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CAPITULO II 
 
 Marco Teórico 
 
 
 
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A. ANTECEDENTES DE LA INVESTIGACIÓN. 
 
 Para el apoyo del estudio denominado “Sistema de Diagnóstico 
para Pozos Productores a partir de Algoritmos de Correlación para la 
Optimización de la Producción en la Unidad de Explotación Lagotreco”, 
se consideraron diversos estudios entre los que se encuentran el de COLINA 
E., HERNÁNDEZ M. (1.998), en su trabajo denominado “Desarrollo de un 
Sistema de Supervisión y Diagnostico de las Condiciones 
Operacionales de Pozos con Levantamiento Artificial de Gas (LAG) 
Aplicando Redes Neuronales”, donde se concluyo que para lograr un 
diagnóstico efectivo, es necesario la recopilación de patrones característicos 
de las condiciones operacionales del pozo y que el uso de redes neuronales, 
específicamente de la red Fusión ARTMAP, demostró ser una buena 
herramienta para la identificación de dichos patrones del comportamiento 
delas condiciones operacionales de pozos de levantamiento artificial por gas 
(LAG). 
 En otro orden de ideas, se encuentra el trabajo de DIAZ M. (1.995), 
quien plantea el “Diseño de un Sistema de Supervisión y Diagnostico 
para Pozos Petroleros que Utilizan Bombas Electro sumergibles (BES) 
como Tecnología de Producción en Maraven, S.A.”, donde se constató 
que para la supervisión a distancias en pozos con BES en 
 
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Motatan, es necesario un diseño que tome en cuenta las variables a 
monitorear, además para realizar el diagnóstico de estos pozos se hace 
necesario establecer un esquema que unido con los parámetros obtenidos 
de la supervisión y otras que puedan ser calculadas, se efectúe 
posteriormente el diagnóstico de las condiciones del pozo. 
 Por último, está el estudio realizado por CARRASQUERO D. (1.999) 
donde plantea la necesidad de “Monitoreo a distancia de los Parámetros 
de Producción en Pozos de Lagotreco”, en la cual se determinó que el 
monitoreo a distancia, permite la detección de problemas operacionales en 
los pozos disminuyendo el tiempo de respuesta para solucionarlos, 
reduciendo considerablemente la producción diferida asociadas a estas 
situaciones. 
Las conclusiones de los estudios antes mencionados destacan la 
importancia de un sistema de diagnostico basado en un monitoreo a tiempo 
real de las condiciones operacionales de los pozos, ya que es una 
herramienta esencial para la optimización de la producción, que en este caso 
es el fundamento principal en la realización de nuestro sistema. 
 
B. BASES TEÓRICAS 
 
1. Sistema Automatizado 
 
 Este tipo de sistema, a juzgar de los especialistas en el área, requiere 
de un gran número de elementos, acción, sensores y mecanismos de control 
 
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combinados en una serie de trazos cerrados en conjunto con un programa y 
en combinación con un equipo sofisticado de toma de decisiones. Tomando 
en cuenta que muchos de los elementos de acción interactúan de tal forma 
que si cambia algún paso del proceso se puede alterar el curso de los pasos 
por seguir. La mayor dificultad al diseñar un sistema de control automatizado, 
se basa en entender cada uno de los elementos de acción y sus 
interacciones, para así incorporar esta información al programa de manera 
que las rutinas de toma de decisiones sean las correctas y estén disponibles 
cuando se requieren. 
 Para efectos del desarrollo de este trabajo, estudiaremos dentro de los 
sistemas automatizados los de control y algunas derivaciones de este, como 
lo son los de supervisión y de diagnostico. 
 
1.1. Sistemas de Control 
 
 Según Colina, Hernández (1998, p.18) un sistemas de control es una 
combinación de componentes, instrumentos de campos y de control, que 
actúan conjuntamente de acuerdo a un diseño previo y cumplen el objeto de 
controlar un proceso, de acuerdo a reglas y criterios preestablecidos. Esto se 
logra controlando una o varias variables de salida de una manera ya 
establecida, mediante la(s) señal(es) de acción, a través de los elementos 
del sistema de control. 
 El dominio de un sistema de control, abarca todas los labores 
humanas, desde el simple sistema de mantenimiento de nivel de un 
 
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reservorio de agua hasta los “mega sistemas” que conforman el control de 
una planta generadora de energía eléctrica. 
 Existen, según Craft y Hawkins (1992, P.485) cuatro modos para la 
realización del control en sistemas de lazo cerrado. A continuación se dará 
una breve descripción de cada uno de ellos. 
 
