ello.

Características Técnicas

A pesar de ser una RTU se toma como el Logger de Schlumberger, debido a

su capacidad para la lectura de sensores. A continuación se presenta una tabla con las

especificaciones técnicas del ASU-C:

TABLA 18 Especificaciones Técnicas de ASU-C

Características Especificaciones1. Capacidad para registradores (gauges) - # de Registradores Soportados 3 (hasta 9 con 3 por cable) - # de Cables Soportados 32. Almacenamiento de Data - Capacidad de Almacenamiento 19000 - RAM con Batería de Respaldo 512 Kbytes respaldada por baterías 3. Comunicación - Puertos Seriales * Cantidad 2 * Velocidad 300 a 9600 bps * Tipo RS-232 - Protocolos de Comunicación Modbus/ROC4 Entradas/ Salidas Digitales 2 DI, 1 DO5 Entradas/Salidas Análogas 3 AI6 Alimentación - Voltaje de Operación 24 VDC - Consumo Máximo 3 watt (con 1 registrador)


131


• SENSOR HIGHWAY

Sensor Highway es una compañía que posee sensores de fondo con tecnología de

fibra óptica y su respectivo equipo de adquisición de data para estos sensores, el cual

aprovecha el potencial de los sensores.

Para desarrollar la tecnología de sensores de presión< Sensor Highway ha

creado a numero de convenios y sociedades con la industria de las

telecomunicaciones. El enfásis durante el diseño ha sido el desarrollo un sensor

estable y de alta resoluciónque opere a lo largo de la vida útil del sensor

Sensores de Fondo Permanentes:

Como se comentó anteriormente los sensores permanentes, los cuales miden

las variables de fondo, utilizando técnicas de fibra óptica.

7 Ambiente Operacional - Temperatura - 40 a 70 ° C - Humedad 95% - Clasificación de Area Clase I División II - Gabinete (enclosure)8 Accesorios - Display (pantalla) Si - Teclado (hombre/máquina) * Básico SI * Funciones Especiales No * Alfanumerico No9 Seguridad de Acceso - Clave de Acceso (password) Si - Llave de Hardware (gabinete) Si


132


El sistema detecta cambios mínimos en distancias, que ocurren entre dos

puntos en una cabeza cerámica de presión o puerto, cuando se producen variaciones

de la presión. El sensor cerámico es diseñado para dar estabilidad ante altas presiones

y temperaturas.

La compensación de temperatura del sensor es lograda mediante el uso de

mediciones distribuidas de temperatura.


Las características técnicas del sensor se presentan en la tabla siguiente:

TABLA 19

Especificaciones Técnicas de Sensor Cerámico

CARACTERÍSTICAS REQUERIMIENTOS1. Sensores de Fondo Permanente1.1 Rango de Operación - Presión de Operación 0-15000 psi - Temperatura de Operación 0-175 ° C1.2 Precisión - Temperatura 0,5 ° C - Presión +/- 0,035%1.3 Resolución - Temperatura - Presión +/- 0,05 psi1.4 Especificaciones Generales - Consumo N/A - Frecuencia de Muestreo 1 por segundo - # de registradores por cable 11 - Resistencia a la Vibración - Sensibilidad - Longitud de Cable 10000 metros - Drift (desgaste) Menos de 3 psi por año



133

Equipo de Adquisición de Data (SRO)

La unidad lectora de superficie es un ensamblaje optico-electrónico, el cual es

la fuente de luz, además de poseer fotodetectores y filtros. El equipo es suplido con su

propia fuente de poder, procesador digital y sistema de almacenamiento de

información.


El Surface Read-Out (SRO) es un equipo de adquisición que se encarga de la

señal o pulso proveniente de los sensores de tecnología fibra óptica, tradunciendolas y

llevándolas a unidades de presiones y temperaturas.

La información obtenida puede ser transmitida a otros equipos y mostrada y

adquirida en sitio.


A continuación se presentan la especificaciones técnicas del SRO en la tabla

siguiente:

TABLA 20 Especificaciones Técnicas de SRO

CARACTERÍSTICAS REQUERIMIENTOS2.1 Capacidad para registradores (gauges) - # de Registradores Soportados 16 - # de Cables Soportados N/A


134

b) Unidad Terminal Remota (RTU)

Las Unidades Terminales Remotas estudiadas fueron las siguientes:

• Bristol Babcock 3305 RTU

• EXS-1000 RTU (CAC)

• RTU 6500 (CAC)

• Automation Solution (AutoSol) RTU 4000E

2.2 Almacenamiento de Data - Capacidad de Almacenamiento 12,1 Gb Disco Duro - RAM con Batería de Respaldo2.3 Comunicación 2.3.1 Puertos Seriales - Cantidad 1 - Velocidad 300 a 9600 - Tipo RS-232/485 2.3.2 Protocolos de Comunicación2.4 Entradas/ Salidas Digitales2.5 Entradas/Salidas Análogas2.6 Alimentación - Voltaje de Operación 110/240 VAC - Consumo Máximo 50 Watts2.7 Ambiente Operacional - Temperatura -40 a 60 ° C - Humedad - Clasificación de Area - Gabinete (enclosure)2.8 Accesorios - Display (pantalla) Plasma de 8 líneas - Teclado (hombre/máquina) * Básico

* Funciones Especiales

* Alfanumerico

2.9 Seguridad de Acceso - Clave de Acceso (password) - Llave de Hardware (gabinete)



135

Se muestran a continuación la descripción de cada uno de los equipos estudiados

para el sistema de supervisión:

• BRISTOL BABCOCK 3305

- Descripción

La RTU 3305 es un dispositivo remoto inteligente que lleva a cabo cálculos

precisos, algoritmos de control, almacena extensa cantidad de data y registros

históricos, y se comunica en tiempo real.

Diseñadas para aplicaciones de RTU inteligentes y para ser instalada en áreas

remotas. Esta remota es miembro de la serie de RTU 3000. A pesar de su tamaño, l

Brsitol 3305 ofrece capacidad para la medición, además y programabilidad para

ejercer funciones de control, mediante el software ACCOL II y puede comunicarse

vía protocolo estandar BSAP (Bristol Estándar Asyncronous Protocol), al igual que

tiene capacidad para transmitir y recibir información usando otros protocolos.


A continuación se presenta una tabla de especificaciones tecnicas de la Bristol 3305:

TABLA 21 Especificaciones Técnicas BRISTOL 3305 RTU

CARACTERÍSTICAS REQUERIMIENTOS1. Señales Análogas 1.1 Entradas - Cantidad 4 - Valor Nominal 4-20 mA; 1-5 VDC - Resolución del Convertidor A/D 12 bits - Presición 0.1%


136


1.2 Salidas - Cantidad 2 - Valor Nominal 4-20 mA - Resolución del Convertidor A/D 12 bits - Presición 0,1% a 25 ° C (0,3 Max)2. Señales Digitales 2.1 Entradas - Cantidad 8 mas 6 selecionable como Entradas o Salidas - Tipo de Entrada 24 VDC Contactos Secos 2.2 Salidas - Cantidad 2 mas 6 selecionables como Entradas o Salidas - Tipo de Salida Colector Abierto3. Expansión I/O4. Alimentación - Voltaje Nominal 24 VDC - Consumo 3,5 a 4 watts - Celdas Solares Si - Banco de Baterìas de Respaldo Si5. Comunicación 5.1 Puertos Seriales - Cantidad 4 - Velocidad 300 a 38400 bps - Tipo 3 (RS-232) y 1 (RS-232/485) - Expansión No 5.2 Protocolos de Comunicación - Requerido Modbus RTU - Otros Bsap, ASCII, Allen Bradley entre otros 5.3 Modem Si6. Unidad de Control - Procesador 16 bit - Memoria 504 Kbytes RAM (almace.) y 512 kbytes Flash - Reloj de Tiempo Real Si - Paquetes de Software Si (ACCOL) - Capacidad Multitarea Si - Lazos de Control 2 lazos PID - Funciones Especiales Si7. Ambiente Operacional - Temperatura -40 a 70 ° C - Humedad 5 a 95% - Clasificación de Area Clase I División II - Gabinete (Enclosure) Si (NEMA 4X)8. Accesorios - Display (pantalla) Si - Teclado (hombre/máquina) * Básico Si * Funciones Especiales Si * Alfanumerico Si9. Seguridad de Acceso - Password (clave) Si - Llave Hardware Si


137

• EXS-1000 RTU (CAC)

- Descripción:

El modelo EXS-1000 es utilizada para la automatización en pozos productores

de gas y petróleo y otras aplicaciones generales. La circuitería de la RTU esta

protegida ante ambientes y condiciones extremas (temperatura, corrosión y

humedad).

