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CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO 
 
 13 
CCAAPPÍÍTTUULLOO IIII 
 
 
 
MMAARRCCOO TTEEÓÓRRIICCOO 
 
 
 
1. ANTECEDENTES DE LA INVESTIGACIÓN 
Previa revisión de diferentes fuentes bibliográficas, se obtuvo una 
información precisa sobre investigaciones relacionadas con esta temática. A 
continuación se presenta un resumen de cada una de ellas y se analiza la 
importancia que éstas revisten para este estudio. 
Álvarez (2001) efectuó una investigación como trabajo de grado para 
optar al título de Ingeniero de Petróleo, en la Universidad del Zulia, ti tulado 
“Factibilidad de aplicar el método de bombeo por cavidades progresivas 
(BCP) en la U.E. Bachaquero Lago”. En la referida unidad de explotación la 
mayoría de los pozos producían con levantamiento artificial por gas sin 
embargo, por la declinación de presión del yacimiento y la calidad de crudo 
producido era necesario aplicar otros métodos de levantamiento artificial, 
entre ellos el BCP, para lograr llevar el crudo a la superficie. 
Para la selección de los pozos candidatos se establecieron como 
premisas: pozos verticales con RGP<700 pcn/bn, producción menor a 400 
bbpd y mayor a 160 bnpd, ºAPI<16 sin antecedentes de arena, ni inyección 
 
 
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de vapor o de química. Bajo esta metodología, finalmente se escogieron 
como muestra 5 pozos a los cuales se les aplicó el análisis S.A.R.A., 
caracterización del crudo, compatibilidad crudo-elastómero, análisis nodal, 
revisión de la disponibilidad eléctrica del área y estimación de costos del 
proyecto. 
El aporte realizado por esta investigación al presente estudio es que 
demuestra las ventajas y beneficios de una de las técnicas no 
convencionales más utilizadas de levantamiento artificial por bombeo, dentro 
de las cuales se enuncian el aumento de la productividad a través de la 
reducción de los costos en la producción de crudos. 
Por su parte, Briceño y Talavera (2001) elaboraron un estudio titulado 
“Sistema de Monitoreo y Control de Campo Cabimas. Caso: Preussag 
Energie” como trabajo para optar al título de Ingeniero en Electrónica, en la 
Universidad Dr. Rafael Belloso Chacín, cuyo objetivo fue desarrollar la 
Ingeniería de Detalle del Sistema de Monitoreo y Control del Campo 
Cabimas. Dicho trabajo se llevó a cabo a lo largo de tres fases que incluyen 
el estudio de la situación actual, la ingeniería básica e ingeniería de detalle. 
Entre los logros alcanzados se destacan, la realización de la hoja de 
especificación de instrumentos, lista de instrumentos, diagramas de control 
PID para tener a la mano toda la información necesaria sobre los 
instrumentos que conforman dicho sistema, además de servir como soporte a 
la hora de una falla, realizar mantenimiento y para modificaciones o 
posteriores estudios del mismo. 
 
 
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La relevancia de su estudio dentro del precedente estriba en el 
planteamiento desarrollado por estos autores puesto que enfatiza la rapidez 
y exactitud de los resultados provistos por un sistema de esta naturaleza. 
Carbonó (2001) realizó un estudio en la Universidad Dr. Rafael Belloso 
Chacín, cuyo objetivo fue desarrollar un Sistema de Información 
Automatizado para el apoyo a la toma de decisiones, el cual permitió la 
optimización del proceso productivo de los pozos petroleros que llevan a 
cabo la extracción de crudo mediante el empleo de las BCP. Para el diseño 
de este sistema se realizaron entrevistas formales e informales a los 
Gerentes de Producción y al Gerente de Automatización de Venezuela ABB, 
respectivamente. Entre los resultados obtenidos, se tiene que la implantación 
del sistema optimiza el tiempo de respuesta al contar con el análisis 
nomográfico del equipo instalado y además permite tener un control sobre la 
producción de crudo, al disponer de información detallada concerniente al 
comportamiento predefinido para cada pozo. 
El beneficio que aporta esta investigación al presente estudio es 
evidente, ya que, resulta ser una muestra contundente de la relación teórico-
práctica que guardan las variables Sistema y Proceso Productivo, entendido 
éste como una dimensión de la variable Método de Levantamiento Artificial 
por BCP. 
Ocando (2002) elaboró un estudio para optar al título de Ingeniero en 
Computación en la Universidad Dr. Rafael Belloso Chacín, que tuvo como 
objetivo el desarrollo de un Software de Aplicación para dimensionamiento 
 
 
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de equipos electromecánicos de superficie para BCP, en la empresa BCP de 
Venezuela, C.A. con la finalidad de normalizar la información que le va a ser 
mostrada al usuario de tal manera que le sea fiable, segura y consistente a la 
hora de operar con el software. 
Este estudio de tipo aplicado estuvo orientado a recolectar información 
relacionada con el estado real de situaciones o fenómenos siguiendo la 
metodología planteada por Senn (1992), compuesta por seis fases, que 
incluyen la investigación preliminar, la determinación de requerimientos, el 
diseño y prueba del sistema, su implantación y evolución. El fin práctico de 
tal investigación fue el de permitir que proyectos futuros tengan las bases 
necesarias para que las aplicaciones desarrolladas por los integradores sean 
manejadas por el grupo de soporte y operadores como un estándar. 
Su aporte conviene en sentido de un más profundo conocimiento 
acerca de los parámetros de operación de una bomba de cavidad progresiva, 
variable principal de este estudio. 
En esta línea de investigación se incluye el trabajo especial de grado 
presentado por Márquez (2003) en la Universidad “Dr. Rafael Belloso 
Chacín”, para optar al título de Ingeniero de Computación. Dicho trabajo lleva 
por título “Sistema de monitoreo para el análisis de las señales de los 
variadores de frecuencia en las bombas de cavidades progresivas”. Para el 
desarrollo de este sistema se llevó a cabo un estudio de tipo aplicado, 
descriptivo y de campo utilizando la metodología descrita por Lewis y 
Riemann (1993) basada en el cumplimiento de cuatro fases. La primera fase 
 
 
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se refiere a la recopilación y análisis de la información del usuario a través de 
entrevistas. La segunda fase consiste en el diseño de la interfaz de usuario a 
través del uso del lenguaje de programación Visual C++ versión 6.0 con la 
finalidad de observar las variables traídas de campo. La construcción de la 
interfaz de usuario conforma la tercera fase, en donde se procedió al 
desarrollo de todos los formularios del sistema y a realizar la comunicación 
entre el computador y el variador a través del puerto serial RS-232. La cuarta 
y última fase corresponde a la validación de la interfaz de usuario por medio 
de la ejecución de pruebas para comprobar el correcto funcionamiento de la 
misma, la programación de la comunicación entre los dos equipos y la 
creación de la base de datos; garantizando así la confiabilidad del sistema. Al 
finalizar esta investigación se logró desarrollar una interfaz que cumple con 
todas las funciones previstas de manera satisfactoria. 
La referencia a esta investigación dentro del presente estudio es 
necesaria para abordar de manera conjunta las variables Sistema de 
Monitoreo y Bombas de Cavidades Progresivas, demostrando la alta 
efectividad que se logra en este tipo de bombas mediante la implantación de 
un sistema con estas especificaciones. 
 
2. BASES TEÓRICAS 
 
2.1. SISTEMA 
 
 En forma deductiva, el primer apartado en este estudio será la 
definición conceptual de un sistema. 
 
 
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Conceptualización 
Un sistema es, “un conjunto de dos o más elementos de cualquier clase 
interrelacionados” (Russell L. Ackoff citado por Montilva 1999 p.15). Por su 
parte, Senn (1988, p.19) considera que un sistema es, “un conjunto de 
componentes que interaccionan entre sí para lograr un objetivo común”. Por 
consiguiente, un sistema no es un elemento primario indivisible sino un todo 
que puede dividirse en partes.Desde el punto de vista de esta investigación, se hace estudio de dos 
tipos de sistema en particular, Sistema de Monitoreo y Sistema de Control. 
 
2.1.1. SISTEMA DE MONITOREO 
En criterio de la investigación en desarrollo, un sistema de monitoreo 
permite la observación de las variables de una forma continua y los cambios 
que las mismas sufren cuando se ven afectadas por agentes externos, en 
determinados intervalos de tiempo. La aplicación basada en PC (personal 
computer), es muy importante ya que por medio de éstas se capturan los 
datos, analizan las señales, realiza presentación en pantalla, envía la 
información a disco e impresora, etc. 
Mejía (1991, pp. 282-283), señala que un sistema de monitoreo es 
aquél que ha sido diseñado para examinar el estado de operación de uno o 
varios sistemas y detectar la desviación que se produzca con respecto a las 
condiciones de funcionamiento normal, además de tomar relevancia al 
momento de supervisar operaciones en situaciones críticas. 
 