• Control Todo o Nada; el dispositivo conector tiene solamente dos 
posiciones o estados de operación, por ejemplo: En una válvula existen solo 
dos posibilidades, completamente abierta o completamente cerrada. 
• Control Proporcional; posee un rango contínuo de posibles soluciones, 
es decir, la posición exacta que toma es proporcional a la señal de error, en 
otras palabras, la salida del bloque controlador es proporcional a su entrada. 
• Control proporcional integral; el modo anterior es usado cuando los 
cambios son lentos y pequeños. Si se requiere mayor velocidad y existe un 
amplio margen en los cambios se utilizara el PI, de lo contrario no es 
eficiente. 
• Control proporcional integral derivativo; es un modo en el cual cada 
acción de control actúa en forma individual, y se utiliza principalmente 
cuando se necesita un control más rápido y preciso que los anteriores. 
 
v Sistema de Supervisión 
 
 Según Díaz (1995, P.18), este sistema es el encargado de analizar 
una determinada situación, a través de una serie de premisas para llegar a 
 
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una o varias conclusiones relacionado con el estado del hecho sujeto a dicho 
análisis. 
 
v Sistema de Diagnóstico 
 
 Para Colina E. y Hernández M. (1.998, P.24). un sistema de 
diagnostico tiene como función mostrar o informar la situación actual de los 
proceso, indicando así si este se encuentra o no en un buen funcionamiento 
o si se esta trabajando en un nivel optimo. 
 Según (El Chiriti, Entrevista Personal, 2000) actualmente PDVSA 
cuenta con una gran gama de sistemas para el diagnostico de sus procesos, 
pero específicamente en el área de los pozos con levantamiento artificial por 
gas L.A.G la empresa cuenta con un sistema de diagnostico llamado 
SEDILAG, este se encuentra entre los muchos procedimientos de 
diagnostico para estos pozos, el cual estudiaremos para el desarrollo de este 
trabajo. 
 El SEDILAG es un sistema experto para el diagnostico de pozos con 
levantamiento artificial por gas. El SEDILAG fue hecho para ser corrido en 
pozos que pueden ser inicializados bajo las reglas del Sistema Manejador de 
Situaciones Anormales (ASMS) o por corrido de horario diario o por el modo 
de fuera de línea, para optimizar la ingeniería. 
 El SEDILAG carga cuatro veces en serie la presión de la tubería del 
cabezal del pozo (THP), la presión del casing, la presión del manifold y la 
rata de inyección de gas desde el SCADA. El sistema analiza cada serie de 
 
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datos y calcula el ciclo de serie para la presión del casing en caso de existir 
un flujo intermitente. 
 Al igual que el SEDILAG, el sistema ha diseñar, diagnostica el 
funcionamiento de los pozos con levantamiento artificial por gas pero con la 
diferencia que particulariza el sistema no solo del SEDILAG sino del resto de 
los sistemas existentes en la empresa de que se basa en patrones 
preestablecidos que identifican las situaciones existentes el los pozos con 
L.A.G de la Unidad de Explotación Lagotreco. Dichos patrones son los 
siguientes: Gas Lift Cerrado en el Múltiple, Válvula de Gas Lift Dañada, Bajo 
Aporte del Pozo por Característica del Yacimiento, Pozo con Choke, Baja 
Presión de Gas Lift, Alta Presión de Gas Lift, Pozo Cerrado en Superficie, 
Válvula de Seguridad de Fondo Cerrada, Recirculación, Pozo Tapado y 
Presencia de Fluidos Incompatibles. Otra diferencia al SEDILAG es que el 
sistema a diseñar trabajara no solocon las presiones y temperaturas de 
superficie, sino que además utiliza los datos recolectados por los sensores 
de fondo que suministran información sobre la temperatura y la presión. 
 Dentro de los sistemas de diagnósticos, cabe mencionar todo lo 
relacionado con inteligencia artificial y las redes neurales, así como su 
importancia y aplicación en el mundo actual. 
 
Ø Inteligencia Artificial 
 
Según Núñez, Signya (1995, P.15) se define como la rama de la 
ciencia que se encarga del diseño de sistemas inteligentes, es decir, 
 
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sistemas que exhiben características que se asocian con el comportamiento 
inteligente. Se caracteriza por el uso de símbolos y del razonamiento. 
Estudia los procesos mediante los cuales la mente percibe su entorno, lo 
analiza y actúa sobre él. 
Los investigadores de inteligencia artificial han creado docenas de 
técnicas de programación que soportan algún comportamiento inteligente. 
Estos sistemas experimentales incluyen programas que: 
 
• Resuelve algunos problemas complicados en disciplinas como la 
Química, Biología, Geología, Ingeniería y medicina que habitualmente 
precisan de expertos humanos con diferentes niveles de especialización. 
 
• Dispositivos que manipulan robots para resolver algunas tareas usuales, 
repetitivas y relacionadas con motores que reaccionan ante el estudio de 
sensores. 
 
Ø Redes Neuronales 
 
Según Álvaro Gil (1997, p.59) las redes neuronales son un conjunto 
de unidades (comúnmente denominados neuronas) que se encargan de 
realizar un procesamiento paralelo y distribuido de las señales presentadas a 
sus entradas (datos) y que tienen un mecanismo natural para guardar 
conocimiento proveniente de la experiencia y dar como resultado información 
importante relacionada con el proceso de estudio. Existen una serie de 
 
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tareas que pueden ser ejecutadas mediante las redes neuronales tales 
como: el reconocimiento de patrones, el análisis del lenguaje, la 
recuperación de datos, la robótica, el control y análisis de procesos y la 
compresión de datos. 
Las Redes Neurales Artificiales fueron originalmente una simulación 
abstracta de los sistemas nerviosos biológicos, (ver figura ¹1) formados por 
un conjunto de unidades llamadas “neuronas” o “nodos” conectadas unas 
con otras. Estas conexiones tienen una gran semejanza con las dendritas y 
los axones en los sistemas nerviosos biológicos. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
FIGURA ¹. 1 NEURONA BIOLÓGICA. FUENTE: http://www.pcai.com/pcai 
/NewHomePage/glossary/pcanoglossary.html#NeuralNetworks 
 
 
21 
 
Una de las aplicaciones que se enfocara dentro de los sistemas de 
diagnósticos son los reconocimientos de patrones, permitiendo identificar 
situaciones especificas dentro de los procesos. 
Ø Reconocimiento de patrones. 
 