Este equipo tiene la capacidad de monitoreo remoto, así como llevar a cabo

funciones de control, cálculos de flujo de gas u otro fluido y sus aplicaciones abarcan:

Levantamiento Artificial por gas, Bombas BES, Inyección de Agua, etc.


A continuación se presenta una tabla de especificaciones técnicas de la EXS-1000

RTU:

TABLA 22 Especificaciones Técnicas de la EXS-1000 RTU

CARACTERÍSTICAS REQUERIMIENTOS1. Señales Análogas 1.1 Entradas - Cantidad 8 - Valor Nominal 1-5 VDC/ 4-20 mA/ 0-5 VDC - Resolución del Convertidor A/D 12 bits - Presición 1,10% 1.2 Salidas - Cantidad 2 - Valor Nominal 4-20 mA/ 0-25 mA - Resolución del Convertidor A/D 12 bits - Presición 1,10%


138


2. Señales Digitales 2.1 Entradas - Cantidad 8 - Tipo de Entrada 4-32 VDC 2.2 Salidas - Cantidad 8 - Tipo de Salida 32 VDC max3. Expansión I/O4. Alimentación - Voltaje Nominal 24 VDC - Consumo 2,5 Watts - Celdas Solares Si - Banco de Baterìas de Respaldo Si5. Comunicación 5.1 Puertos Seriales - Cantidad 2 - Velocidad 300 a 19200 bps - Tipo RS-232 - Expansión Si (2 puertos mas) 5.2 Protocolos de Comunicación - Requerido Modbus RTU - Otros CAC 8500, Modbus AscII 5.3 Modem Si6. Unidad de Control - Procesador 32 bit - Memoria No - Reloj de Tiempo Real Si - Paquetes de Software Si - Capacidad Multitarea Si - Lazos de Control 2 lazos PID - Funciones Especiales Si7. Ambiente Operacional - Temperatura -45 a 80 ° C - Humedad 0 a 95% - Clasificación de Area No - Gabinete (Enclosure) Si8. Accesorios - Display (pantalla) Si - Teclado (hombre/máquina) * Básico Si * Funciones Especiales Si * Alfanumerico Si9. Seguridad de Acceso - Password (clave) Si - Llave Hardware Si


139

• RTU 6500 CAC

- Descripción:

La RTU 6500 de CAC puede ser utilizada para operaciones stand-alone (por si

solo) o ser parte de un sistema SCADA para monitoreo y control.

Las aplicaciones de esta RTU son variadas entre las que se cuentan:

- Automatización de pruebas de pozo

- Monitoreo y control de Bombas electrosumergibles

- Control de Inyección en pozo.

- Monitoreo y control de tuberías

- Control y Monitoreo de Estaciones de Control

- Características Técnicas

A continuación se presentan las especificaciones técnicas de la CAC 6500 RTU: TABLA 23 Especificaciones Técnicas de CAC 6500

CARACTERÍSTICAS REQUERIMIENTOS1. Señales Análogas 1.1 Entradas - Cantidad 4 - Valor Nominal 1-5 VDC/ 4-20 mA - Resolución del Convertidor A/D 16 bit - Presición 0,10% 1.2 Salidas - Cantidad N/A - Valor Nominal N/A - Resolución del Convertidor A/D N/A - Presición N/A


140


2. Señales Digitales 2.1 Entradas - Cantidad 4 - Tipo de Entrada 5-32 VDC, 6mA max 2.2 Salidas - Cantidad 4 - Tipo de Salida 32 VDC, 3 A pulso, 1 A continup3. Expansión I/O4. Alimentación - Voltaje Nominal 24 VDC (8-32 VDC) - Consumo 4 Watts - Celdas Solares Si - Banco de Baterìas de Respaldo Si5. Comunicación 5.1 Puertos Seriales - Cantidad 2 - Velocidad 300 a 9600 bps - Tipo RS-232 - Expansión Si (2 puertos mas) 5.2 Protocolos de Comunicación - Requerido Modbus RTU - Otros CAC 8500, Modbus AscII 5.3 Modem Si6. Unidad de Control - Procesador 32 bit - Memoria No - Reloj de Tiempo Real Si - Paquetes de Software Si - Capacidad Multitarea Si - Lazos de Control - Funciones Especiales Si7. Ambiente Operacional - Temperatura -45 a 85° C - Humedad 0 a 100% - Clasificación de Area No - Gabinete (Enclosure) Si8. Accesorios - Display (pantalla) Si - Teclado (hombre/máquina) * Básico Si * Funciones Especiales No * Alfanumerico No9. Seguridad de Acceso - Password (clave) Si - Llave Hardware Si


141

• AUTOMATION SOLUTION RTU 4000E

Descripción:

La RTU 4000E es un equipo de monitoreo y control diseñado para cumplir

con los requerimientos de bajo consumo de un sistema SCADA. Este dispositivo

tiene la capacidad de ejercer varias funciones y aplicaciones de manera local.

Una sola RTU 4000E provee hasta 30 cálculos AGA para aplicaciones en la

industria petrolera, gracias a que el procesamiento y control de data vienen Function

Blocks (bloques de función), con una capacidad de hasta 100 bloques. Posee una

amplia capacidad de almacenamiento de data en memoria critica local,

independientemente de lo que le suceda al SCADA sistema de telemetría.


A continuación se presenta una tabla con las especificaciones técnicas de la

RTU AutoSol 4000E:

TABLA 24

Especificaciones Tecnicas de AutoSol 4000E

CARACTERÍSTICAS REQUERIMIENTOS1. Señales Análogas 1.1 Entradas - Cantidad 8 - Valor Nominal 4-20 mA/ 0-5 VDC - Resolución del Convertidor A/D 12 bits - Presición 2 PPM (2 partes por millón)



142


1.2 Salidas - Cantidad 2 - Valor Nominal 4-20 mA/ 0-5 VDC - Resolución del Convertidor A/D 12 bits - Presición 2 PPM (2 partes por millón)2. Señales Digitales 2.1 Entradas - Cantidad 11 I/O programables - Tipo de Entrada 5/12/24 VDC 2.2 Salidas - Cantidad 11 I/O programables - Tipo de Salida 5/12/24 VDC3. Expansión I/O Si4. Alimentación - Voltaje Nominal 24 VDC (11 a 30 VDC) - Consumo 1,6 Watts - Celdas Solares Si - Banco de Baterìas de Respaldo Si5. Comunicación 5.1 Puertos Seriales - Cantidad 3 - Velocidad 300 a 9600 bps - Tipo RS-232; 2 (RS-232/485) - Expansión No 5.2 Protocolos de Comunicación - Requerido Modbus RTU - Otros Rosemount, AutoSol, entre otros 5.3 Modem Si6. Unidad de Control - Procesador 32 bit - Memoria 512 Kbytes de RAM estática/ 4Mb Flash - Reloj de Tiempo Real Si - Paquetes de Software Si - Capacidad Multitarea Si - Lazos de Control Varios lazos PID - Funciones Especiales Si7. Ambiente Operacional - Temperatura -45 a 85 ° C - Humedad 0 a 100% - Clasificación de Area No - Gabinete (Enclosure) Si8. Accesorios - Display (pantalla) Si - Teclado (hombre/máquina) * Básico Si * Funciones Especiales No * Alfanumerico No9. Seguridad de Acceso - Password (clave) No - Llave Hardware Si


143

c) Pruebas de Comunicación en Equipos Instalados

Durante la realización de la investigación se llevaron a cabo algunas pruebas

en laboratorio a equipos a ser instalados en pozos. Estas pruebas permitieron

comprobar la compatibilidad entre algunos de los equipos evaluados, los cuales

poseen tecnologías de diferentes proveedores. Las pruebas se describen a

continuación:

• PROMORE/ Monitor Cabezal de Pozo (WHM)

Las pruebas entre el Morelogger de PROMORE y el WHM de Texas Electronics

Resources, consistieron en la puesta en comunicación de ambos, vía análoga.