 
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Para lograr una compleja estimación de las variables se debe contar 
con un conjunto de instrumentos tecnológicos que permitan el análisis 
adecuado de las variables; es por ello, que para el desarrollo de un sistema 
de monitoreo se deben implantar equipos sensores, tarjetas de interfaz para 
la comunicación de los equipos periféricos con la computadora y programas 
de operación para el funcionamiento del sistema que facilitará la recolección 
de los datos. 
Estos sistemas toman la información del sistema computacional sin 
hacer distinción entre los dispositivos del proceso que fueron ejecutados; y 
en general constan de dos fases: 
• Recolección de Datos: se encarga de extraer estructuras de datos de 
la memoria del sistema de información para luego vaciarla en 
archivos de memoria secundaria para su posterior presentación. 
• Presentación de la información: puede ser de dos formas, a) 
interactivo, que recoge la información en el momento y la presenta al 
usuario cada vez que ocurra una muestra, y b) histórico, que recoge 
la información almacenada en un archivo que se generó en la 
colección de datos y la presenta en pantalla o impresora. 
 
2.1.2. SISTEMA DE CONTROL 
En las plantas de proceso existen cientos de variables que se deben 
mantener en algún valor determinado, este procedimiento de corrección 
 
 
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puede hacerse manualmente pero se requeriría una cantidad tremenda de 
operarios, por ello, sería factible el realizar el control de manera automática, 
es decir, contar con instrumentos que controlen las variables sin necesidad 
que intervenga el operador. Esto es lo que significa el control automático de 
procesos, es decir ejercer un control o medición del valor de la variable 
controlada del sistema y aplicar la variable manipulada al sistema para 
corregir o limitar una desviación del valor medido a partir de un valor 
deseado, Ogata (1998, p.2). 
Para lograr este objetivo se debe diseñar e implementar un sistema de 
control. “Un sistema de control es una interconexión de componentes que 
forman una configuración del sistema que proporcionará una respuesta 
deseada del sistema” Dorf (1989, p.2). 
En el estudio de la ingeniería de control, es importante el manejo de 
ciertos términos adicionales que resultan necesarios para describir los 
sistemas de control. Entre ellos destacan: 
 
Variable controlada. Es la variable que se debe mantener o controlar 
dentro de algún valor deseado, Smith y Corripio (1995, p.20). Para Ogata 
(1998, p.2) es la cantidad o condición que se mide y controla. En la 
investigación precedente la variable controlada es la optimización de los 
pozos. 
Punto de control. Es el valor que se desea tenga la variable 
controlada, Smith y otros (1995, p.20). 
 
 
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Variable manipulada. Es la variable que se utiliza para mantener a la 
variable controlada en el punto de control (punto de fijación o de régimen); en 
la investigación la variable manipulada son los parámetros de operación de la 
bomba de cavidad progresiva (torque, velocidad y/o voltaje). 
Por su parte, Ogata (1998, p.2) afirma que la variable manipulada es la 
cantidad o condición que el controlador modifica para afectar el valor de la 
variable controlada. La variable controlada es la salida o resultado del 
sistema. 
Plantas. Se refiere a cualquier objeto físico que se va a controlar, tal 
como: un dispositivo mecánico, un horno de calefacción, un reactor químico 
o una nave espacial, Ogata (1998, p.2). En este caso, resulta ser la bomba 
de cavidad progresiva empleada por los pozos para producción. 
Procesos. El Diccionario Merriam-Webster (citado por Ogata, 1998 p.3) 
define un proceso como una operación o un desarrollo natural 
progresivamente continuo, marcado por una serie de cambios graduales que 
se suceden uno al otro en una forma relativamente fija y que conducen a un 
resultado o propósito determinado. En esta investigación se llamará proceso 
a cualquier operación que se va a controlar. 
Perturbaciones. Una perturbación es una señal que tiende a afectar 
negativamente el valor de la salida de un sistema, Ogata (1998, p.3). Si la 
perturbación se genera dentro del sistema se denomina interna, en tanto 
que una perturbación externa se produce fuera del sistema y es una entrada. 
 
 
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Smith y otros (1995, p.20) afirma que cualquier variable que ocasiona 
que la variable de control se desvíe del punto de control se define como 
perturbación o trastorno. Para la investigación realizada, las posibles 
perturbaciones son los parámetros de operación de la bomba, las 
condiciones del proceso (presión, temperatura), la composición del fluido que 
se procesa, la contaminación, el ruido, etc. 
En la industria de procesos, estas perturbaciones son la causa más 
común de que se requiera el control automático de proceso puesto que si no 
hubiese alteraciones, prevalecerían las condiciones de operación del diseño 
(condiciones ideales) y no se necesitaría supervisar continuamente el 
proceso. 
En este orden de ideas, y en base a los requerimientos técnicos que 
debe cumplir el sistema propuesto en esta investigación, Kúo (1996, p.2) 
afirma que los componentes básicos de un sistema de control se pueden 
describir mediante: 
1. Objetivos de control 
2. Componentes del sistema de control 
3. Resultados o salidas 
En general, el objetivo de un sistema de control es controlar las salidas 
en alguna forma prescrita mediante las entradas a través de los sistemas de 
control, Kúo (1996, p.2). 
Por su parte, Smith y otros (1995, p.19) afirman que los cuatro 
componentes básicos de todo sistema de control son: 
 
 
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1. Sensor ó elemento primario 
2. Transmisor ó elemento secundario 
3. Controlador, que es el “cerebro” del sistema de control 
4. Elemento final de control, que se trata, por lo general, de una 
válvula de control, una bomba de velocidad variable, motores 
eléctricos, entre otros. 
 
La importancia de estos componentes estriba en que realizan las tres 
operaciones básicas que deben estar presentes en todo sistema de control. 
Estas operaciones son: 
1. Medición (M): la medición de la variable que se controla se hace 
generalmente mediante la combinación de sensor y transmisor. 
2. Decisión (D): con base en la medición, el controlador decide qué 
hacer para mantener la variable en el valor que se desea. 
3. Acción (A): como resultado de la decisión del controlador se debe 
efectuar una acción en el sistema que es llevada a cabo por el 
elemento final de control. 
 
Diseño de los Sistemas de Control 
A manera de soporte teórico, Ogata (1998, p.134) afirma que el diseño 
de un sistema de esta naturaleza, en el contexto de la teoría de control 
moderna emplea formulaciones matemáticas del problema y aplica la teoría 
matemática para diseñar los problemas en los que el sistema puede tener 
 
 
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entradas y salidas múltiplesy ser variantes con el tiempo. Aplicando la teoría 
de control moderna, el diseñador puede iniciar a partir de un índice de 
desempeño, junto con las restricciones impuestas en el sistema, y avanzar 
para diseñar un sistema estable mediante un procedimiento completamente 
analítico. 
Los sistemas que pueden diseñarse mediante un enfoque convencional 
están por lo general limitados a una entrada y una salida, y son lineales e 
invariantes con el tiempo. El diseñador busca satisfacer todas las 
especificaciones de desempeño mediante la repetición estudiada de prueba 
y error y después verifica si satisface todas las especificaciones de 
desempeño. Si no las cumple, repite el proceso de diseño ajustando los 
parámetros o modificando la configuración del sistema hasta que se cumplan 
las especificaciones determinadas. Aunque el diseño se basa en un 
procedimiento de prueba y error, el ingenio y los conocimientos del diseñador 
cumplen una función importante en un diseño exitoso. 
Por lo general, es conveniente que el sistema diseñado exhiba la menor 
cantidad posible de errores, en respuesta a la señal de entrada, lo cual 
involucra consideraciones sobre criterios de desempeño sobre la estabilidad, 
sensibilidad, ancho de banda y exactitud. La dinámica del sistema debe ser 
relativamente insensible a pequeñas variaciones en sus parámetros y las 
perturbaciones no deseadas deben estar bien atenuadas. 
Al diseñar un sistema de control, se debe ser capaz de predecir el 
comportamiento dinámico a partir del conocimiento de los componentes. La 
 
 
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característica más importante del comportamiento dinámico de un sistema de 
control es la estabilidad absoluta, es decir, si el sistema es estable o 
inestable. 
Entre los comportamientos importantes del sistema que deben recibir 
una cuidadosa consideración están la estabilidad relativa y el error en estado 
estable. Dado que un sistema de control físico implica un almacenamiento de 
energía, la salida del sistema, cuando éste está sujeto a una entrada, no 
sucede a la entrada de inmediato, sino que exhibe una respuesta transitoria 
antes de alcanzar un estado estable. Si la salida de un sistema en estado 
estable no coincide exactamente con la entrada, se dice que el sistema tiene 
un error en estado estable. Al analizar un sistema de control se debe 
examinar el comportamiento de la respuesta transitoria y el comportamiento 
en estado estable. 
 
Razones principales para el Control de Procesos 
 
1. Evitar lesiones al personal de la planta o daño al equipo. 
2. Mantener la calidad del producto en un nivel continuo y con un 
costo mínimo. 
3. Mantener la tasa de producción de la planta al costo mínimo. 
Por tanto, se puede decir que las razones de la automatización de las 
plantas de proceso son proporcionar un entorno seguro y a la vez mantener 
la calidad deseada del producto y alta eficiencia de la planta con reducción 
de la demanda de trabajo humano. 
 