Es la capacidad de identificar contornos, figuras, formas, categorías o 
configuraciones por medios automáticos, lo que permite definir 
comportamientos importantes en un proceso que permiten de manera 
oportuna tomar una decisión. 
En muchos problemas de clasificación, una cuestión a solucionar es la 
recuperación de la información, esto es, recuperar el patrón original dada 
sola una información parcial. Hay dos clases de problemas: temporales y 
estáticos. El uso apropiado de la información contextual es la llave para tener 
éxito en el reconocimiento. 
En este proyecto el reconocimiento de patrones esta orientado al 
diagnóstico de comportamientos anormales, en el proceso de levantamiento 
artificial por inyección de gas, por lo que a continuación se presenta el 
desarrollo teórico involucrado con el proceso de producción. 
Dentro del ámbito de los sistemas automatizados, cabe mencionar el 
SCADA que es utilizado por PDVSA para la supervisión y adquisición de 
datos dentro de los proceso de extracción de crudo. 
 
 
 
22 
 
2. SISTEMA SCADA (Supervisory Control and Data Adquisition) 
 
 Según Boscán, Ringo y Sánchez, Mariana (1996,P.17), es un sistema 
computarizado, capaz de monitorear o supervisar las condiciones de las 
variables más importantes de un proceso o conjunto de instalaciones 
localizadas en diversas áreas geográficas, presentando de manera adecuada 
información importante para la supervisión y la toma de decisiones por partes 
de uno o varios operadores en un centro de control, en el cual pueden 
realizarse operaciones para modificar el estado de dicho proceso o 
instalaciones. 
 En otro orden de ideas, podemos definirlo como un sistema de 
adquisición de datos y control supervisório 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 supervisa. 
El propósito principal de un sistema de control supervisório y 
adquisición de datos, es de obtener información y procesarla en tiempo real, 
permitiendo al usuario solicitar, desplegar y almacenar la data concerniente 
al sistema a operar. 
 Con el acceso en el tiempo real, los sistemas SCADA encuentran su 
aplicación no solo para proceso campos de datos, sino también factores 
normalmente fuera de alcance y control del operador, la optimización del 
proceso se puede convertir en un procedimiento estándar, en lugar de 
 
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emplearlo como un recurso esporádico. En un sistema de supervisión, 
existen tres tareas criticas a ejecutarse: 
• Recolección periódica, procesamiento y monitoreo del sistema a 
controlar. 
• Control remoto de dispositivos y reemplazo de valores en la base de 
datos para el sistema. 
• Presentación de alarmas y despliegues en el comportamiento del sistema 
de operadores. 
 
v Funciones de los Sistemas SCADA 
 
Las funciones principales de los sistemas SCADA son las siguientes: 
• Supervisora: consiste en la revisión continua de las variables del proceso 
(presión, flujo, nivel, etc.) y la indicación de cambios de estado, eventos, 
alarmas, paros en los equipos y condiciones del proceso. Esta función sirve 
de soporte al operador de la sala de control en el momento de la toma de 
decisiones, el cual requiere de la operación dos etapas: selección y control, 
para garantizar que el operador no tome acciones equivocadas. 
• Control: mediante esta función el sistema SCADA, conjuntamente con el 
operador, efectúa el control del proceso de la estación o de la planta. En el 
control automático, la unidad maestra (MTU) o la unidad terminal remota 
(RTU) toma alguna acción sobre un equipo o proceso de acuerdo al 
contenido del programa preestablecido para la operación óptima de ese 
 
24 
 
equipo o proceso. En el control manual, la MTU o la RTU ejecutara la acción 
que en forma manual introduzca el operador desde la sala de control. 
 
• Adquisición de Datos: mediante esta función el sistema SCADA se 
encarga de recolectar la información proveniente de campo a intervalos 
predeterminados de tiempo y de esta manera poder efectuar cálculos y 
tratamientos especiales de esta, que luego son procesados en primer lugar 
por la unidad terminal remota (RTU) y luego trasmitida por la unidad terminal 
maestra (MTU) para su manipulación. 
 El sistema SCADA ofrece un control de supervisión centralizado que 
permite: 
§ Detención oportuna de condiciones anormales de operación. 
§ Control y optimización del flujo de las operaciones. 
§ Acción correctiva supervisada, efectiva y rápida. 
§ Seguimiento y análisis automático de operaciones y mantenimiento 
preventivo. 
El SCADA juega un papel importante dentro del sistema a desarrollar 
ya que sirve como plataforma de enlace para la adquisición de datos 
provenientes de los sensores ubicados en los pozos productores y en los 
múltiples de gas que es la base del para el reconocimiento de patrones y 
por ende el diagnostico de dichos pozos. 
Como fue mencionado anteriormente, el sistema SCADA es utilizado 
por la empresa parala supervisión de los procesos de extracción del 
 
25 
 
crudo, el cual detallaremos a continuación para un mejor estudio de este 
trabajo. 
 