El WHM como se había definido anteriormente, es un dispositivo especialmente

diseñado para el control y supervisión del proceso de levantamiento artificial por gas.

Este maneja un protocolo de comunicación propio (Terbus), por lo que la

comunicación con el Morelogger no es posible vía protocolo, debido a que el

manejado por este es el Modbus. Esto hace necesario establecer una comunicación

análoga.

Se utilizaron convertidores D/A en el Morelogger, para llevar la información

digital a señales de 1-5 voltios. Se utilizan tantos conevrtidores A/D como variables a

medir. Para esta prueba en específico se colocaron dos convertidores, para una

presión y una temperatura. Estas señales llegarían a la tarjeta analógica del WHM, la


144

cual es utilizada para las señales en mV provenientes de los transductores (sensores

de superficie).

La comunicación entre estos dos equipos fue satisfactoria. Los valores de presión

y temperatura simuladas en Morelogger fueron mostrados en el display del WHM,

bajo el nombre de THP y NZDP, debido a que fueron las dos entradas análogas

utilizadas.

• PROMORE/BRISTOL/ITTBARTON

Estas pruebas consistieron en comprobar la comunicación serial (via protocolo)

entre el Morelogger y la RTU Bristol 3305, además de la comunicación análoga entre

la RTU de la ITT Barton y la RTU Bristol.

La ITT Barton, es una RTU utilizada por la empresa SIMCO para la supervisión

de procesos de inyección de agua. Esta RTU debe reportar la variable de flujo

totalizado de agua inyectada a la Bristol, mediante el uso de señales análogas. Para

esto se probaron las salidas analógicas de la Barton, para comprobar que emitieran

una corriente de aproximadamente 20 mA. Esta señal fue cableada hasta una de las

entradas analógica de la Bristol. Se comprobó que el equipo (Bristol) reconociera la

variable y mediante un proceso de extrapolación las transformara a unidades de

ingeniería.

El Morelogger debía comunicarse mediante protocolo Modbus con la Bristol.

Para esto se hizo uso de una interface Modbus conectada serialmente (RS-232) al

Morelogger y de aquí al puerto B (RS-232) de la Bristol. La comunicación fue


145

satisfactoria, debido a que la Bristol reconocía los valores de las variables enviadas

por el Morelogger, además del cumplimiento del proceso pregunta/respuesta

mediante el protocolo Modbus. La utilización de una comunicación digital es de suma

importancia, ya que permite manejar mayor cantidad de variables dentro de un

determinado formato, a diferencia de la comunicación analógica, en donde la cantidad

de variables está limitada al numero de entradas y salidas que los equipos

inmiscuidos posean.

• SCHLUMMERGER/BRISTOL

El objetivo de las pruebas como tal fue el de comprobar la factibilidad de la

comunicación de la remota Fisher ROC utilizada por Schlumberger y la remota

Bristol mediante un protocolo Modbus RTU, en donde la Fisher sería la esclava y

reportaría a los interrogatorios de la remota maestra Bristol.

La Fisher es una remota para monitoreo de procesos a la cual le fue integrado un

módulo (Downhole Gauge Power Module), para la lectura de variables provenientes

de los sensores en este caso sensores de Zafiro. Las variables (presión y temperatura)

serán reportadas a la remota Bristol.

El primer paso a seguir luego de la previa instalación de equipos, es decir

conexión del sensor a la remota Fisher y esta a la Bristol, se tendría que destacar el

punto que cada parte de la ASUC-A (Fisher RTU), posee una configuración propia, lo

cual indica que la configuración de la ROC 312 es vital para la comunicación vía

Modbus con la Bristol y la configuración del módulo de lectura de sensores indica el


146

tipo de sensor a ser leído, por lo tanto el primero consiste en la configuración de este

módulo, lo cual se conoce como el set-up, en donde se le indica a la remota el tipo de

sensor o gauge (en este caso zafiro) y las especificaciones del mismo. Para la

introducción de esta programación se conecta una PC (Laptop) a la interface conocida

como el puerto operacional de la remota.

Para la verificación de la comunicación entre remotas se utilizó un analizador de

protocolo, el cual va conectado al COM1 o puerto 1 de la remota con una interface

doble de manera que la otra conexión se dirija de la Fisher a la Bristol. De esta

manera se tienen las dos remotas conectadas al analizador de protocolos en donde se

visualizaran los ciclos de pregunta y respuesta entre remotas, mediante simbología, y

en el caso específico del analizador utilizado las preguntas están en el renglón verde y

la respuesta en el renglón negro. Es importante destacar que la Bristol fue conectada a

otro computador en cual se visualizarían los datos enviados por la remota esclava,

además de insertar los parámetros del protocolo Modbus.

Inicialmente se presentaron problemas de comunicación, atribuidos a la

configuración y formato de la ROC, mostrando errores como: 167,9 ERROR

OPCODE”. Este fue atribuido a los problemas de comunicación de la remota. Esta

conclusión se derivó de que la lectura de presión y temperatura en el sensor fue

correcta (16 psi y 72,31 grados F) en el laboratorio, al igual que las lecturas de voltaje

y corriente, el error solo se presentaba al establecer la comunicación entre las

remotas. Como consecuencia a la falta de ciertos archivos de configuración, el Ing. de

Schlumberger ubicó una remota ya configurada, lo cual solventó el problema de

comunicación y transmisión de información.


147

5. ELABORACIÓN DE LA EVALUACIÓN

La selección del sistema de supervisión que se adapte a los requerimientos

mínimos, se basa en un conjunto de matrices, las cuales permitirán eliminar en cierto

modo la subjetividad en la selección de la tecnología, la cual será la más adecuada.

Estas matrices servirán como respaldo del equipo o tecnología elegida, debido a que

demostrará mediante un sistema de pesos y puntaje la mayor adaptabilidad de un

equipo o tecnología sobre otra.

Los equipos a evaluar fueron descritos anteriormente. Estos serán: RTU,

Sensores y Equipos de Adquisición de Data. Los sensores de fondo y su respectivo

equipo de adquisición serán evaluados como conjunto, debido a que estos se

complementan entre si y no puede admitir la selección de sensores y Loggers de

diferentes proveedores.

Las matrices se basan en un “Sistema Binario Modificado” debido a que el

sistema binario común solo acepta 1 y 0. Este sistema es utilizado en el departamento

de Automatización de PDVSA, para la evaluación y posterior selección de

tecnologías y elaboración de propuestas.

La evaluación técnica consta de dos partes:

I. Cumplimiento de los “Requisitos Mandatorios”. II. Cumplimiento de los “Requisitos Fundamentales”.


148

I. Requisitos Mandatorios: Son especificaciones obligatorias que deben ser

cumplidas sin excepción.

II. Requisitos Fundamentales: Están constituidos por

A. Requerimientos Técnicos (85%). B. Requerimientos de Empresa (15%).

Los Requisitos de empresa están resumidos en la Matriz de Evaluación Final,

la cual presenta la voluntad de la empresa con respecto a la calidad de servicio que

requiere de parte de la empresa contratista o proveedora.

A su vez, los Criterios Técnicos son evaluados por medio de una matriz global

que incluye los elementos como: Alimentación, Comunicación, unidad de control,

entradas y salidas, etc.

Cada uno de estos elementos esta asociado a una matriz de evaluación directa

de especificaciones. En estas matrices se establece el cumplimiento de las

características requeridas para los elementos mencionados anteriormente.

III. Calificación

1. Los Oferentes deben cumplir con el 100% de los “Requisitos

Mandatorios”. El no-cumplimiento de alguno de estos requisitos excluirá

técnicamente a la oferta.

2. Los “Requisitos Fundamentales” se evaluarán y aquellas ofertas que

excedan una puntuación del 70% (70 puntos) serán aceptables

técnicamente.