 
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Dentro de un sistema de control se incluyen ciertos dispositivos que 
mejoran el funcionamiento del control automático de procesos, entre ellos se 
encuentran los controladores lógicos programables y los sistemas SCADA. 
Los controladores lógicos programables (PLCs) son equipos empleados 
para controlar procesos industriales o máquinas basados en un 
microprocesador que acepta señales de entrada para evaluarlas y generar 
salidas apropiadas para realizar el control. Los PLCs son de control lógico y 
su función lógica queda determinada por un programa introducido por el 
usuario, en el que se indica cómo funcionan los dispositivos de salida en 
respuesta a los de entrada. Dado que el programa en cuestión se almacena 
en una memoria de lectura/escritura, puede introducirse una modificación en 
el proceso controlado mediante la programación. 
Para Prieto (citado en CIED, 1993 p.1-2), un PLC es un dispositivo 
electrónico que opera digitalmente y usa una memoria de lectura/escritura 
para el almacenamiento interno de instrucciones con el fin de implementar 
funciones específicas, tales como lógica de Boole, secuencia, temporización, 
conteo y aritmética para controlar máquinas o procesos por medio de 
módulos de entrada o salida, discretas o analógicas. 
Por su parte, un sistema SCADA es un Sistema de Control Supervisorio 
y Adquisición de Datos cuyo propósito general es el de adquirir información y 
procesarla en tiempo real, permitiendo al usuario solicitar, desplegar, 
observar y controlar información concerniente a los procesos que se 
supervisan, Durán (1993, p.37). 
 
 
27 
Entre las características principales de este tipo de Control Supervisorio 
se encuentran: 
• Información actualizada de las variables del sistema 
• Visualización selectiva de la información 
• Detección de eventos y condiciones de alarma 
• Recolección de información para efectos estadísticos y de 
planificación 
• Control remoto de dispositivos de campo 
Un sistema SCADA efectúa una función básica de control que permite 
modificar o ajustar a distancia el estado de una o más variables de proceso, 
desde uno o varios centros comúnmente denominados Unidades Terminales 
Maestras (UTM). Las señales son procesadas en los centros de control para 
conocer el estado, en tiempo real, de las instalaciones supervisadas y poder 
tomar una decisión de acuerdo a las condiciones generales en que se 
encuentran dichas instalaciones. En tal sentido, la figura del anexo 1 muestra 
la disposición de los diferentes componentes del sistema de control instalado 
en la empresa BCP de Venezuela, C.A. 
Como se puede observar en la mencionada figura, las comunicaciones 
constituyen el núcleo de este moderno sistema de control potente; se 
eliminan atascamientos puesto que el bus de datos pasivo aprovecha la 
tecnología de red productor/consumidor para ofrecer una solución de alto 
rendimiento, determinista y distribuida. Los módulos de comunicación del 
 
 
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PLC ControlLogix son compatibles con redes abiertas tales como Ethernet, 
ControlNet y DeviceNet. Para establecer la comunicación con la red 
apropiada, se hace uso del puerto RS-232 y a través de éste los protocolos 
DF1 y ModBus. 
 
2.2. PROTOCOLOS DE COMUNICACIÓN 
 
Una red es una configuración de computadora que intercambia 
información. Pueden proceder de una variedad de fabricantes y es probable 
que tengan diferencias tanto en hardware como en software. Para posibilitar 
la comunicación entre éstas es necesario un conjunto de reglas formales 
para su interacción. A estas reglas se les denominan protocolos, Chávez 
Urrea (www.monografias.com). 
Un protocolo es un conjunto de reglas establecidas entre dos 
dispositivos para permitir la comunicación entre ambos. Establecen una 
descripción formal de los formatos que deberán presentar los mensajes para 
poder ser intercambiados por equipos de cómputo, es decir, un protocolo es 
un conjunto de reglas que gobiernan el formato y el significado de los 
marcos, paquetes o mensajes que se intercambian entre las entidades pares 
dentro de una capa, Tanenbaum (1997, p.27-28). 
Existen dos tipos de protocolos: protocolos de bajo nivel y protocolos de 
red. Los protocolos de bajo nivel controlan la forma en que las señales se 
transmiten por el cable o medio físico, los más utilizados en redes locales son 
 
 
29 
Ethernet y Token Ring. Por su parte, los protocolos de red organizan la 
información (controles y datos) para su transmisión por el medio físico a 
través de los protocolos de bajo nivel. 
Para BCP de Venezuela C.A., el tipo de conexión y por ende, la 
comunicación establecida por el computador y el ML1500 están regidas por 
la normativa impuesta por los protocolos DF1 y ModBus, según sea el caso. 
2.2.1. PROTOCOLO MODBUS 
 
Este protocolo, inicialmente, diseñado para los controladores Modicon 
es ahora, utilizado universalmente por una gran cantidad de equipos 
programablesporque define una estructura de mensaje que los 
controladores reconocen y usan, a pesar del tipo de red sobre la cual se 
comuniquen; no corresponde propiamente al estándar de red (que incluye 
todos los aspectos desde el nivel físico hasta el de aplicación) sino a un 
protocolo de enlace (nivel OSI 2). 
Durante las comunicaciones en una red Modbus, el protocolo determina 
cómo cada controlador sabrá su dirección, reconocerá un mensaje 
direccionado a éste determinando el tipo de acción a ser tomada, y extraerá 
cualquier data u otra información contenida en el mensaje. Si se requiere una 
respuesta, el controlador construirá el mensaje respuesta y lo enviará usando 
el protocolo Modbus. 
 
 
 
30 
Transacciones en las redes Modbus 
• Medio Físico 
El medio físico de conexión puede ser un bus semidúplex (half duplex) 
(RS-485 o fibra óptica) o dúplex (full duplex) (RS-422, BC 0-20mA o fibra 
óptica). La comunicación es asíncrona y las velocidades de transmisión 
previstas van desde los 75 baudios a 19.200 baudios. La máxima distancia 
entre estaciones depende del nivel físico, pudiendo alcanzar hasta 1200 m 
sin repetidores. 
 
• Acceso al Medio 
La estructura lógica es del tipo maestro-esclavo, con acceso al medio 
controlado por el maestro. El número máximo de estaciones previsto es de 
63 esclavos más una estación maestra. 
Los intercambios de mensajes pueden ser de dos tipos: a) intercambios 
punto a punto, que soportan siempre dos mensajes: una demanda del 
maestro y una respuesta del esclavo y b) mensajes difundidos, que no tienen 
respuesta por parte de los esclavos y se suelen emplear para enviar datos 
comunes de configuración y reset. 
El protocolo Modbus establece el formato para las peticiones del 
maestro a través del posicionamiento dentro de éstas de la dirección del 
dispositivo maestro, una función código que define la acción solicitada, 
cualquier data a ser enviada, y un campo de control de errores. El mensaje -
 
 
31 
respuesta del esclavo es también construido usando un protocolo Modbus; 
éste contiene los campos que confirman la acción ejecutada, cualquier data a 
ser retornada, y un campo de control de errores. Si ocurre un error en la 
recepción del mensaje, o si el esclavo es incapaz de realizar la acción 
solicitada, el esclavo construirá un mensaje-error y la enviará como su 
respuesta. 
Dos modos de transmisión serial 
Los controladores pueden ser fijados para comunicarse en redes 
estándar Modbus usando cualesquiera de estos dos modos de transmisión: 
ASCII o RTU. Para el presente estudio, el proceso utiliza un conversor, 
fabricado por Seebeck Soportes, a través del cual se envían los comandos al 
módulo como una cadena de caracteres ASCII que podrán ser manejados 
desde cualquier aplicación en el PC (Visual Basic) a través de la interface 
serial RS-232 para controlar la parada y arranque de la bomba de cavidad 
progresiva instalada en el pozo. 
Cuando los controladores son fijados para comunicarse en una red 
Modbus usando el modo ASCII (American Standard Code for Information 
Interchange, en inglés), cada byte de ocho bits en un mensaje es enviado 
como dos caracteres ASCII. La ventaja principal de este modo es que 
permite intervalos de tiempo de ocurrencia hasta un segundo entre 
caracteres sin causar un error. 
 
 
32 
Sistema de codificación: 
• Hexadecimal, caracteres ASCII 0...9, A...F. Un caracter hexadecimal 
está contenido en cada caracter ASCII del mensaje 
Bits por byte: 
• 1 bit de inicio 
• 7 bits de datos, el bit menos significativo es enviado de primero 
• 1 bit para paridad par o impar; no-bit para ninguna paridad 
• 1 bit de parada si se usa paridad y 2 bits si es ninguna paridad 
Campo de control de error: Chequeo de Redundancia Longitudinal 
(LRC, por sus siglas en inglés). 
Una típica trama de mensaje es mostrada a continuación 
Tabla 1: Trama mensaje ASCII. 
 
Fuente: www.automatas.org 
Cuando los controladores son fijados para comunicarse en una red 
Modbus usando el modo RTU (Remote Terminal Unit, en inglés), cada byte 
de ocho bits en un mensaje contiene dos caracteres hexadecimal de cuatro-
bits. La ventaja principal de este modo es que su mayor densidad de 
 
 
33 
caracteres permite un mejor posicionamiento de la data que ASCII para la 
misma tasa en baudios. Cada mensaje debe ser transmitido en una corriente 
continua. 
Sistema de codificación: 
• Binario de ocho bits, caracteres ASCII 0...9, A...F. Dos caracteres 
hexadecimal están contenidos en cada campo de ocho bits del 
mensaje 
Bits por byte: 
• 1 bit de inicio 
• 8 bits de datos, el bit menos significativo es enviado de primero 
• 1 bit para paridad par o impar; no-bit para ninguna paridad 
• 1 bit de parada si se usa paridad y 2 bits si es ninguna paridad 
Campo de control de error: Chequeo de Redundancia Cíclica (CRC, 
por sus siglas en inglés) 
Una típica trama de mensaje es mostrada en la siguiente página. 
Tabla 2: Trama mensaje RTU. 
 