3. MÉTODOS DE EXTRACCIÓN DE CRUDO. 
 
Según (El Chiriti, Entrevista Personal, 2000). El petróleo se encuentra 
generalmente en yacimientos a gran profundidad debajo de la superficie de 
la tierra y está sometido a la presión de las rocas que lo rodean o de los 
acuíferos presentes. Cuando la mecha del taladro de perforación penetra a 
esos yacimientos, la presión que allí se encuentra se alivia, y si no fuera por 
la presencia del fluido de perforación, dicha presión se desplazaría 
inmediatamente hacia arriba en el pozo perforado hasta llegar a la superficie. 
Durante toda la vida de los pozos productores, los fluidos contenidos en el 
yacimiento bajo presión, tratan de fluir hacia un punto donde la presión sea 
menor. 
 Para poder contener esa presión, se corre tubería desde la superficie 
hasta el yacimiento y luego se cementa. La diferencia de presión entre el 
yacimiento y la tubería es la que suministra la energía que hace que el pozo 
produzca fluidos. Mientras mayor sea la diferencia entre las dos presiones, 
mayor será la energía y mayor será la tasa de flujo. Si se llegaran a igualar 
la presión del yacimiento y la presión dentro de la tubería o dentro del pozo, 
no habrá más flujo del yacimiento al pozo. 
 La energía natural del yacimiento permite que los fluidos contenidos 
fluyan hacia la superficie del pozo, en este caso se dice que el pozo produce 
 
26 
 
por flujo natural. Cuando la energía natural no es suficiente para que los 
fluidos alcancen la superficie y las estaciones recolectoras, es necesario 
recurrir a mecanismos de levantamiento artificial o recuperación secundaria. 
 Según Núñez Signya (1995, P.10), los métodos de extracción de 
crudo se dividen en: 
 
v Flujo Natural 
 
Se debe al empuje que produce la presencia de una cantidad de gas 
en solución de un yacimiento. Este tipo de yacimientos no requiere ayuda 
para levantar el crudo a la superficie. Durante la vida productiva de un pozo, 
este llega a alcanzar una presión que no le permite impulsar el crudo desde 
el yacimiento a la superficie, por lo tanto requiere uno de los métodos de 
levantamiento artificial. 
 
v Levantamiento Artificial 
 
Cuando un pozo productor disminuye su producción por flujo natural, 
es necesario la instalación de un método artificial de levantamiento, el cual 
permite a los pozos que se encuentran en baja producción, aumenten la 
misma. Entre ellos se encuentran: 
 
ü Bombeo Mecánico 
 
 Se fundamenta en la utilización de movimientos reciprocantes 
producidos por una unidad de transmisión en la superficie, conocida como 
 
27 
 
balancín, la cual acciona una serie de varillas conectadas al pistón, ubicadas 
en el exterior inferior del pozo permitiendo, a partir de las carreras 
ascendentes y descendentes, el llenado y vació del cilindro que contiene el 
pistón, logrando así el efecto de succión de crudo. Se consideran los factores 
de flotación, profundidad, incremento en el corte de agua, aumento del 
diámetro del pistón de la bomba de los pozos que requieren este 
procedimiento. Este sistema es generalmente es utilizado para extraer crudo 
mediano y pesado. 
 
ü Bombeo Electro-Sumergible (BES) 
 
 Mediante este método, los flujos ascienden gracias a una bomba 
instalada en el subsuelo, la cual gira a gran velocidad y es alimentada desde 
la superficie por un cable eléctrico de alta tensión. Este sistema es 
particularmente adecuado para bombear crudo liviano y mediano cuyo 
porcentaje de gas sea bajo. 
 
ü Bombas de Cavidad Progresiva (BCP) 
 
 Las bombas de cavidad progresiva consisten en un rotor helicoidal 
dentro de una caja elástomera de la misma forma (estator), pero de doble 
hélice. El rotor gira en forma excéntrica respecto al eje central del estator el 
cual tiene cavidades sucesivas. Este proceso genera succión en la entrada 
de la bomba y una descarga al final e esta, lo cual permite generar un flujo 
 
28 
 
continuo desde el fondo del pozo hasta la superficie. Este método se utiliza 
generalmente para la extracción de crudo extrapesado. 
ü Levantamiento Artificial por Gas (LAG) 
 
 El método (LAG), como se muestra en la Figura ¹. 2, consiste en 
inyectar gas desde la superficie a una presión determinada en la columna de 
fluido a través de uno de los orificios que están espaciados en la tubería de 
producción del pozo. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
FIGURA ¹2. PROCESO DE EXTRACCIÓN POR MEDIO DEL MÉTODO L.A.G. FUENTE: 
Ovando, David (2001) 
 
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Al inyectar gas la presión ejercida por la columna se reduce y el pozo 
es capaz de fluir debido a: 
• Expansión del gas inyectado. 
• Desplazamiento del fluido por la expansión del gas comprimido. 
• La fuerza de empuje es más grande en el fondo que en la superficie. 
 