149

3. El comité técnico evaluador generará un informe único razonado con los

resultados obtenidos.

a) Matrices de Ponderación

La asignación de las puntuaciones a los ítems, evaluados por las matrices, se

realizó mediante el método de ponderación Binaria, esto es, el método Binario

modificado. Este método hace una comparación entre cada una de las características

evaluadas por las matrices, ubicándolas en filas y columnas; la puntuación se asigna a

la característica de la fila para compararla con la de la columna; de modo que se

leerán ponderaciones por fila. Para obtener la ponderación de cada ítem, se utilizan

tres valores: 1; 0.5; y 0. Los valores son asignados de la siguiente manera:

• Se valora con 1 la casilla de la matriz, cuando la característica de la fila en

consideración es de mayor importancia que la característica de la columna a la

que corresponde la casilla;

• Se valora con 0.5 si son de igual importancia la característica de la fila en

comparación con la característica de la columna.

• Se valora con 0, si la característica de la fila es de menor importancia que la de la

columna.

El TOTAL es el resultado de la sumatoria de los valores asignados en la FILA a

la característica en cuestión. El TOTAL GENERAL es el resultado de la sumatoria de

los totales parciales obtenidos en cada fila, y constituye el 100% utilizado para

calcular la columna de ponderación porcentual. Los valores obtenidos en la matriz de


150

ponderación son los valores o pesos colocados en las primeras columna de las

matrices de evaluación.

A continuación, se muestra un ejemplo de cómo se realiza la ponderación según

las características:

GRAFICO 4 Ejemplo de Matriz de Ponderación


b) Matriz de Evaluación:

1. La calificación de cada una de las características contenidas en las matrices de

evaluación de especificaciones, se determinará bajo el siguiente esquema de

puntuación:

• Se asignará un valor 1 si la Empresa excede técnicamente con la

característica requerida por PDVSA.

• Se asignará un valor de 0,8 si la Empresa cumple con la característica

técnica requerida por PDVSA.

• Se asignará un valor de 0 si la Empresa no cumple con la característica

técnica requerida por PDVSA.

Requerimientos CS AD C Total %

Capacidad de Sensores (CS) 0.5 0 1 0.5+0+1= 1.5 1.5*100/4.5= 33.3

Almacenamiento de Datos (AD) 1 0.5 1 1+0.5+1= 2.5 2.5*100/4.5= 55.5

Comunicación (C) 0 0 0.5 0+0+0.5= 0.5 0.5*100/4.5= 11.1

Total G 4.5 100


151

GRAFICO 5

Ejemplo de Matriz de Evaluación (cumplimiento de requerimientos)


2. La suma ponderada de la evaluación de cada una de estas características,

corresponde a la calificación del elemento en la matriz de evaluación global

correspondiente.

3. La suma ponderada de cada uno de estos elementos, corresponde a la calificación

del Aspecto Técnico o de Empresa según corresponda en la matriz de evaluación

final.

4. La suma ponderada de cada uno de estos Aspectos, corresponden a la calificación

definitiva de cada uno de los Suplidores o Contratistas a ser evaluados. Los pesos

para la matriz final de evaluación se normalizan usando el 70% para los aspectos

técnicos y el 30% para los aspectos empresariales.

CARACTERISTICAS PESOS PUNTUACION

4. Alimentación 11.1

- Voltaje de Operación 31.25 0.8

- Consumo 41.75 1

- Celdas Solares 6.25 0

Cumple

No cumple

Excede


152

GRAFICO 6

Ejemplo de Matriz de Evaluación (Puntuación Final)


Los valores contenidos en la ultima columna se suman para dar la puntuación

final, la cual como ya se había aclarado debía ser de un mínimo de 70 puntos, para

qoe el equipo fuese tomado en cuenta en la propuesta de una arquitectura final.

Es importante resaltar que l estructura de la matriz puede variar, dependiendo

la característica evaluada y las subdivisiones en porcentajes que esta tenga, por lo

tanto a continuación tenemos las formulas utilizadas para el calculo de la puntuación

de la ultima columna o columna final:

a) Valor 1ra columna*Valor 2da columna/100*Puntaje Obtenido

b) Valor 1ra columna*Valor 2da columna/100*Valor de la 3era columna/100*Puntaje Obtenido

c) Valor 1ra columna*Valor 2da columna/100*Valor de la 3era columna/100*Valor de 4ta

columna/100*Puntaje Obtenido

11.1*31.25/100*0.8=4.634

11.1*41.75/100*1=2.775

CARACTERÍSTICAS PESOS PUNTAJE4. Alimentación 11.1 - Voltaje de Operación 31.25 0.8 2.775 - Consumo 41.75 1 4.634 - Celdas Solares 6.25 0 0


153

6. RESULTADOS DE LA EVALUACION

En esta fase se mostraran los resultados del sometimiento de las alternativas

(equipos) a las matrices de evaluación, para determinar el equipo o el conjunto de

equipos más aptos para el diseño el sistema de supervisión.

Los resultados de estas evaluaciones son el producto de la comparación de los

requerimientos mínimos con las características y especificaciones de los equipos, para

determinar el grado de cumplimiento de los mismos.

A continuación se presentan los resultados de las evaluaciones:

a) Conjunto Sensores de Fondo Permanente/Equipo de Adquisición

Alternativa # 1 (PROMORE)

Matriz Técnica /Funcional (PROMORE)CARACTERÍSTICAS PESOS PUNTAJE1. Sensores de Fondo Permanente 501.1 Rango de Operación 43.8 - Presión de Operación 50 1 10,95 - Temperatura de Operación 50 1 10,951.2 Precisión 12.5 - Temperatura 50 0,8 2,5 - Presión 50 0,8 2,51.3 Resolución 12.5 - Temperatura 50 0 0 - Presión 50 0 01.4 Especificaciones Generales 31.2 - Consumo 26.5 1 4,13 - Frecuencia de Muestreo 18.4 0,8 2,3 - # de registradores (gauge) por cable 22.4 0 0 - Resistencia a la Vibración 2.0 0,8 0,25 - Longitud de Cable 14.3 1 2,23 - Sensibilidad 6 1 0,93 - Drift (desgaste) 10.2 0,8 1,27


154

2. Equipo de Adquisición (Morelogger) 502.1 Capacidad para sensores 20.3 - # de Registradores (gauge) soportados 50 0,8 4,06 - # de Cables Soportados 50 0,8 4,062.2 Almacenamiento de Data 23.4 - Capacidad de Almacenamiento 60 1 7,02 - RAM con Baterías de Respaldo 40 0,8 3,742.3 Comunicación 17.2 2.3.1 Puertos Seriales 50 - Tipo 33.3 0,8 1,15 - Velocidad 33.3 0,8 1,15 - Cantidad 33.3 0,8 1,15 2.3.2 Protocolos de Comunicación 50 0,8 3,442.4 Canales de Entradas y Salidas (I/O) 10.9 - Entradas/Salidas Digitales 50 0,8 2,18 - Entradas/Salidas Análogas 50 0 02.5 Alimentación 14.1 - Tipo 25 0 0 - Consumo 75 0,82.6 Ambiente Operacional 7.8 - Temperatura 25 1 0,98 - Humedad 25 0,8 0,78 - Certificación de Area 25 0,8 0,78 - Gabinete (Enclosure) 25 0,8 0,782.7 Accesorios 4.7 - Display (pantalla) 50 0,8 0,94 - Teclado (hombre/máquina) 50 * Básico 40 0,8 0,38 * Funciones Especiales 40 0 0 *Alfanumerico 20 0 02.8 Seguridad de Acceso 1.6 - Clave de Acceso (password) 50 0 0 - Llave de Hardware (gabinete) 50 0,8 0,32

TOTAL 75,2

Matriz de Requerimientos de Empresa (PROMORE) Requerimientos Pesos PuntajeServicio Técnico Local 28 0,8 22,4Documentación 4 0,8 3,2Garantías 36 0,8 28,8Convenio Corporativo 20 0,8 16Proyectos Realizados 12 0,8 9,6TOTAL 80




155

Requerimientos Técnicos/Funcionales: 85% 63,92 puntos

Requerimientos de Empresa: 15% 12 puntos

Puntaje Total Alternativa # 1: 75,92

Análisis de los Resultados:

La alternativa # 1 debe ser tomada en cuenta, debido a que totalizó un puntaje

sobre 70.