Fuente: www.automatas.org 
 
 
34 
2.2.2. PROTOCOLO DF1 
 
Por su parte, el protocolo DF1 es utilizado para la recepción y monitoreo 
de la data recibida del PLC empleado por la empresa BCP de Venezuela, 
C.A. El protocolo DF1 es un protocolo de capa de enlace de datos 
desarrollado por Allen-Bradley que combina las características de las 
subcategorías D1 (transparencia de datos) y F1 (transmisión simultánea 
bidireccional con respuestas incorporadas) de especificaciones ANSI x3.28-
1976 (Boletín 1764. Controladores programables MicrologixTM 1500, año 
2000, p.E-1). 
El protocolo DF1 controla el flujo de mensajes, detecta y señala errores 
y efectúa reintentos si se detectan errores. 
Existen dos categorías de protocolo DF1: a) half-duplex (comunicación 
maestro-esclavo) y b) full duplex (comunicación punto-punto). 
 
Protocolo Half-Duplex 
El protocolo DF1 Half-Duplex es una red de un maestro/múltiples 
esclavos, de derivaciones múltiples. Ofrece transparencia de datos a través 
de la ANSI (American National Standards Institute)–especificación X3.28-
1976 subcategoría D1 (Boletín 1764. Controladores programables 
MicrologixTM 1500, año 2000, p.E-4). 
A diferencia del protocolo DF1 Full-Duplex, la comunicación se realiza 
en una dirección ya que en estos protocolos los dispositivos comparten los 
mismos circuitos de datos. Es un protocolo multiplataforma para un maestro y 
 
 
35 
uno o más esclavos que permite la comunicación con cada nodo en el enlace 
multiplataforma y/o conectados a éste. En éste, se designa un nodo como 
maestro para controlar cuál nodo tiene acceso al enlace. Todos los otros 
nodos son esclavos, y deben esperar por permiso para transmitir. 
Un dispositivo maestro DF1 Half-Duplex inicia toda la comunicación 
“encuestando” a cada dispositivo esclavo. El dispositivo esclavo puede 
transmitir sólo cuando es encuestado por el maestro, sin embargo es 
responsabilidad de éste encuestar a cada esclavo de manera regular y 
secuencial para permitir que los dispositivos esclavos tengan la oportunidad 
de comunicarse. 
 
Protocolo Full-Duplex 
El protocolo full-duplex (también llamado protocolo punto a punto) es útil 
cuando se requiere comunicación RS-232 punto a punto. Los dispositivos 
comparten los mismos circuitos de datos, y ambos dispositivos pueden 
“hablar” al mismo tiempo (Boletín 1764. Controladores programables 
MicrologixTM 1500, año 2000, p.E-2). 
 
2.3. TURBOMAQUINARIA 
 
Se identifica como turbomáquina todos aquellos mecanismos en los que 
se intercambia energía con un fluido, que circula a través de ellos de forma 
continua, por la acción dinámica de una o más coronas de álabes móviles, 
Dixon (1978, p.1). 
 
 
36 
Se conocen dos tipos principales de turbomáquinas: en primer lugar, 
aquellas que absorben potencia para incrementar la presión o altura 
hidráulica del fluido (soplantes, compresores y bombas); en segundo lugar,aquellas que producen potencia expansionando el fluido hasta una presión o 
altura hidráulica más baja (turbinas de vapor, de gas e hidráulicas). Dentro 
de este primer conjunto de turbomáquinas las máquinas para el manejo de 
líquidos se denominan bombas y para el manejo de los gases de denominan 
ventiladores o compresores. 
Una clasificación general de las máquinas más utilizadas para añadir 
energía a un fluido basada en la compresibilidad del fluido a manejar como: 
1. Máquinas Hidráulicas: en las que el fluido no varía sensiblemente 
su densidad o volumen específico a través de la máquina (líquidos). 
2. Máquinas Térmicas: en las que el fluido varía considerablemente 
la densidad o volumen específico al pasar por la máquina (gases). 
Cada una de éstas se subdivide en dos grupos dependiendo del medio 
empleado para la transferencia de energía como: 
a) Máquinas Dinámicas: utilizan la fuerza centrífuga o una 
combinación de fuerza centrífuga e impulso mecánico para 
incrementar la energía del fluido. 
b) Máquinas de Desplazamiento Positivo o Volumétricas: utilizan el 
principio de desplazamiento de un volumen dado de fluido (líquidos, 
gases, vapores y mezclas de ellos y a veces incluyendo sólidos en 
suspensión) desde una cámara dada, disminuyendo su volumen e 
 
 
37 
incrementando su presión. La bomba de cavidad progresiva 
empleada para este estudio funciona bajo este principio. 
Estas a su vez se subdividen dependiendo del tipo de movimiento del 
órgano transmisor de la energía en: 
• Reciprocantes: el desplazamiento es debido al movimiento lineal de 
un pistón en un cilindro y 
• Rotativas: el desplazamiento del fluido se produce por la rotación de 
uno o más miembros dentro de una carcaza estacionaria, Vera 
(1999, cap.4-1), en otras palabras, generan presión por medio de 
engranajes o rotores muy ajustados que impulsan periféricamente al 
líquido dentro de la carcaza cerrada, González (www.geocities.com). 
Dentro de esta clasificación se encuentra la bomba de cavidad 
progresiva en donde el miembro rotatorio está constituido por un 
rotor que gira dentro de un estator. 
 
Principios de operación 
 
• Máquinas de desplazamiento positivo o volumétricas 
El principio consiste en el movimiento de un fluido causado por la 
disminución del volumen de una cámara, producido por el órgano 
intercambiador de la energía, el cual está sometido a un movimiento 
alternativo o un movimiento rotativo. Todas las bombas de desplazamiento 
 
 
38 
positivo producen un flujo pulsátil o periódico. Su mayor ventaja es que 
pueden manejar cualquier líquido independientemente de su viscosidad. 
El órgano transmisor de la energía puede ser un pistón, un émbolo o un 
diafragma sometido a un movimiento alternativo tipo reciprocante o un 
tornillo, pistón, aletas u otros sometidos a un movimiento rotativo. 
 
• Bombas Rotatorias 
Las bombas rotatorias son bombas de desplazamiento positivo en las 
cuales la acción principal de bombeo es originada por el movimiento relativo 
entre los elementos rotatorios de la bomba y los estacionarios (Departamento 
de Mecánica y Fluidos, Universidad del País Vasco, 2003). 
Al igual que una bomba de desplazamiento positivo, es característica de 
una bomba rotatoria, que el líquido desplazado en cada revolución de la 
bomba sea independiente de la velocidad con lo cual mantiene un sello 
continuo de líquido entre los orificios de entrada y salida de la bomba por la 
acción y posición de los elementos de bombeo y los cerrados claros de 
operación de la misma. Por lo tanto, las bombas rotatorias generalmente no 
requieren de arreglos de válvulas de entrada y salida, como lo hacen las 
bombas alternativas. 
La acción de bombeo en todas las bombas rotatorias de 
desplazamiento positivo incluye tres acciones elementales. Las partes 
rotatorias y estacionarias de la bomba actúan para definir un volumen, 
 
 
39 
sellado con la salida de la bomba y abierto a la entrada de la bomba, el cual 
crece a medida que los elementos rotatorios de la bomba giran. Después, los 
elementos de la bomba establecen un sello entre la entrada de la bomba y 
parte de este volumen y hay un momento, aunque corto, en que este 
volumen no está abierto ni a las partes de la entrada ni a las de salida de la 
cámara de bombeo. Después, el sello hacia la salida de la cámara se abre y 
el volumen abierto hacia la salida es forzado por la acción conjunta de los 
elementos en movimiento y los estacionarios de la bomba. 
En todos los tipos de bombas rotatorias, la acción de los elementos del 
volumen de bombeo deben incluir estas tres condiciones: salida cerrada, 
entrada abierta; salida cerrada, entrada cerrada; salida abierta, entrada 
cerrada. Para una buena acción de bombeo, el volumen a entrada abierta 
(EA) debe crecer en volumen suave y continuamente con la rotación de la 
bomba, el volumen a entrada y salida cerradas (ESC) debe permanecer 
constante con la rotación de la bomba y el volumen a la salida abierta (SA) 
debe comprimirse suave y continuamente con la rotación de la bomba. 
Tipos de bombas rotatorias 
• Bombas de engranes 
Las bombas de engranes son bombas rotatorias en las cuales hay dos 
o más engranes para efectuar la acción de bombeo (Departamento de 
Mecánica y Fluidos, Universidad del País Vasco, 2003). 
 
 
40 
En la figura 2 se ilustra una forma especial de bomba de engranes, se 
llama bomba de tornillo y rueda. Las bombas de tornillo son un tipo especial 
de bombas rotatorias de desplazamiento positivo, en el cual el flujo a través 
de los elementos de bombeo es verdaderamente axial porque el líquido se 
transporta entre las cuerdas de tornillo de uno o más rotores y se desplaza 
axialmente a medida que giran engranados. 
Las bombas de cavidad progresiva son un tipo de bombas de tornillo 
empleadas para el bombeo de fluidos de las más diversas viscosidades. En 
ellas un rotor helicoidal excéntrico de acero y un estator de goma, o 
elastómero, con helicoide de doble entrada, para evitar el avance axial, 
producen una interferencia ajustada entre el tornillo y el estator por lo que el 
deslizamiento progresa más rápidamente de lo que aumenta la presión. 
 