 El propósito de disminuir la presión fluyente del fondo es aumentar el 
caudal de producción. La inyección de gas se une al gas de formación y 
aligera el peso de la columna por encima del punto de inyección, este 
proceso es utilizado principalmente en la extracción de crudo liviano y 
mediano. Existen dos formas de inyección de gas que son: 
 
ü Levantamiento Artificial por gas de flujo continuo. 
 
El levantamiento artificial de gas por flujo contínuo se asemeja mucho 
al proceso de flujo natural en el sentido de que la energía de la formación es 
suplida por la inyección de gas adicional. 
El gas se inyecta a la corriente de fluido por una válvula de 
levantamiento artificial por gas y levanta los líquidos a la superficie por los 
mecanismos siguientes: 
El peso de la columna de fluido se reduce al ser desplazado el líquido 
por el gas mucho. A medida que el gas se desplaza rápidamente hacia la 
superficie, encuentra menos presión en su camino, y por lo tanto, sigue 
expandiéndose y reduciendo aún más la densidad del fluido. 
 
30 
 
ü Levantamiento Artificial por gas de flujo intermitente. 
 
La válvula operadora de levantamiento artificial por inyección de gas 
permanece cerrada hasta que la presión alcanza la presión de operación de 
la válvula. En el momento en que se alcanza la presión de operación, la 
válvula de levantamiento artificial por gas se abre rápidamente, permitiendo 
que el gas entre al hoyo a una tasa de flujo muy alta. Este tapón de gas que 
entra al pozo a alta velocidad, comienza inmediatamente a empujar a los 
líquidos que se encuentran por delante, y los expulsa rápidamente de la 
tubería de producción. 
a) Flujo Continuo b) Flujo Intermitente. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
FIGURA ¹3. LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR INYECCIÓN DE GAS. FUENTE: 
Ovando, David (2001) 
 
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v Ventajas del Levantamiento Artificial por Gas. 
 
• El costo inicial de los equipos de subsuelo es generalmente menor que en 
los otros sistemas de levantamiento artificial. 
• Es el más flexible entre todos los sistemas de levantamiento artificial. Los 
equipos instalados en el pozo productor son capaces de levantar volúmenes 
desde unos pocos barriles diarios hasta varios miles de barriles diarios, sin 
necesidad de hacer cambios grandes en el sistema. 
• El número relativamente pequeño de partes móviles en las válvulas de 
levantamiento artificial por gas, le permite una vida de servicio muy larga en 
comparación con otros sistemas de levantamiento artificial, cuando la 
instalación requiere servicio, éste puede hacerse con unidades de cable. 
• El levantamiento artificial por gas no es afectado de manera adversa por 
la desviación del hoyo. 
• La utilización del levantamiento artificial por gas es ideal para suplir la 
energía perdida de la formación y levantar los fluidos en pozos con relación 
gas / petróleo relativamente bajas. 
• El levantamiento artificial por gas tiene generalmentelos menores costos 
de operación entre los otros sistemas. 
 
Los pozos productores asignados para el sistema a desarrollar, tiene 
la característica de trabajar con levantamiento artificial por gas y poseer 
sensores tanto de fondo como de superficie, que son las herramientas que 
 
32 
 
permitirán el diagnostico de dichos pozos y por ende optimizar la 
producción. 
Estos sensores cumplen la función de suministrar datos concernientes 
a las presiones y temperaturas tanto de fondo como de superficie. Con 
respecto a los sensores de superficie, la empresa posee un sistema llamado 
Well Head Monitor o sistema de monitor de cabezal de pozo, el cual se 
describirá a continuación, sin embargo en cuanto a los sensores de fondo, 
PDVSA utiliza el Well Head Monitor como herramienta de enlace entre el 
SCADA y dichos sensores. 
 
4. SISTEMA DE MONITOR DE CABEZAL DE POZO 
 
 Según (Maraven, 1996). El Monitor de Cabezal de Pozo o Well Head 
Monitor (WHM) es un sistema de control, concebido y diseñado por Maraven 
S.A. conjuntamente con Texas Electronics Resouse (TER) con la finalidad de 
controlar y optimizar en forma remota la tasa del gas de inyección para el 
levantamiento artificial de los pozos asociados a este tipo de producción en 
el Lago de Maracaibo. El WHM se muestra como un típico bucle de tubería 
para inyección de gas que incluye tanto válvulas manuales como a control 
remoto para la distribución del gas en la plataforma del pozo. 
El Well Head Monitor es un dispositivo específicamente diseñado para 
detectar y controlar todas las variables del cabezal del pozo de un lugar de 
producción de gas liviano (Lift). La unidad funciona como un lazo de control 
sencillo que ajusta el flujo de la inyección de gas liviano para emparejarla con 
 
33 
 
una rata de flujo determinado por el operador y computar la producción 
estimada de agua y aceite combustible en el tiempo real (en un tiempo 
justificado o acorde) 
 
Funciones del Sistema Monitor de Cabezal de Pozo. 
 
 La función principal es sensar las variables de superficie 
específicas del pozo, cada cierto tiempo. En la situación actual monitorea 
las siguientes variables de superficie: 
 
• Presión de gas de levantamiento (GLP), corresponde a la presión con 
la cual el múltiple de gas descarga a determinado pozo. 
• Presión del Revestidor (CHP), es la presión con la cual se inyecta el 
gas en el cabezal de la tubería de revestimiento. 
• Presión diferencial de la línea de gas. (GLDP). 
• Presión de la tubería de producción (THP), es la presión con la cual se 
producen los fluidos en el cabezal de dicha tubería. 
• Presión de línea de flujo de producción (PLP). 
• Flujo de gas de Inyección (GLFL). 
• Porcentaje de Apertura de la válvula de Inyección de Gas (VAL). 
 
v Calcula el flujo de gas. 
 