PROMORE cumple satisfactoriamente con las características técnico

funcionales obteniendo 75,2 puntos. La característica mas resaltante de esta

alternativa a nivel técnico es el alto rango de operación de los sensores tanto en

temperatura como presión. El equipo de adquisición de data cumple casi en su

totalidad con los requerimientos mínimos.

Esta es una tecnología ya probada como se evidenció el cumplimiento total de

la matriz de requerimientos de empresa.

Alternativa # 2 (ABB)

Matriz Técnica /Funcional (ABB)CARACTERÍSTICAS PESOS PUNTAJE1. Sensores de Fondo Permanente (DOGS) 501.1 Rango de Operación 43.8 - Presión de Operación 50 1 10,95 - Temperatura de Operación 50 1 10,951.2 Precisión 12.5 - Temperatura 50 0,8 2,5 - Presión 50 0,8 2,51.3 Resolución 12.5 - Temperatura 50 1 3,13 - Presión 50 0 0


156


1.4 Especificaciones Generales 31.2 - Consumo 26.5 1 4,13 - Frecuencia de Muestreo 18.4 0,8 2,3 - # de registradores (gauge) por cable 22.4 0 0 - Resistencia a la Vibración 2.0 0,8 0,25 - Longitud de Cable 14.3 0,8 1,78 - Sensibilidad 6 0 0 - Drift (desgaste) 10.2 1 1,592. Equipo de Adquisición (OSIS) 502.1 Capacidad para sensores 20.3 - # de Registradores (gauge) soportados 50 1 5,08 - # de Cables Soportados 50 0 02.2 Almacenamiento de Data 23.4 - Capacidad de Almacenamiento 60 1 7,02 - RAM con Baterías de Respaldo 40 0 02.3 Comunicación 17.2 2.3.1 Puertos Seriales 50 - Tipo 33.3 0,8 1,15 - Velocidad 33.3 0,8 1,15 - Cantidad 33.3 0,8 1,15 2.3.2 Protocolos de Comunicación 50 0,8 3,442.4 Canales de Entradas y Salidas (I/O) 10.9 - Entradas/Salidas Digitales 50 0 0 - Entradas/Salidas Análogas 50 0 02.5 Alimentación 14.1 - Tipo 25 0,8 1,41 - Consumo 75 0 02.6 Ambiente Operacional 7.8 - Temperatura 25 0 0 - Humedad 25 0,8 0,78 - Certificación de Area 25 0 0 - Gabinete (Enclosure) 25 0,8 0,782.7 Accesorios 4.7 - Display (pantalla) 50 0,8 0,94 - Teclado (hombre/máquina) 50 * Básico 40 0,8 0,38 * Funciones Especiales 40 0 0 *Alfanumerico 20 0 02.8 Seguridad de Acceso 1.6 - Clave de Acceso (password) 50 0 0 - Llave de Hardware (gabinete) 50 0,8 0,32

TOTAL 63,7


157


Requerimientos de Empresa: 15% 9,6 puntos


Análisis de Resultados:

La Alternativa no obtuvo la puntuación mínima de 70, por lo cual esta no

cumple con los requerimientos mínimos para el sistema de supervisión propuesto,

aunque esto no indica que está totalmente descartada, para otras aplicaciones, debido

a ser tecnología de punta en sensores de fibra óptica.

El mayor inconveniente de esta alternativa es el consumo del equipo OSIS, el

cual es de 36 watts, el cual sobrepasa el requerido.

Alternativa # 3 (ROXAR)

Matriz de Requerimientos de Empresa (ABB) Requerimientos Pesos PuntajeServicio Técnico Local 28 0,8 22,4Documentación 4 0,8 3,2Garantías 36 0,8 28,8Convenio Corporativo 20 0 0Proyectos Realizados 12 0,8 9,6TOTAL 64


Matriz Técnica /Funcional (ROXAR)CARACTERÍSTICAS PESOS PUNTAJE1. Sensores de Fondo Permanente (RQPG-180) 501.1 Rango de Operación 43.8 - Presión de Operación 50 1 10,95 - Temperatura de Operación 50 1 10,95


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1.2 Precisión 12.5 - Temperatura 50 1 3,13 - Presión 50 0,8 2,51.3 Resolución 12.5 - Temperatura 50 1 3,13 - Presión 50 1 3,131.4 Especificaciones Generales 31.2 - Consumo 26.5 1 4,13 - Frecuencia de Muestreo 18.4 0,8 2,3 - # de registradores (gauge) por cable 22.4 0 0 - Resistencia a la Vibración 2.0 0,8 0,25 - Longitud de Cable 14.3 1 2,23 - Sensibilidad 6 0,8 0,75 - Drift (desgaste) 10.2 1 1,592. Equipo de Adquisición (DACQUS) 50

2.1 Capacidad para sensores 20.3 - # de Registradores (gauge) soportados 50 1 5,08 - # de Cables Soportados 50 1 5,082.2 Almacenamiento de Data 23.4 - Capacidad de Almacenamiento 60 1 7,02 - RAM con Baterías de Respaldo 40 0,8 4,062.3 Comunicación 17.2 2.3.1 Puertos Seriales 50 - Tipo 33.3 0,8 1,15 - Velocidad 33.3 0,8 1,15 - Cantidad 33.3 1 1,43 2.3.2 Protocolos de Comunicación 50 0,8 3,442.4 Canales de Entradas y Salidas (I/O) 10.9 - Entradas/Salidas Digitales 50 0 0 - Entradas/Salidas Análogas 50 0 02.5 Alimentación 14.1 - Tipo 25 0,8 1,41 - Consumo 75 0 02.6 Ambiente Operacional 7.8 - Temperatura 25 0 0 - Humedad 25 0,8 0,78 - Certificación de Area 25 0,8 0,78 - Gabinete (Enclosure) 25 0,8 0,782.7 Accesorios 4.7 - Display (pantalla) 50 0 0 - Teclado (hombre/máquina) 50 * Básico 40 0 0 * Funciones Especiales 40 0 0 *Alfanumerico 20 0 02.8 Seguridad de Acceso 1.6 - Clave de Acceso (password) 50 0 0 - Llave de Hardware (gabinete) 50 0,8 0,32

TOTAL 77,5


159






La Alternativa # 3 obtuvo una puntuación mayor que la mínima requerida de

70, por lo cual debe ser tomada en cuenta para el sistema de supervisión.

Es la alternativa con la puntuación más alta en las matrices técnicas-

funcionales, debido a que es una tecnología que fusiona un rango de operación de

operación alto, con la precisión y resolución de sensores con electrónica en el fondo

(digitales). Esto aunado a un eficiente equipo de adquisición.

La mayor desventaja de la Alternativa # 3 es la baja puntuación obtenida en la

matriz de requerimientos de empresa, lo cual se traduce en carencia de servicio

técnico local, y se podría decir que es una tecnología no probada. Otra aspecto a

resaltar es la imposibilidad de accesar de data en sitio, sin la necesidad de la

utilización de una computadora portátil, es decir no es posible realizar una revisión en

campo vía display y teclado.

Matriz de Requerimientos de Empresa (ROXAR) Requerimientos Pesos PuntajeServicio Técnico Local 28 0,8 0Documentación 4 0,8 3,2Garantías 36 0,8 28,8Convenio Corporativo 20 0 0Proyectos Realizados 12 0,8 0TOTAL 32


160

Alternativa # 4 (SCHLUMBERGER)

Para esta 4ta alternativa se estudiará el mismo Logger con dos sensores

diferentes (cuarzo y zafiro).