 
Figura 1: Bomba de tornillo (cavidad progresiva). Fuente: Departamento 
de Mecánica y Fluidos, Universidad del País Vasco, 2003. 
 
 
41 
Como cualquier otra bomba, hay ciertas ventajas y desventajas en las 
características de diseño de tornillo. Estos deben de reconocerse al 
seleccionar la mejor bomba para una aplicación particular. 
Entre algunas ventajas de este tipo se tienen: 
1. Amplia gama de flujos y presiones. 
2. Amplia gama de líquidos y viscosidad. BCP de Venezuela C.A. opera 
en áreas donde el crudo a extraer presenta diversidad de 
características (pesado, extrapesado, mediano, etc). 
3. Posibilidad de altas velocidades, permitiendo la libertad de seleccionar 
la unidad motriz. 
4. Bajas velocidades internas. 
5. Baja vibración mecánica, permite flujo libre de pulsaciones y 
operaciones suaves. 
6. Diseño sólido y compacto, fácil de instalar y mantener. 
7. Alta tolerancia a la contaminación en comparación con otras bombas 
rotatorias. 
Entre algunas desventajas de este tipo se tienen: 
1. Costo relativamente alto debido a las cerradas tolerancias y claros 
de operación. 
2. Características de comportamiento sensibles a los cambios de 
viscosidad. 
 
 
42 
3. La capacidad para las altas presiones requiere de una gran 
longitud de los elementos de bombeo. 
2.4. MÉTODOS DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL 
 
Se define Levantamiento Artificial a la utilización de un fuente externa 
de energía para levantar los fluidos del yacimiento desde el fondo del pozo 
hasta la superficie, Sánchez y otros (1999, p.37). Existen dos tipos básicos: 
Levantamiento Artificial por Gas o “Gas Lift” donde la fuerza externa de 
energía es el gas a alta presión proveniente de unaplanta compresora de 
gas o de un yacimiento gasífero, y el Levantamiento Artificial por Bombeo 
donde la fuerza externa de energía es una bomba accionada por un motor a 
gas en la superficie ó un motor eléctrico que puede estar en superficie o en el 
subsuelo. 
Entre los métodos de Levantamiento Artificial por Bombeo más 
utilizados en la industria petrolera se encuentran: 
• Bombeo por Cavidad Progresiva (BCP) 
• Bombeo Electro-Sumergible (BES) 
• Bombeo Mecánico por varillas de succión (BM) 
y existen otros métodos que se utilizan en menor escala tales como: 
• Bombeo Hidráulico Reciprocante (BHR) 
• Bombeo Hidráulico Jet (BHJ) 
• Cámaras de Acumulación y otros 
 
 
43 
pero, para los propósitos de esta investigación el estudio se enfocará en el 
funcionamiento del método de levantamiento artificial por bombeo de cavidad 
progresiva (BCP). 
Para estos métodos los tipos de bombas utilizadas son: 
BES Bomba centrífuga 
BCP Bomba de desplazamiento positivo 
rotativo, descrito anteriormente 
BM Bomba de desplazamiento positivo 
reciprocante de una acción 
BHR Bomba de desplazamiento positivo 
reciprocante de doble acción 
BHJ Bomba tipo chorro 
Fuente: García (2003). 
BOMBEO DE CAVIDAD PROGRESIVA 
 
Sánchez y otros (1999, p.87) señalan que a mediados de la década de 
los 80’s, se comenzó a utilizar este tipo de bomba en el país, con poco éxito, 
debido principalmente a la falta de experiencia en el manejo del sistema, lo 
cual condujo a una inadecuada selección de los pozos instalados y 
consecuentemente tiempos de vida muy por debajo de los ofrecidos por los 
representantes locales de esa época. No obstante, en los últimos años se ha 
masificado el uso de las bombas BCP convirtiéndose en una de las técnicas 
no convencionales más utilizadas de levantamiento artificial por bombeo 
cuyo objetivo es aumentar la productividad reduciendo los costos en la 
producción de crudos. 
 
 
44 
Por otro lado, es importante señalar que este método no es tan flexible 
como otros métodos de levantamiento (como bombeo mecánico 
convencional o levantamiento artificial por gas) en cuanto a diseño, selección 
y puesta en operación de los equipos. Probablemente la causa principal de 
esta exigencia técnica sea el material elastomérico, el cual es afectado por 
las condiciones de operación, tales como: temperatura y composición del 
fluido. 
 
Componentes del sistema BCP 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 a) b) 
Figura 2: a) Sistema Convencional de BCP; b) Sistema de bombeo 
electro BCP. Fuente: Manual de Sistemas PCP-NETZSCH (Octubre 2002, 
p.8). 
 
 
45 
La figura anterior muestra la disposición de los diferentes equipos que 
componen un sistema de BCP. 
 
• Equipo de Subsuelo 
El equipo de subsuelo está constituido por la tubería de producción, la 
sarta de cabillas y la bomba, la cual consta de tres componentes básicos: el 
estator, el rotor y el niple de paro. 
Tubería de Producción 
Sarta de Cabillas: es un conjunto de cabillas unidas entre sí que se 
introducen en el pozo y forman parte integral del sistema de bombeo tipo 
tornillo. 
Bomba de subsuelo: es una bomba de desplazamiento positivo 
engranada en forma de espiral, cuyos componentes principales son un rotor 
y un estator, formando de esta manera cavidades progresivas ascendentes. 
Su eficiencia volumétrica es afectada por la presencia de gas libre en la 
succión y la viscosidad del crudo. 
Estator: es un tubo de acero en cuya pared interna se encuentra 
firmemente adherido un elastómero sintético (goma endurecida) diseñado 
particularmente para tolerar efluentes petroleros a temperaturas de subsuelo: 
gas, petróleo y agua. Puede estar moldeado en forma de doble hélice (si la 
bomba es monobular) o de hélice múltiple (si es multibular). 
La figura anexa en la siguiente página ilustra algunos de los diferentes 
tipos de estatores disponibles en el mercado. 
 
 
46 
 
 
 a) b) 
Figura 3: Diferentes tipos de estatores: a) Estator Simple Lóbulo; b) 
Estator MultiLóbulos. Fuente: Sánchez (1999) 
 
Rotor: es la única pieza que se mueve de la bomba y está constituido 
por un tornillo de acero de alta resistencia, cromado para minimizar la 
abrasión generada por el transporte de fluidos que contienen partículas 
sólidas y para disminuir la fricción entre el rotor y el estator. Es accionado 
desde la superficie por un motor eléctrico cuya energía es transmitida por 
una sarta de cabillas. El diámetro del rotor dependerá del posible 
hinchamiento del elastómero debido a la presión, temperatura y naturaleza 
de los fluidos bombeados. 
La siguiente figura ilustra algunos de los diferentes tipos de estatores 
disponibles en el mercado. 
 
 
Figura 4: Diferentes tipos de rotores. Fuente: Sánchez (1999) 
 
 
47 
Niple de Paro: es un trozo de tubo colocado en un extremo del estator 
que define la posición de éste. En la parte inferior del niple de paro es posible 
colocar cualquier herramienta que se considere necesaria, tal como el ancla 
de gas, ancla de tubería y empacaduras. 
 
• Equipo de Superficie 
 
Cabezal de Rotación: es el encargado de soportar tanto el peso de la 
sarta de cabillas, como el peso generado por la columna de fluido sobre el 
rotor, el cual se manifiesta como una tensión del encabillado. Además de 
soportar carga axial, el cabezal de rotación está provisto de un mecanismo 
anti–retorno que permite que el encabillado gire en una sola dirección, 
evitando que en caso de detenerse la bomba por cualquier causa (falla de 
fluido eléctrico, mantenimiento programado, etc.) el rotor no gire en sentido 
contrario debido al peso de la columna de líquido causando desde la 
desconexión de cabillas hasta un daño irreparable al conjunto motovariador-
motor. 
 
 a) b) 
Figura 5: Cabezal de rotación de una BCP: a) por correa-polea; b) con 
motorreductor (caja reductora). Fuente: Sánchez (1999) 
 
 
48 
La figura anexa en la página anterior ilustra un tipo de cabezal de 
rotación de una bomba BCP. 
Motovariador Mecánico: es el encargado de generar la potencia 
necesaria para inducir el movimiento rotatorio del conjunto encabillado–rotor 
a la velocidad requerida. El motovariador consta principalmente de tres 
elementos: a) un motor eléctrico de corriente trifásica, b) un sistema 
mecánico de variación de velocidad y c) una caja reductora. 
Motor: se encarga de accionar el cabezal giratorio a través de un 
conjunto de poleas y cadenas. El motor puede ser eléctrico, de combustión o 
hidráulico. 
Barra Pulida y su Grampa: la barra pulida es un tubo sólido de acero 
inoxidable, la cual se conecta a la sarta de cabillas y es soportada en la parte 
superior del cabezal giratorio mediante la instalación de una grampa. Estas 
barras son fabricadas con diámetros de 1-1/8’’-1/4” y 1-1/2’’ con longitudes 
que varían entre 16 y 22 pies. 
Prensa Estopa: tiene como función principal sellar el espacio entre la 
barra pulida y la tubería de producción, evitando con ello la filtración y 
contaminación del área donde está ubicado el pozo. 
 