Para calcular el flujo de gas total el Sistema WHM una vez censadas 
las variables de superficie realiza el cálculo, para el cual debe extraer la raíz 
 
34 
 
cuadrada al producto de los valores lineales de presión estática GLP y la 
presión diferencial registrada en la placa de orificio GLDP. Este resultado 
debe ser multiplicado por un valor constante (Factor). 
La ecuación utilizada para obtener el volumen de gas total usada por 
el WHM es la siguiente: 
donde: 
 Qt : tasa de gas total en MPCND.(Millones de Pie Cúbico 
Normales por Día) 
 C: es el factor de orificio, y depende del tamaño del orificio de 
la placa. 
 
v Controlar de forma local el flujo de gas inyectado al pozo. 
 
El punto de ajuste (set point) para la inyección de gas al pozo es fijado 
por el Centro de Operaciones Automatizadas (C.O.A). Una vez realizado el 
cálculo del flujo de inyección de gas, este trata de seguir al set point para lo 
cual dependiendo del valor calculado, hace actuar la válvula automática para 
la inyección de gas, si el flujo esta por debajo del valor estimado del set point, 
el porcentaje de apertura de la válvula tiende a abrir, de la misma manera 
ocurre en el proceso inverso, de esta manera se controla en forma local el 
flujo de gas inyectado al pozo. 
 
GLPPestGLDPPdifCQt .(*).(.=
 
35 
 
 Además de sus funciones de control y optimización, el WHM mantiene 
un registro de las variables del pozo, tales como: 
 
• Presión del Revestidor (CHP). 
• Presión de Gas de Levantamiento (GLP). 
• Presión Diferencial de la Línea de Gas (GLDP). 
• Presión de la Tubería de la Producción (THP). 
• Presión de la Línea de Flujo (PLP). 
• Presión Diferencial de la Línea de Flujo (NZDP). 
• Temperatura de la Tubería de Producción (THT). 
• Temperatura del Revestidor (CHT). 
 
Elementos del Sistema de Monitoreo. 
 
 El sistema de Monitor de Cabezal de Pozos, esta compuesto por tres 
elementos: 
 
• Unidad Terminal Maestra (UTM). 
• Unidad Terminal Remota Principal (UTRP). 
• Monitor de Cabezal de Pozo (WHM). 
 
 
 
 
 
 
 
36 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 MTU RTU WHM 
 
 
 
FIGURA ¹ 4. SISTEMA DE MONITOREO DE POZOS. FUENTE: Al Maaz, El Chiriti. 
(2001). 
 
ü Unidad Terminal Maestra (UTM). 
 
 Es un computador PC de la familia i 486 – DX que sirve a una red de 
microcomputadores. Se encarga de generar reportes, alarmas, gráficos de 
tendencias, de variables en tiempo real y análisis estadístico de las variables 
procesadas. De la misma forma permite al ingeniero de Producción ejecutar 
de manera remota el punto de ajuste de un pozo o familia de pozos. 
 
 
 
 
 
 
 
 
37 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
FIGURA ¹ 5. UNIDAD TERMINAL MAESTRA FUENTE: Rivera, Ronny (2001) 
 
 
ü Unidad Terminal Remota Principal (UTRP) 
 
 Es el elemento encargado de servir de intermediario en la 
comunicación de datos entre los diferentes Well Head Monitor y la unidad 
maestra. También es conocida como HRTU por las siglas en ingles de Host 
Remote Terminal Unit. 
 Dichas HRTU sirven de intercomunicador entre los pozos asociados a 
la misma (que estén más cerca, por razones de alcance de los radios de 
comunicación de la Unidad Terminal Remotas Esclavas) y la Estación 
Maestra que supervisa el proceso en tierra. 
 
 
 
 
 
 
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FIGURA ¹ 6. UNIDAD TERMINAL REMOTA PRINCIPAL. FUENTE: Rivera, Ronny (2001) 
 
 
ü Monitor de Cabezal de Pozo (WHM) 
 
 El Monitor de Cabezal de Pozo (WHM) es conocido también como 
Unidad Terminal Remota Esclava (UTRE). Es el elemento encargado de 
supervisar, controlar y optimizar la taza de inyección del gas de 
levantamiento al pozo y calcula la producción estimada del flujo multifasico 
en el cabezal del pozo. 
 El Monitor de Cabezal de Pozo tiene la intención de usarse en 
ubicaciones remotas en donde la baja potencia y la baja modularidad son de 
gran importancia y esta formado de ocho partes principales que son: 
• Unidad Terminal Remota Esclava (UTRE). 
• Unidad Sensora. 
• Unidad Motora (Flow Master). 
• Carrera de Medición (Meter Run). 
• Actuador e Indicador de Posiciones / Interruptor de Limite. 
• Múltiple de Entrada (Manifold). 
 