Matriz Técnica /Funcional (SCHLUMBERGER)CARACTERÍSTICAS PESOS PUNTAJE1. Sensores de Fondo Permanente (Zafiro) 501.1 Rango de Operación 43.8 - Presión de Operación 50 0,8 8,76 - Temperatura de Operación 50 0 01.2 Precisión 12.5 - Temperatura 50 1 3,13 - Presión 50 0,8 2,51.3 Resolución 12.5 - Temperatura 50 1 3,13 - Presión 50 1 3,131.4 Especificaciones Generales 31.2 - Consumo 26.5 0,8 3,31 - Frecuencia de Muestreo 18.4 0,8 2,3 - # de registradores (gauge) por cable 22.4 0,8 2,8 - Resistencia a la Vibración 2.0 0,8 0,25 - Longitud de Cable 14.3 1 2,23 - Sensibilidad 6 0 0 - Drift (desgaste) 10.2 0 02. Equipo de Adquisición (ASU-C) 502.1 Capacidad para sensores 20.3 - # de Registradores (gauge) soportados 50 1 5,08 - # de Cables Soportados 50 0,8 4,062.2 Almacenamiento de Data 23.4 - Capacidad de Almacenamiento 60 0,8 7,02 - RAM con Baterías de Respaldo 40 0,8 4,062.3 Comunicación 17.2 2.3.1 Puertos Seriales 50 - Tipo 33.3 0,8 1,15 - Velocidad 33.3 0,8 1,15 - Cantidad 33.3 1 1,43 2.3.2 Protocolos de Comunicación 50 0,8 3,442.4 Canales de Entradas y Salidas (I/O) 10.9 - Entradas/Salidas Digitales 50 0,8 2,18 - Entradas/Salidas Análogas 50 0,8 2,182.5 Alimentación 14.1 - Tipo 25 0,8 1,41 - Consumo 75 0,8 4,23


161


Matriz Técnica /Funcional (SCHLUMBERGER)CARACTERÍSTICAS PESOS PUNTAJE1. Sensores de Fondo Permanente (Cuarzo) 501.1 Rango de Operación 43.8 - Presión de Operación 50 1 10,95 - Temperatura de Operación 50 0 01.2 Precisión 12.5 - Temperatura 50 0 0 - Presión 50 0,8 2,51.3 Resolución 12.5 - Temperatura 50 1 3,13 - Presión 50 1 3,131.4 Especificaciones Generales 31.2 - Consumo 26.5 1 4,13 - Frecuencia de Muestreo 18.4 0,8 2,3 - # de registradores (gauge) por cable 22.4 0,8 2,8 - Resistencia a la Vibración 2.0 0,8 0,25 - Longitud de Cable 14.3 1 2,23 - Sensibilidad 6 0 0 - Drift (desgaste) 10.2 0 02. Equipo de Adquisición (ASU-C) 502.1 Capacidad para sensores 20.3 - # de Registradores (gauge) soportados 50 1 5,08 - # de Cables Soportados 50 0,8 4,06

2.6 Ambiente Operacional 7.8 - Temperatura 25 1 0,98 - Humedad 25 0,8 0,78 - Certificación de Area 25 0,8 0,78 - Gabinete (Enclosure) 25 0,8 0,782.7 Accesorios 4.7 - Display (pantalla) 50 0,8 0,94 - Teclado (hombre/máquina) 50 * Básico 40 0,8 0,38 * Funciones Especiales 40 0 0 *Alfanumerico 20 0 02.8 Seguridad de Acceso 1.6 - Clave de Acceso (password) 50 0,8 0 - Llave de Hardware (gabinete) 50 0,8 0,32

TOTAL 73,9


162



2.2 Almacenamiento de Data 23.4 - Capacidad de Almacenamiento 60 0,8 7,02 - RAM con Baterías de Respaldo 40 0,8 4,062.3 Comunicación 17.2 2.3.1 Puertos Seriales 50 - Tipo 33.3 0,8 1,15 - Velocidad 33.3 0,8 1,15 - Cantidad 33.3 1 1,43 2.3.2 Protocolos de Comunicación 50 0,8 3,442.4 Canales de Entradas y Salidas (I/O) 10.9 - Entradas/Salidas Digitales 50 0,8 2,18 - Entradas/Salidas Análogas 50 0,8 2,182.5 Alimentación 14.1 - Tipo 25 0,8 1,41 - Consumo 75 0,8 4,232.6 Ambiente Operacional 7.8 - Temperatura 25 1 0,98 - Humedad 25 0,8 0,78 - Certificación de Area 25 0,8 0,78 - Gabinete (Enclosure) 25 0,8 0,782.7 Accesorios 4.7 - Display (pantalla) 50 0,8 0,94 - Teclado (hombre/máquina) 50 * Básico 40 0,8 0,38 * Funciones Especiales 40 0 0 *Alfanumerico 20 0 02.8 Seguridad de Acceso 1.6 - Clave de Acceso (password) 50 0,8 0 - Llave de Hardware (gabinete) 50 0,8 0,32

TOTAL 73,8

Matriz de Requerimientos de Empresa (SCHLUMBERGER) Requerimientos Pesos PuntajeServicio Técnico Local 28 0,8 22,4Documentación 4 0,8 3,2Garantías 36 0,8 28,8Convenio Corporativo 20 0,8 16Proyectos Realizados 12 0,8 9,6TOTAL 80


163

Sensor de Zafiro



Puntaje Total Alternativa # 4a: 74,82

Sensor de Cuarzo



Puntaje Total Alternativa # 4b: 74,73


Las Alternativa 4a y 4b serán tomadas en cuenta, debido a que obtuvieron un

puntaje sobre lo mínimo requerido. La característica más resaltante de esta propuesta

es el equipo de adquisición de data, el cual es verdaderamente una unidad terminal

remota, con un modulo para la lectura de sensores adaptado. Esto le permite la

capacidad no solo de la adquisición, manejo y control de las variables de superficie,

sino también adquirir data de fondo proveniente de los sensores.

Alternativa # 5 (SENSOR HIGHWAY)

Esta alternativa fue descartada para esta evaluación en específico, por no

cumplir con todos los requerimientos mandatorios. El equipo de adquisición

(SRO) posee alimentación DC y no maneja el protocolo Modbus.


164

b) Unidad Terminal Remota (RTU)

Alternativa # 1(BRISTOL BABCOCK 3305)

Matriz Técnica/Funcional de la RTU (BRISTOL BABCOCK 3305)CARACTERÍSTICAS PESOS PUNTAJE1. Señales Análogas 16 1.1 Entradas 50 - Cantidad 31,25 1 2,5 - Valor Nominal 31,25 0,8 2 - Resolución del Convertidor A/D 31,25 0,8 2 - Presición 6,25 0,8 0,4 1.2 Salidas 50 - Cantidad 31,25 0,8 2 - Valor Nominal 31,25 0,8 2 - Resolución del Convertidor A/D 31,25 0,8 2 - Presición 6,25 0,8 0,42. Señales Digitales 13.6 2.1 Entradas 50 - Cantidad 50 0,8 2,72 - Tipo de Entrada 50 0,8 2,72 2.2 Salidas 50 - Cantidad 50 1 3,4 - Tipo de Salida 50 0,8 2,723. Expansión I/O 3.7 0 04. Alimentación 11.1 - Voltaje de Operación 31,25 0,8 2,78 - Consumo 43,75 0,8 3,89 - Celdas Solares 6,25 0,8 0,56 - Banco de Baterías 18,75 0,8 1,675. Comunicación 18.5 5.1 Puertos Seriales 33.3 - Cantidad 35 0,8 1,72 - Tipo 20 0,8 0,99 - Velocidad 35 0,8 1,72 - Expansión 10 0 0 5.2 Protocolos de Comunicación 55.6 - Requerido 70 0,8 5,76 - Otros 30 0,8 2,47 5.3 Modem 11.1 0,8 1,646. Unidad de Control 21 - Procesador 26,5 0,8 4,45 - Memoria 18,4 0,8 3,09 - Reloj de Tiempo Real 2 0,8 0,34 - Programación 6,1 0,8 1,02


165





Matriz de Requerimientos de Empresa (BRISTOL)Requerimientos Pesos PuntajeServicio Técnico Local 28 0,8 22,4Documentación 4 0,8 3,2Garantías 36 0,8 28,8Convenio Corporativo 20 0,8 16Proyectos Realizados 12 0,8 9,6TOTAL 80


- Capacidad Multitarea 14,3 0,8 2,4 - Lazos de Control 22,4 0,8 3,76 - Funciones Especiales 10,2 0,8 1,717. Ambiente Operacional 8.6 - Temperatura 25 1 2,15 - Humedad 25 0,8 1,72 - Certificación de Area 25 0,8 1,72 - Gabinete (Enclosure) 25 0,8 1,728. Accesorios 6.2 - Display (pantalla) 50 0,8 2,48 - Teclado (hombre/máquina) 50 * Básico 40 0,8 1 * Funciones Especiales 40 0,8 1 *Alfanumerico 20 0,8 0,4910. Segurida de Acceso 1.2 - Clave de Acceso (Password) 50 0,8 0,48 - Llave de Hardware 50 0,8 0,48

TOTAL 77,8


166


La Alternativa # 1 cumplió casi totalmente los requerimientos mínimos del

sistema y totalmente los requerimientos de empresa, por lo que es una opción que se

adapta fielmente a las especificaciones tanto técnicas como funcionales que exige el

proceso.