Funcionamiento de la BCP 
 
Una vez que el conjunto estator–rotor es colocado a la profundidad 
programada, la unión de ambos forma “cavidades definidas y cerradas”; a 
medida que el rotor gira, las cavidades progresan hacia arriba, desde la 
 
 
49 
admisión hasta la descarga de la bomba. Este movimiento giratorio es 
generado en superficie por el motovariador (motoreductor) y transmitido a la 
bomba a través de un cabezal de rotación y la sarta de cabillas que hace la 
conexión a la superficie. 
De acuerdo a este principio la bomba: 
1. Es reversible 
2. No tiene válvulas 
3. Permite obtener tasas de flujos uniformes sin problemas de 
pulsaciones 
4. Es capaz de transportar desde fluidos livianos hasta pastosos, 
inclusive con presenciade sólidos. 
En forma gráfica, el proceso se ilustra de la siguiente manera: 
 
 
Figura 6: Funcionamiento de una BCP. Fuente: Sánchez (1999) 
 
 
50 
Parámetros que determinan máxima eficiencia de la bomba de cavidad 
progresiva 
Esta bomba de desplazamiento positivo rotativo, admite fluido tan 
pronto entra en funcionamiento. Álvarez (2001, p.27), afirman que el 
comportamiento de la bomba es sencillo y su tiempo de operación depende 
de varios parámetros básicos: 
Resistencia del elastómero a: 
• Desgaste por fricción (presencia de arena, productos abrasivos, etc). 
• Hidrocarburos gaseosos que pueden difundirse en el elastómero y 
alterar sus propiedades mecánicas. 
• Altas temperaturas, las temperaturas recomendadas están en el 
orden de los 200-250ºF, dependiendo si los fluidos son o no 
abrasivos, respectivamente. 
Velocidad de rotación limitada por: 
• Desbalance del rotor. 
• Fricción entre el rotor y el estator. La bomba trabaja a muy bajas 
velocidades (<500 rpm), de allí que estos parámetros no tienen gran 
influencia. 
Lubricación: 
 Los líquidos bombeados aseguran la lubricación entre el rotor y el 
estator. Si por alguna razón esta lubricación no es alcanzada, el rotor se 
quema y el estator se daña. Cuando existe mucho gas habrá pobre 
 
 
51 
lubricación y poca transferencia de calor. El calor específico del crudo es 
mayor que el del gas, de allí que mientras el primero ayuda a mantener baja 
la temperatura del rotor-estator, el segundo favorece al aumento de 
temperatura debido a la fricción rotor-estator. 
 
Clasificación de las Bombas de Cavidades Progresivas 
 Según, Álvarez (2001, p.28) las BCP se clasifican a grandes rasgos en: 
bombas de superficie para las aplicaciones industriales, transporte de 
alimentos, transporte de crudo, etc.; y bombas de subsuelo para la 
producción de pozos de agua o pozos de petróleo. 
 Las bombas de cavidades progresivas de subsuelo pueden ser 
clasificadas en función del tipo de elastómeros, tasa de producción, 
presiones a soportar, temperatura de operación, número de lóbulos, etc. Las 
bombas de cavidades progresivas de subsuelo se clasifican en: bombas 
tubulares y bombas insertables. 
 Las bombas tubulares se caracterizan porque el estator se baja al pozo 
suspendido de la tubería de producción y posteriormente, se baja el rotor con 
la sarta de cabillas. En cuanto a las bombas de tipo insertable, se baja un 
niple de asentamiento con la tubería de producción para bajar posteriormente 
la bomba con la sarta de cabillas. 
 Las bombas de tipo insertable son más ventajosas que el tipo tubular, 
ya que en caso de necesitar reemplazar la bomba sólo bastará con recuperar 
la sarta de cabillas, realizar el cambio de la bomba y bajar nuevamente el 
 
 
52 
encabillado. Caso contrario a la bomba tubular, en donde será necesario 
recuperar el encabillado y la tubería de producción, lo cual repercute en un 
tiempo adicional de taladro o máquina de subsuelo, y por ende en costo. 
 La siguiente figura ilustra los diferentes tipos de bombas anteriormente 
discutidos. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
a) b) 
Figura 7: a) Bomba tubular BCP; b) Bomba insertable BCP. Fuente: 
Manual de Sistemas PCP-NETZSCH (Octubre 2002, p.11). 
 
Ventajas de las Bombas de Cavidades Progresivas 
 El sistema de bombeo de cavidades progresivas (BCP) ofrece las 
siguientes ventajas: 
 
 
53 
• Son bombas eficientes y simples que pueden manejar hasta 5600 
bbpd. 
• Bajo costo de inversión: a diferencia del balancín, no necesita una 
placa de concreto ni fundiciones costosas, es de construcción simple 
y cabezal compacto, lo que minimiza los costos iniciales o permite 
que más bombas sean instaladas con el mismo desembolso de 
capital. 
• Permite el bombeo de una gran variedad de fluidos, incluyendo los 
de alta de viscosidad, arenosos, parafínicos, con altos corte de agua 
y altas cantidades de gas libre. La arena es manejada eficientemente 
debido a la resiliencia del elastómero y al mecanismo de bombeo. La 
presencia de gas no obstruirá la bomba. 
• El diseño es tan simple que no necesita obturadores y sólo tiene una 
parte móvil (rotor) dentro del pozo. 
• El sistema de bombas BCP, contrario al sistema de bombeo 
convencional, tiene un torque constante. Como resultado, la fricción 
en las cabillas y el arrastre son reducidos; lo que aunado a la alta 
eficiencia de la bomba permite reducir la energía eléctrica consumida 
en más del 50%. El esfuerzo constante sobre la sarta de cabillas o 
con fluctuaciones mínimas, disminuye el riesgo de falla por fatiga y 
desprendimiento de cabillas. 
 
 
54 
• En la mayoría de las aplicaciones, las BCP tienen una eficiencia 
mecánica total significativamente mayor que cualquiera de los otros 
métodos de levantamiento artificial, por lo tanto, el costo de 
producción del fluido es reducido. 
• El reducido tamaño y el poco peso de este sistema representa una 
reducción significativa en costos de transporte, aunado al bajo costo 
de instalación debido a que el sistema completo puede ser instalado 
por la cuadrilla de servicio de guaya. 
• Contrario a otros sistemas, este ofrece un mínimo de riesgo de 
accidentes para personas y animales que puedan acercarse al 
equipo. El movimiento y el ruido en superficie son bajos. 
• La simplicidad del equipo disminuye el mantenimiento y “workover”, 
ya que no necesita de herramientas ni procedimientos especiales, y 
tiene bajos requerimientos de lubricación. 
• El sistema de rodamientos utilizado provee un trabajo libre de 
vibraciones por un largo período de vida. La ausencia de vibraciones 
hace que en las formaciones cercanas al pozo no se genere alta 
producción de arena (en el caso de yacimientos poco consolidados). 
• Con el sistema de bombeo BCP no es necesario calentar o diluir el 
fluido producido, aún cuando este sea un crudo extrapesado de alta 
viscosidad. 
 
 
55 
• La rata de desplazamiento positivo es controlada por la velocidad y 
no es una función de la presión, aunque la presión afecta la 
eficiencia. Cada modelo provee un amplio rango de producción, que 
puede ser alcanzado sin ningún cambio en el equipo, usando un 
variador de velocidad. 
• Puede manejar hasta un 100% de agua. 
• Las dimensiones del equipo de superficie son adaptables a las 
grandes y pequeñas plataformas de los pozos costa afuera. 
• Elimina la flotación de las cabillas. 
Adicionalmente, si la bomba es de tipo insertable: 
• No es necesario retirar la tubería de producción del pozo para 
sustituir la bomba del fondo. 
• La sustitución de la bomba de fondo puede ser realizada con la 
ayuda de una pequeña máquina de subsuelo o con una grúa. 
• Disminución de costos de instalación y mantenimiento. 
• Reducción en el tiempo de parada del pozo, y por tanto reducción de 
la producción diferida. 
 
Desventajas de las Bombas de Cavidades Progresivas 
• Su profundidad máxima de operación recomendada es de 4000 pies. 
• Requiere suministro de energía eléctrica. 
• La temperatura de operación es un limitante, lo que ha impedido su 
utilización en pozos inyectados con vapor. 
 
 
56 
• Aunque puede manejar altos volúmenes de gas, si opera en seco por 
largos períodos de tiempo el roce continuo del rotor sobre el 
elastómero no lubricado terminaría quemando la goma. 
• No se da en pozos de más de 180ºF, aunque en algunos casos se ha 
trabajado a temperaturas promedios de 280ºF con un elastómero 
más resistente. 
• Su eficiencia disminuye drásticamente en pozos con alta RGL 
(Relación Gas-Líquido). 
• El elastómero es afectado por crudos con aromáticos. 
 