 
 
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 Flow Master 
Unidad Terminal Unidad Sensora 
Remota Esclava 
 Manifold 
 Actuador Carrera de 
 Indicador Medición 
 
 
 
 
 
FIGURA ¹ 7. MONITOR DE CABEZAL DE POZO. FUENTE: pdvsa (2000) 
 
Unidad Terminal Remota Esclava (UTRE): La unidad terminal remota 
esclava está construida de manera modular con el fin de mejorar las 
unidades así: facilidad de instalación, embarque, peso, consumo de potencia 
ultrabaja y expandibilidad. Por consiguiente, el dispositivo es particularmente 
atractivo enáreas de mar adentro o similares en donde la potencia eléctrica 
no esté disponible y donde lo portátil sea muy importante. 
 La UTRE es una unidad remota que tiene como función: 
• Almacenar y Procesar las variables del pozo. 
• Controlar el volumen de gas inyectado al pozo. 
• Transmitir la información a la Unidad Terminal Remota Principal. 
 
 
 
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FIGURA ¹ 8. UNIDAD TERMINAL REMOTA ESCLAVA FUENTE: pdvsa (2000) 
 
Unidad Sensora: La unidad Sensora está proyectada tipo modular para que 
su instalación se haga fácil y con transductores de bajo consumo de energía. 
Al igual que la UTRE es atractiva para uso en áreas de mar adentro o en 
lugares similares donde la energía eléctrica no este muy disponible. 
 Su función es medir las variables del pozo (presión) mediante los 
transductores de presión quienes transforman las variables medidas a 
señales eléctricas para ser procesadas por la UTRE. 
 
Unidad Motora (Flow Master): La unidad motora provee el gas, a la presión 
necesaria, para que el actuador mueva la válvula de control, ya sea para 
abrirla o cerrarla. 
 
 
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FIGURA ¹ 9. FLOW MASTER FUENTE: pdvsa (2000) 
 
Carrera de Medición: La carrera de medición tiene como función 
proporcionar una medida del gas inyectado y permitir su control. 
 La carrera de medición esta compuesta por 5 componentes, los cuales 
son: 
§ Válvula de control. 
§ Placa orificio (Para la medida del Gas). 
§ Válvula de By-Pass. 
§ Válvula Choke manual. 
§ Válvula de entrada a la carrera de medición. 
 
Actuador e Indicador de Posición / Interruptor de Limite: Este 
subconjunto esta formado por un actuador, un indicador de posición, un 
interruptor de limite con una abrazadera de montaje para acoplar los dos 
dispositivos previos y un adaptador especialmente diseñado para acoplarse 
con el vástago de la válvula de control. 
 
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El actuador, tiene como función controlar el movimiento de la válvula 
de control, el indicador de posición actúa como un indicador visual de la 
posición aproximada de la válvula de control, el interruptor de limite provee a 
la electrónica con una condición del estado de la válvula de control 
(Totalmente abierta o totalmente cerrada). 
 
Múltiple de Entrada (Manifold): El múltiple de entrada es una unidad que 
integra dentro de un bloque de cuatro conexiones para las tomas de presión 
estática (GLP, CHP, THP, PLP) y dos conexiones para las tomas de presión 
diferencial (GLDP, NZDP), todos con sus respectivos alivios. 
 
ü Comunicación del Well Head Monitor 
 
 La comunicación se hace posible vía radio a una computadora 
centralmente ubicada que permite que los resultados sean fácilmente 
(compilados) para un análisis del operador mucho mas eficiente. 
 Esta comunicación consiste en la transmisión de datos desde el pozo 
productor hasta la Unidad Terminal Maestra (UTM) ubicada en la sala de 
control, donde el ingeniero de producción podrá diagnosticar y controlar 
remotamente el flujo de gas inyectado. 
Este proceso se lleva a cabo gracias a que la Unidad Terminal 
Remota Principal (UTRP), instalada en la estación de flujo, que en cada 
período de tiempo (configurable vía Hardware) solicita, interroga y almacena 
la última información de cada monitor de cabezal de pozo asignado a ella. De 
 
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igual forma, cada cierto periodo de tiempo (configurable vía Software) la 
unidad terminal maestra (UTM) solicita, interroga y almacena la última 
información mantenida por la Unidad Terminal Remota Principal. 
Hoy por hoy la empresa cuenta con sensores extras en algunos de 
sus pozos productores. Dichos sensores han sido colocados para la captura 
de data de presión y temperatura de fondo en los pozos. Esta información 
obtenida, actualmente esta siendo transmita por el Well Head Monitor. Para 
lograr esto se han sacrificado dos señales del sistema, que específicamente 
en la Unidad de Explotación Lagotreco, son: la presión de gas lift (GLP) y el 
diferencial de presión de gas lift (GLDP), que provienen de los múltiples de 
gas. Dicha decisión fue tomada ya que estos múltiples han sido 
automatizados y por ende se puede monitorear el GLP y el GLDP. 
 