Alternativa # 2 (EXS-1000 RTU CAC)

Matriz Técnica/Funcional de la RTU EXS-1000 CACCARACTERÍSTICAS PESOS PUNTAJE1. Señales Análogas 16 1.1 Entradas 50 - Cantidad 31,25 1 2,5 - Valor Nominal 31,25 0,8 2 - Resolución del Convertidor A/D 31,25 0,8 2 - Presición 6,25 0,8 0,4 1.2 Salidas 50 - Cantidad 31,25 0,8 2 - Valor Nominal 31,25 0,8 2 - Resolución del Convertidor A/D 31,25 0,8 2 - Presición 6,25 0,8 0,42. Señales Digitales 13.6 2.1 Entradas 50 - Cantidad 50 1 3,4 - Tipo de Entrada 50 0,8 2,72 2.2 Salidas 50 - Cantidad 50 0,8 2,72 - Tipo de Salida 50 0,8 2,723. Expansión I/O 3.7 0 04. Alimentación 11.1 - Voltaje de Operación 31,25 0,8 2,78 - Consumo 43,75 1 4,86 - Celdas Solares 6,25 0,8 0,56 - Banco de Baterías 18,75 0,8 1,675. Comunicación 18.5 5.1 Puertos Seriales 33.3 - Cantidad 35 0 0 - Tipo 20 0,8 0,99 - Velocidad 35 1 2,16 - Expansión 10 0,8 0,49


167



Matriz de Requerimientos de Empresa (EXS_1000 CAC)Requerimientos Pesos PuntajeServicio Técnico Local 28 0,8 22,4Documentación 4 0,8 3,2Garantías 36 0,8 28,8Convenio Corporativo 20 0,8 16Proyectos Realizados 12 0 0TOTAL 70,4

5.2 Protocolos de Comunicación 55.6 - Requerido 70 0,8 5,76 - Otros 30 0,8 2,47 5.3 Modem 11.1 0,8 1,646. Unidad de Control 21 - Procesador 26,5 0,8 4,45 - Memoria 18,4 0 0 - Reloj de Tiempo Real 2 0,8 0,34 - Programación 6,1 0,8 1,02 - Capacidad Multitarea 14,3 0,8 2,4 - Lazos de Control 22,4 0,8 3,76 - Funciones Especiales 10,2 0,8 1,717. Ambiente Operacional 8.6 - Temperatura 25 1 2,15 - Humedad 25 0,8 1,72 - Certificación de Area 25 0 0 - Gabinete (Enclosure) 25 0,8 1,728. Accesorios 6.2 - Display (pantalla) 50 0,8 2,48 - Teclado (hombre/máquina) 50 * Básico 40 0,8 1 * Funciones Especiales 40 0,8 1 *Alfanumerico 20 0,8 0,4910. Segurida de Acceso 1.2 - Clave de Acceso (Password) 50 0,8 0,48 - Llave de Hardware 50 0,8 0,48

TOTAL 73,4


168





La Alternativa # 2 obtuvo una puntuación mayor que la mínima requerida.

Esta alternativa, carece de certificación de área, al igual que de la capacidad de

almacenamiento de data.

Alternativa # 3 ( RTU 6500 CAC)

Matriz Técnica/Funcional de la RTU 6500 CACCARACTERÍSTICAS PESOS PUNTAJE1. Señales Análogas 16 1.1 Entradas 50 - Cantidad 31,25 1 2,5 - Valor Nominal 31,25 0,8 2 - Resolución del Convertidor A/D 31,25 1 2 - Presición 6,25 0,8 0,4 1.2 Salidas 50 - Cantidad 31,25 0 0 - Valor Nominal 31,25 0 0 - Resolución del Convertidor A/D 31,25 0 0 - Presición 6,25 0 02. Señales Digitales 13.6 2.1 Entradas 50 - Cantidad 50 1 3,4 - Tipo de Entrada 50 0,8 2,72 2.2 Salidas 50 - Cantidad 50 0 0 - Tipo de Salida 50 0,8 2,723. Expansión I/O 3.7 0,8 2,964. Alimentación 11.1 - Voltaje de Operación 31,25 0,8 2,78 - Consumo 43,75 1 4,86 - Celdas Solares 6,25 0,8 0,56 - Banco de Baterías 18,75 0,8 1,675. Comunicación 18.5


169



Matriz de Requerimientos de Empresa (EXS_1000 CAC)Requerimientos Pesos PuntajeServicio Técnico Local 28 0,8 22,4Documentación 4 0,8 3,2Garantías 36 0,8 28,8Convenio Corporativo 20 0,8 16Proyectos Realizados 12 0 0TOTAL 70,4

5.1 Puertos Seriales 33.3 - Cantidad 35 0 0 - Tipo 20 0,8 0,99 - Velocidad 35 0,8 1,72 - Expansión 10 0,8 0,49 5.2 Protocolos de Comunicación 55.6 - Requerido 70 0,8 5,76 - Otros 30 0,8 2,47 5.3 Modem 11.1 0,8 1,646. Unidad de Control 21 - Procesador 26,5 0,8 4,45 - Memoria 18,4 0 0 - Reloj de Tiempo Real 2 0 0 - Programación 6,1 0,8 1,02 - Capacidad Multitarea 14,3 0,8 2,4 - Lazos de Control 22,4 0,8 3,76 - Funciones Especiales 10,2 0,8 1,717. Ambiente Operacional 8.6 - Temperatura 25 1 2,15 - Humedad 25 0,8 1,72 - Certificación de Area 25 0,8 1,72 - Gabinete (Enclosure) 25 0,8 1,728. Accesorios 6.2 - Display (pantalla) 50 0,8 2,48 - Teclado (hombre/máquina) 50 * Básico 40 0,8 1 * Funciones Especiales 40 0 0 *Alfanumerico 20 0 010. Segurida de Acceso 1.2 - Clave de Acceso (Password) 50 0 0 - Llave de Hardware 50 0,8 0,48

TOTAL 66,2


170





La Alternativa # 3 no cumple con la puntuación mínima de 70 puntos, por lo

cual no será tomada en cuenta para este estudio en específico.

Esta alternativa no cumplió con los requerimientos de entradas y salidas, así

como la memoria para el almacenamiento de data.

Alternativa # 4 (Automation Solution 4000E RTU)

Matriz Técnica/Funcional de (AutoSol 4000E RTU)CARACTERÍSTICAS PESOS PUNTAJE1. Señales Análogas 16 1.1 Entradas 50 - Cantidad 31,25 1 2,5 - Valor Nominal 31,25 0,8 2 - Resolución del Convertidor A/D 31,25 0,8 2 - Presición 6,25 0,8 0,4 1.2 Salidas 50 - Cantidad 31,25 0,8 2 - Valor Nominal 31,25 0,8 2 - Resolución del Convertidor A/D 31,25 0,8 2 - Presición 6,25 0,8 0,42. Señales Digitales 13.6 2.1 Entradas 50 - Cantidad 50 0,8 2,72 - Tipo de Entrada 50 0,8 2,72 2.2 Salidas 50 - Cantidad 50 0,8 2,72 - Tipo de Salida 50 0,8 2,723. Expansión I/O 3.7 0,8 2,964. Alimentación 11.1 - Voltaje de Operación 31,25 0,8 2,78