Parámetros para la selección de la bomba 
 
Componentes de la BCP 
Principalmente debe estar constituida por: 
• Un estator enroscado en la punta de la tubería de producción 
• Un rotor sujetado en la punta de la sarta de cabillas 
• Uncabezal giratorio, instalado en el cabezal del pozo, que soporta 
las cargas que actúan sobre las cabillas 
• Un motor eléctrico (o hidráulico o a gas) con un reductor de velocidad 
o con un variador de velocidad 
 
Selección del tamaño de la bomba 
 
Las bombas son adaptadas a tuberías de 2 3/8’’, 2 7/8’’, 3 ½’’ y 4’’ (OD). 
Se pueden bombear hasta 560 BPD, a 500 RPM y cero (0) head con una 
 
 
57 
caída de presión de hasta 2900 lppc., según el tipo de bomba. Cada 
fabricante define sus tipos y éstos se seleccionan de acuerdo a: 
Completación y perfil del pozo: De acuerdo a su capacidad las bombas 
pueden bajarse en revestidores desde 4 ½’’ y 5 ½’’ o de mayor diámetro. El 
comportamiento del bombeo no se altera por la inclinación de la bomba en el 
pozo, sin embargo, las cabillas deben ser bajadas con protectores. 
Características del yacimiento: Conociendo el comportamiento de 
afluencia de la formación productora y estableciendo un nivel dinámico 
óptimo se tendrá una tasa de flujo aportada por el yacimiento. En base a esta 
tasa se selecciona el tipo de bomba que tenga dicha capacidad con una 
velocidad de rotación relativamente baja. Además la bomba debe tener un 
nivel de sumergencia mayor o igual a 300 pies. 
Características de los fluidos a levantar: 
Gravedad y viscosidad del petróleo: El petróleo pesado y viscoso 
genera caídas de presión en la tubería de producción que deben ser 
absorbidas por la bomba, de esta manera desmejora en la medida que el 
petróleo es más pesado y viscoso. 
Contenido de gas y fluido de la formación: De acuerdo al principio de 
funcionamiento de las BCP, ellas pueden transportar fluidos multifásicos con 
altas RGP (Relación Gas-Petróleo) en la entrada, de allí que pueden 
instalarse en el pozo a un nivel por encima de la profundidad donde la 
presión es aproximadamente igual a la presión de burbujeo, aunque debe 
tenerse mucha precaución en el diseño. 
 
 
58 
Temperatura del fluido: Generalmente la profundidad donde se instala 
la bomba no excede los 6500 pies y por lo tanto operan a temperaturas 
menores de 230ºF que es la temperatura crítica de los elastómeros de nitrilo. 
Sin embargo, en caso de levantar crudos pesados estimulados con vapor, la 
temperatura puede alcanzar los 392ºF, en este caso, es necesario utilizar 
elastómeros especiales. 
Presencia de arena: Los fluidos bombeados pueden contener arena 
pero deben tomarse las siguientes precauciones: d.1) Evitar que la arena se 
aglomere en la entrada de la bomba, d.2) Asegurarse que durante las 
paradas de la bomba no sedimente la arena en la tubería ya que se pueden 
presentar severos inconvenientes al momento del arranque, d.3) En caso de 
producción de arena las bombas son diseñadas con rotores revestidos con 
cromo y elastómeros muy elásticos. 
Presencia de CO2 y H2S: A pesar de que los elastómeros con que se 
construye el estator toleran ciertos gases, siempre es recomendable una 
prueba inicial de chequeo. 
Presencia de aromáticos: los elastómeros son muy sensibles a 
hinchamiento. De acuerdo al contenido de aromáticos se debe seleccionar el 
elastómero más apropiado. 
 
Fallas típicas del Bombeo de Cavidades Progresivas 
 
 Para reconocer las causas del mal funcionamiento de una BCP que 
determinan la no optimización del proceso que opera, se debe tener en 
 
 
59 
cuenta que en la unidad de bombeo tipo tornillo se pueden presentar fallas 
tanto en el equipo de subsuelo como en el de superficie, entre las cuales se 
pueden mencionar: 
 
Equipo de Subsuelo 
 
Elastómero 
 Abrasión: Este tipo de falla se debe principalmente al desgaste normal 
del elastómero debido a la presencia de partículas sólidas y a altas 
velocidades de operación del rotor. Sí se quiere corregir esta falla se debe 
reducir la velocidad y/o mantener el diferencial de presión a un mínimo 
utilizando una bomba de mayor capacidad o con mayor número de etapas. 
Ataque Químico: Estas sustancias químicas dentro del estator hacen 
que el elastómero se abombe ó presente ampollas. Esta anomalía puede ser 
corregida utilizando estatores con gomas especiales para estos tipos de 
fluidos. 
Delaminación: Se presenta en una forma más avanzada que el ataque 
químico. Después que la goma se abomba la presión hecha por el rotor al 
estator es mucho mayor, creando un incremento en la abrasión y las 
temperaturas de operación. Asumiendo que el equipo de tierra provee 
suficiente torque al rotor, éste terminará desprendiendo la goma del estator. 
Esto puede ser corregido utilizando gomas específicas. 
 
 
60 
Arrastre de alta presión: Esta falla se presenta debido a partículas de 
arena que se depositan en el elastómero causando deformaciones 
permanentes de la goma lo cual origina que se produzcan orificios pequeños 
por donde los fluidos de alta presión pasan y arrastran la goma. Para 
minimizar la falla en pozos con este problema se coloca un filtro en la 
entrada de la bomba. 
Presión excesiva por etapas: Ocurre cuando la presión diferencial por 
etapa en la bomba excede los 100 lppc, lo cual da lugar a una presión 
hidrostática o por fricción muy altas. Esto puede ocurrir por: a) descarga de 
la bomba, tapada total o parcialmente, b) Línea de flujo tapada total o 
parcialmente, c) Alta producción de fluidos viscosos. Para prevenir esta falla 
se debe asegurar que el rotor esté a la altura correcta dentro del estator, 
evitando así que el acople entre el rotor y la varilla de succión esté tapando 
la descarga de la bomba durante la producción. 
Altas temperaturas de operación: Causará que la vida de servicio de la 
bomba sea relativamente corta, debido al incremento en la velocidad de 
oxidación que causa una pérdida en la resistencia a las fuerzas tensoras y un 
incremento en la dureza de la goma. Esto se debe a que se trabajó la 
bomba sin fluido (gas en exceso) u operando a altas temperaturas. 
Influencia mecánica: Se debe a problemas con rocas u otras sustancias 
extrañas que sean bombeadas y causan daño, desgarrando la goma. Para 
corregir este problema se recomienda colocar un colador de arena. 
 
 
 
61 
Rotor 
 Ciertas sustancias químicas presentes en el pozo ó que son añadidas a 
él reaccionan con el cromado de plata del rotor y lo afectan. 
Pasador 
Esta falla se da a causa del peso de la sarta de cabillas junto con el 
rotor que hacen ceder la barra colocada en la parte inferior del estator; esto 
puede suceder en el momento del espaciamiento. 
 
Equipo de Superficie 
 
Grampa 
 Cuando no queda bien ajustada a la barra pulida, origina que el rotor se 
desplace hasta el fondo del estator quedando el pozo inactivo. 
Cabezal giratorio 
 En esta parte del equipo pueden presentarse varios problemas que 
hacen fallar el cabezal, entre los cuales se tienen: soporte del motor partido, 
recalentamiento en el freno, daño en la caja de engranaje, daño en las 
poleas, entre otros aspectos. 
 
2.5. TEORÍA DE LA OPTIMIZACIÓN 
 
La optimización se refiere al método que se sigue en el proceso de 
diseño y construcción de un automatismo para obtener la mejor respuesta 
 
 
62 
posible para un determinado parámetro de entre los diversos parámetros que 
configuran el sistema (Enciclopedia VISOR, tomo 18). 
En la industria petrolera, la optimización del levantamiento artificial por 
bombeo significa generalmente el diseño de un sistema que permita producir 
la cantidad máxima de petróleo en condiciones y limitaciones determinadas, 
esto es tras las condiciones de operación (torque, velocidad, voltaje) de la 
bomba instalada. 
Un eficiente control de estos parámetros tiene como ventajas obtener 
un ahorro energético de las condiciones de operación del pozo, permite 
desarrollar una base de datos de las fallas y eventos al tiempo que ocurrieron 
y aumentar la vida útil del sistema de completación y la propia bomba al 
suministrar el torque de arranque y parada que necesita labomba y que con 
arrancadores directos no se puede establecer. 
 
3. SISTEMA DE VARIABLES 
 
Dentro del estudio titulado “Sistema de monitoreo y control para la 
optimización de pozos que operan con el método de levantamiento artificial 
por bombeo de cavidad progresiva. Caso: BCP de Venezuela, C.A.” se 
identifican las siguientes variables de trabajo: 
• Sistema de monitoreo y control 
• Método de levantamiento artificial por bombeo de cavidad progresiva 
 
 
 
63 
SISTEMA DE MONITOREO Y CONTROL 
 
 
La presente variable no figura textualmente en la literatura reseñada por 
lo que se hace necesario su estudio y operacionalización a través de sus 
componentes, a saber: 
• Sistema de monitoreo 
• Sistema de control 
 
SISTEMA DE MONITOREO 
 
Conceptualmente es, “aquél que controla un proceso de forma 
automática desde la pantalla de un computador informando al operador de 
alguna eventualidad”, Maloney (1997 p.398). 
Por su parte, J. Barriola (1996, p.II-2) se refiere a un sistema de 
monitoreo como “aquél conjunto de elementos que permiten la evaluación de 
una señal o variable de forma constante debido a las alteraciones que sufre 
la misma cuando se ve afectada por agentes externos”. 
 