171


- Consumo 43,75 1 4,86 - Celdas Solares 6,25 0,8 0,56 - Banco de Baterías 18,75 0,8 1,675. Comunicación 18.5 5.1 Puertos Seriales 33.3 - Cantidad 35 0,8 1,72 - Tipo 20 0,8 0,99 - Velocidad 35 0,8 1,72 - Expansión 10 0 0 5.2 Protocolos de Comunicación 55.6 - Requerido 70 0,8 5,76 - Otros 30 0,8 2,47 5.3 Modem 11.1 0,8 1,646. Unidad de Control 21 - Procesador 26,5 0,8 4,45 - Memoria 18,4 1 3,86 - Reloj de Tiempo Real 2 0 0 - Programación 6,1 0,8 1,02 - Capacidad Multitarea 14,3 0,8 2,4 - Lazos de Control 22,4 1 4,7 - Funciones Especiales 10,2 0,8 1,717. Ambiente Operacional 8.6 - Temperatura 25 1 2,15 - Humedad 25 1 2,15 - Certificación de Area 25 0 0 - Gabinete (Enclosure) 25 0,8 1,728. Accesorios 6.2 - Display (pantalla) 50 0,8 2,48 - Teclado (hombre/máquina) 50 * Básico 40 0,8 1 * Funciones Especiales 40 0 0 *Alfanumerico 20 0 010. Segurida de Acceso 1.2 - Clave de Acceso (Password) 50 0 0 - Llave de Hardware 50 0,8 0,48

TOTAL 79,4


172





La Alternativa # 4 es la que mejor puntuación obtuvo en el análisis técnico-

funcional entre las evaluadas, es decir es el equipo técnicamente mejor dotado, pero

la carencia de servicio local, de convenio corporativo y proyectos realizados,

disminuyeron la puntuación total de la alternativa.

7. ARQUITECTURA FINAL

La arquitectura planteada es producto de la evaluación realizada en la fase

anterior. La selección final de las alternativas más adecuada, se basa no solo en la

Matriz de Requerimientos de Empresa (AutoSol 4000E RTU)Requerimientos Pesos PuntajeServicio Técnico Local 28 0 0Documentación 4 0,8 3,2Garantías 36 0,8 28,8Convenio Corporativo 20 0 0Proyectos Realizados 12 0 0TOTAL 32



173

mayor puntuación obtenida, sino en la adaptabilidad de estos a las especificaciones

del sistema y de los procesos que los pozos se desarrollan.

La Arquitectura Final planteada para el Sistema de Supervisión para Pozos

con Sensores de Fondo Permanente es la siguiente:

• Conjunto Sensor de Fondo/Equipo de Adquisición de Data:

PROMORE

Obtuvo la mayor puntuación entre las cuatro alternativas evaluadas

cumpliendo a cabalidad con los requerimientos tanto técnico-funcionales como de

empresa exigidos por el sistema de supervisión.

Sensores de Fondo Permanente: MORE T y MORE C System

Equipo de Adquisición de Data: MoreLogger System

Es sistema PROMORE de sensores MORE T (sensores en tubería de

producción) y MORE C (sensores en revestidor) poseen un alto rango de operación

ante muy altas presiones y temperaturas, lo que le da la adaptabilidad prácticamente

para cualquier tipo de pozo. Su frecuencia de muestreo de segundo permite obtener

data del pozo en intervalos cortos de tiempo, describiendo y evidenciando el

comportamiento del mismo.

El MoreLogger adquiere data cruda del fondo, la cual viene en señales de

frecuencia vía cable (guaya) y son luego transformadas a señales digitales y llevadas

unidades de ingeniería mediante un programa de cálculos basados en polinomios. La

data es muestreada en sitio mediante un display, al cual el usuario tiene acceso a la


174

información por un teclado que permite el acceso a la data deseada. La transmisión de

esta data puede ser vía serial, haciendo uso del puerto serial RS-232 y protocolo

Modbus. Otra opción de transmisión de información es la utilización de convertidores

D/A emitiendo señales de 4-20 mA proporcionales a las presiones y temperaturas.

• Unidad Terminal Remota (RTU)

BRISTOL BABCOCK RTU 3305

Obtuvo la mayor puntuación a nivel general entre las 4 alternativas evaluadas

para unidades terminales remotas.

La Bristol 3305 es una RTU compacta utilizada ampliamente en la industria

petrolera. Sus características técnicas le permiten llevar a cabo todas las funciones de

supervisión y control de procesos requeridos por el sistema propuesto.

Ya establecido los equipos seleccionados, se procede a describir la

Arquitectura Final por pozos:

a) Arquitectura Final para Pozos Inyectores

Los equipos e instrumentos son los siguientes:

Subsuelo:

MORE T (PROMORE)

Superficie:


175

• RTU Bristol 3305

• MoreLogger (PROMORE)

• 1 RTD

• 1 Transmisor Multivariable


• 1 Convertidor I/P


• 2 Indicadores de Presión (Manómetro)

• 1 Solenoide


• 1 Válvula de Control con Actuador neumático


• 1 Válvula de retención

Consumo Total del Sistema de Supervisión:

Hay que hacer notar que los consumos aquí mostrados son aproximados y

sujetos en la cantidad de instrumentos y equipos utilizados. Los consumos de

instrumentos tales como: Transmisores, actuadores, etc. Están basados en

instrumentación ya utilizadas en pozos en la actualidad.

TABLA 25 Consumo Total del Sistema en Pozos Inyectores

Descripción Watts VDC Amperios # Inst Total Amp

I/P 0,288 24 0,012 1 0,012

Solenoide 1,4 24 0,0583 1 0,0583


176

Trans. Multi. 0,096 24 0,004 1 0,004

Trans. Presión 0,096 24 0,004 2 0,008

MoreLogger 0,75 12 0,0625 1 0,0625

RTU (Bristol) 3,5 24 0,145 1 0,145

Total 0,2898

Entonces tenemos

IL: Carga Constante en Amperios IL = 0,2898 Amperios

IL*24h= Ah/día

Calculamos

0,2898 AMP*24h = 6,95 Ah/día

Factor de Seguridad = 1,25

6,95Ah/día*1,25 = 8,69 Ah/día Consumo Total

a) Arquitectura Final para Pozos Productores


Subsuelo:

MORE T (PROMORE)

Superficie:





177

• 1 RTD (Resistencia detectora de temperatura)






• 1 Solenoide

• 1 Válvula de Control con actuador neumático


Consumo Total del Sistema de Supervisión:

Hay que hacer notar que los consumos aquí mostrados son aproximados y

sujetos en la cantidad de instrumentos y equipos utilizados. Los consumos de

instrumentos tales como: Transmisores, actuadores, etc. Están basados en

instrumentación ya utilizadas en pozos en la actualidad.

TABLA 26 Consumo Total del Sistema en Pozos Productores


I/P 0,288 24 0,012 1 0,012

Solenoide 1,4 24 0,0583 1 0,0583

Trans. Multi. 0,096 24 0,004 1 0,004

Trans. Presión 0,096 24 0,004 4 0,016

MoreLogger 0,75 12 0,0625 1 0,0625

RTU (Bristol) 3,5 24 0,145 1 0,145

Total 0,2978



178

Entonces tenemos


IL*24h= Ah/día

Calculamos

0,2978 AMP*24h = 7,14 Ah/día


7,14 Ah/día*1,25 = 8,92 Ah/día Consumo Total

c) Arquitectura Final para Pozos Observadores


Subsuelo:

MORE C (PROMORE)

Superficie:



TABLA 27

Consumo Total del Sistema en Pozos Observadores:


MoreLogger 0,75 12 0,0625 1 0,0625

RTU (Bristol) 3,5 24 0,145 1 0,145

Total 0,208


179

Entonces tenemos


IL*24h= Ah/día

Calculamos

0,208 AMP*24h = 4,99 Ah/día


4,99 Ah/día*1,25 = 6,24 Ah/día Consumo Total

Las figuras 18,19 y 20 muestran la arquitectura final de los sistemas de supervisión

propuestos:


180

FIGURA 19 Arquitectura Final del Sistema de Supervisión para Pozos Inyectores



181

FIGURA 20 Arquitectura Final del Sistema de Supervisión en Pozos Productores



182

FIGURA 21 Arquitectura Final del Sistema de Supervisión para Pozos Observadores


1. ESTUDIO DE LA SITUACIÓN ACTUAL EN LOS LIC

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