 
SISTEMA DE CONTROL 
 
Conceptualmente es, “un sistema integral que tiene como finalidad 
obtener información de un proceso determinado, con el objeto de tomar las 
decisiones pertinentes para mantener el control de los parámetros de 
proceso”, Ogata (1993 p.7). 
 
 
64 
Operacionalmente, un sistema de monitoreo y control es un conjunto 
de dispositivos electrónicos formados por microprocesadores que interactúan 
entre sí, con el propósito de realizar una acción específica dentro de los 
parámetros establecidos para una operación determinada permitiendo con 
ello, la obtención de resultados de una manera continua. 
Para esto es necesario la instalación de instrumentos en lugares 
específicos del sistema, los cuales deben ser definidos en forma detallada de 
acuerdo a las especificaciones de los mismos, para así contar con la 
información de dichos equipos e instalaciones pertenecientes a cada 
estación. La información obtenida por estos instrumentos es enviada a un 
panel de control ubicado en la locación y al cuarto de control para obtener 
datos confiables y precisos, desde el momento en que la muestra es tomada 
hasta el final del proceso. 
Los resultados del proceso en estudio son visualizados a través de una 
aplicación software, en este caso sobre Visual Basic versión 6.0, 
específicamente diseñada para funcionar sobre ordenadores de control de 
producción y así proporcionar comunicación con los dispositivos de campo, 
permitiendo tomar medidas correctivas si se presenta alguna anomalía. 
Este sistema de monitoreo y control permite en menor tiempo y de 
manera confiable, la ejecución de todos los procesos concernientes al 
manejo de las variables que intervienen en el proceso de bombeo (torque, 
velocidad, corriente, voltaje, frecuencia), con el fin de mantenerlas dentro de 
 
 
65 
los límites establecidos de operación para obtener un aumento en el tiempo 
de producción y con ello un incremento operacional del sistema en general. 
 
MÉTODO DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR BOMBEO DE 
CAVIDAD PROGRESIVA 
 
Conceptualmente es, “un método de levantamiento artificial de tipo 
desplazamiento positivo, basado en el principio del tornillo de Arquímedes 
para transportar los fluidos desde el subsuelo hasta la superficie” Manual de 
Operadores PDVSA (1999, p.69). Con respecto a otros métodos es una 
alternativa que permite el uso de equipos de menor potencia, con 
instalaciones de superficie más pequeñas y con menos puntos de 
mantenimiento. 
Operacionalmente, la bomba de cavidad progresiva está constituida 
por dos elementos, el estator y el rotor. El estator es un tubo con una goma 
endurecida (elastómero) adherida a su pared interna; el rotor es el 
componente móvil de la bomba constituido por un tornillo accionado desde 
superficie por un motor eléctrico que pueda estar integrado por un 
motovariador o motorreductor y una caja reductora controlada por un 
variador de frecuencia. La energía del motor es transmitido al rotor a través 
de la sarta de cabillas. 
 
 
66 
Una vez que el sistema es accionado, los fluidos son transformados en 
forma continua a través de la producción, desde el pozo hasta la estación de 
flujo. 
En general, el bombeo de cavidad progresiva resulta el método de 
producción de fluido del subsuelo a la superficie que a través del monitoreo y 
control continuo de los parámetros de operación de la misma (voltaje, 
corriente, torque, frecuencia) permite el análisis del comportamiento de la 
bomba dentro del pozo en que opera para permitir la optimización de éste en 
función de costo, tiempo de producción, productividad y potencia del motor. 
 
3. DEFINICIÓN DE TÉRMINOS BÁSICOS 
• Análisis S.A.R.A: Análisis mediante el cual se conoce la cantidad de 
Saturados, Aromáticos, Resinas y Asfaltenos presentes en la 
composición del crudo, Álvarez (2001). 
• Bombas de cavidades progresivas: es una bomba rotatoria de tipo 
desplazamiento positivo. Consta de dos piezas que forman 
engranajes helicoidales internos entre sí: el rotor y el estator. Una 
vez colocado el rotor dentro del estator se forman cavidades 
cerradas que progresan al accionar el rotor, transportando fluidos 
desde el punto de succión al punto de descarga y de allí hacia la 
superficie, Álvarez (2001). 
 
 
67 
• Caja reductora: es un mecanismo que permite, gracias a su relación 
de transmisión, otorgar a la sarta de cabillas la máxima velocidad de 
rotación esperada teniendo como entrada la velocidad de rotación del 
motor, Álvarez (2001). 
• Elastómero: es un material polimérico (macromolécula) cuya 
principal característica es que puede ser elongado varias veces su 
longitud original y tiene la capacidad de recobrar rápidamente sus 
dimensiones originales una vez que la fuerza es removida. 
Según Álvarez (2001), de acuerdo a la naturaleza de los fluidos a 
manejar y las condiciones de presión y temperatura a la profundidad 
de la bomba, los elastómeros se clasifican en cuatro categorías. 
1. Para petróleos pesados y muy abrasivos (<18ºAPI) 
2. Para petróleos pesados y abrasivos con temperatura de trabajo 
menor de 212ºF. 
3. Para petróleos pesados, medianos y livianos con aromáticos, 
pequeñas partículas abrasivas y temperaturas de trabajo menor 
de 212ºF. 
4. Para petróleos pesados con altas temperaturas, mayores de 
320ºF. 
• Entidad: es cualquier cosa capaz de enviar y recibir información. 
Ejemplos de entidades son: los programas de aplicación de los 
usuarios, las utilidades para transferencia de ficheros, los sistemas 
 
 
68 
de gestión de base de datos, así como los gestores de correo 
electrónico y terminales, Stallings (2000, p.12). 
• Error en estado estable: se dice que un sistema tiene un error en 
estable cuando la salida de un sistema en estado estable no 
coincide exactamente con la entrada. Este error indica la precisión 
del sistema, Ogata (1998, p.135). También conocida como 
desviación, es la diferencia entre el punto de control y el valor de 
estado estacionario de la variable que se controla, Smith y otros 
(1995, p.205). 
• Estabilidad relativa: es el grado de estabilidad que exhibe un 
sistema estable, es decir, una vez que se ha encontrado que el 
sistema es estable, es interesante determinar qué tan estable es, 
Kúo (1996, p.328). 
• Grados API: es una medida de la American Petroleum Institute para 
denotar la fluidez de los crudos con respecto al agua. La densidad 
API se refiere al peso por unidad de volumen a 60ºF. La ecuación 
general API es como sigue 
5.131.
5.141º −= espGravAPI 
La clasificación de crudos por rango ºAPI que utiliza el Ministerio de 
Energía y Minas de Venezuela es la siguiente 
< 10º API EXTRAPESADO10.1<ºAPI<21.9 PESADO 
 
 
69 
22<ºAPI<29.9 MEDIANO 
30<ºAPI<39.9 LIVIANO 
>40ºAPI CONDENSADO 
Fuente: Barbieri (1998). 
• Monitoreo: consiste en observar y actualizar la data de las variables 
de trabajo de una manera continua, Mora (2000). 
• Nomograma: es una representación básica a base de líneas que 
permite leer la solución de cálculos sin necesidad de efectuarlos, 
Enciclopedia Encarta (2001). 
• PDU: Unidad de Datos del Protocolo. Se refiere al bloque de datos a 
intercambiar entre dos entidades, Stallings (2000, p.34). 
• Protocolo: conjunto de reglas que gobiernan el intercambio de datos 
entre dos entidades, Stallings (2000, p.12). 
• Resiliencia: propiedad contraria a la histéresis (medida de la 
cantidad de energía durante el proceso de deformación) y está 
relacionada con la capacidad de recuperación elástica. Los 
elastómeros, generalmente, se caracterizan por ser elásticos y 
flexibles ya que tienen una alta capacidad para deformación plástica 
debido a las débiles interacciones existentes entre las cadenas de 
polímeros y la rotación libre de los átomos, Álvarez (2001). 
• RGP (RELACIÓN GAS-PETRÓLEO): se define como el número de 
pies cúbicos normales (pcn) de gas que pueden disolverse en un 
barril normal (bn) de petróleo cuando ambos son llevados a las 
 
 
70 
condiciones de presión y temperatura prevalecientes en el 
yacimiento, Bánzer (1996). 
• RS-232: Un estándar EIA que especifica características eléctricas, 
mecánicas y funcionales para circuitos de comunicación binaria en 
serie (Publicación 1764-UM001A-ES-P. Rockwell Automation p. 
Glosario 7). Es una interfaz de comunicación serie simple, CEKIT 
(1998, p.63). 
• Símbolo: es una secuencia de uno o más bytes que tienen un 
significado especial para el protocolo de enlace, Protocol DF1 and 
Command Set. Reference Manual (1996, p.2-6). 
• Sistema: es un conjunto de elementos relacionados de tal modo que 
pueda llevarse a cabo una elaboración de información, Enciclopedia 
VISOR (tomo 22). 
• Unidad Terminal Maestra (UTM): es una estación que se encuentra 
ubicada en la sala de control de la planta, y entre sus funciones 
principales se tienen: 
1. Interrogar periódicamente a los Controladores Lógicos 
Programables (PLC) o Unidades Terminales Remotas (UTR) 
2. Enviar comandos de control al campo, cada vez que el 
operador lo requiera 
3. Dirigir mensajes al operador de estado de alarmas y eventos en 
forma visual y sonora 
 
 
71 
4. Imprimir reportes de eventos ocurridos 
5. Ejecutar programas de aplicación del sistema, Durán (1993)