C. SISTEMA DE VARIABLES 
 
 Las variables manejadas en esta investigación son elementos 
relevantes que se deben implicar, con el fin de alcanzar una mejor 
comprensión e interpretación de la misma. Por tal motivo, las variables a 
incluir son: 
• Sistema de Diagnostico. 
• Correlaciones Matemáticas. 
• Optimización de la Producción 
 
 
 
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• SISTEMA DE DIAGNÓSTICO 
 
 Conceptualmente es, “el proceso que consiste en analizar una 
determinada situación, a través de una serie de premisas para llegar a una o 
varias conclusiones, relacionadas con el estado del hecho sujeto a dicho 
análisis”. (Díaz, 1.995). 
Operacionalmente es, aquel sistema que se encarga de detectar en 
forma rápida y precisa en que condición se encuentra el proceso de 
producción de crudo y determinar si éste marcha en forma semejante a un 
esquema previamente determinado por un operador, teniendo la capacidad 
de emitir señales de alarma de ser necesario. 
 
• CORRELACIONES MATEMATICAS 
 
Conceptualmente es, “un estadístico que explica la relación entre dos 
o mas variables, es decir, las variables están relacionadas entre sí y varían 
conjuntamente”. (Documento en Linea). Disponible: 
www.unac.edu.pe/investigacion/catalogo98/correlacion.htm. (Consulta: 2001, 
Enero 20). 
 
Operacionalmente son, los cálculos matemáticos utilizados para 
relacionar las diferentes variables de presión y temperatura tanto de 
superficie como de fondo de los pozos de L.A.G. en el proceso de extracción 
del crudo. 
 
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• OPTIMIZACION DE LA PRODUCCIÓN 
 
Conceptualmente es, “llevar el proceso de producción a su nivel más 
óptimo”. (Mc Cray & Cole, 1970). 
 
Operacionalmente es, el procedimiento que nos permite llevar el 
proceso de extracción del crudo al nivel de producción más óptimo dentro del 
intervalo operacional del pozo. 
 
D. DEFINICIÓN DE TERMINOS BÁSICOS. 
 
Actuador: Herramienta que acepta la salida de un sistema de control y 
mueve un elemento de control final, generalmente una válvula, para cambiar 
una condición del proceso. (Ingenieros Consultores y Asociados C.A. Iconsa 
C.A., 2001). 
Ajuste de Tasa de Flujo: Regulación del caudal para lograr la tasa de flujo 
deseada. Aplica al volumen por unidad de tiempo del gas portador en un 
equipo de cromatografía y otro tipo de instrumento. (Iconsa C.A., 2001). 
 
Automatizar: Convertir ciertos movimientos corporales en movimientos 
automáticos o indeliberados. Se aplica la automática a un proceso, a un 
dispositivo, entre otros. (Iconsa C.A., 2001). 
 
 
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Control: Significa medir el valor de la variable controlada del sistema, y 
aplicar al sistema la variable manipulada para corregir o limitar la desviación 
del valor medido, respecto al valor deseado. (Ogata, 1993, P.2). 
 
Controlador Automático: Dispositivo que es capaz de interpretar los 
cambios de una variable y originar una señal de salida dependiendo de la 
desviación de la variable y el punto de ajuste de dicho controlador sin que 
tenga intervención la acción del hombre. (Petróleos de Venezuela PDVSA, 
1999). 
 
Estación de Flujo: Es el lugar donde se produce la separación principal del 
hidrocarburo liquido. (Vivas, Entrevista Personal, 2001). 
 
Flujo: Movimiento de las cosas liquidas o fluidas. // Movimiento de ascenso 
de la marea. // Derrame o evacuación cuantiosa al exterior de un liquido o 
secreción. // Cantidad de una sustancia real o hipotética que en la unidad de 
tiempo pasa por una superficie o sección dada. (Enciclopedia Microsoft 
Encarta, 1.999). 
 
Gas Lift: Es un método secundario de producción de fluidos de un pozo 
mediante la inyección de gas a alta presión, para aligerar la columna 
hidrostática en las tuberías.(El Chiriti, Entrevista Personal, 2000). 
 
Mandril: Forma parte integral del eductor de producción y solamente es 
recuperado al sacar la tubería del pozo. (Díaz, M. 1995, p.32). 
 
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Eje cilíndrico que, colocado en un agujero de la pieza que hay que 
tornear, la sujeta fuertemente. // Vástago que, introducido en ciertos 
instrumentos huecos, facilita su penetración en determinadas cavidades. 
(Enciclopedia Microsoft Encarta, 1.999). 
 
Medidas de Producción: Consiste en determinar la cantidad de crudo 
aportada por los pozos, y regularmente se expresa en barriles de petróleo 
por día. (El Chiriti, Entrevista Personal, 2000). 
 
Modbus: Este es un protocolo de comunicación desarrollado por la Gold 
Modicon (Ahora AEG) para sistemas SCADA y sistemas basados en PLCs. 
(PDVSA, 1999). 
 
Monitoreo: Es observar y actualizar data de una manera continua de las 
variables de trabajo (Carrasquero, D. 1999, p35). 
 
Optimización: Buscar la mejor manera de ejecutar una actividad. 
(Diccionario Enciclopédico Pequeño Larousse, 1992). 
 
Patrón: Es una unidad de referencia con características o formas que 
representan ciertas variables en función del tiempo (Vivas, Entrevista 
Personal, 2001). 
 
Petróleo: Liquido oleoso bituminoso de origen natural compuesto por 
diferentes sustancias orgánicas. También recibe los nombres de petróleo 
 
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Crudo, Crudo Petrolífero o simplemente “Crudo”. (Enciclopedia Microsoft 
Encarta, 2.001). 
 
Pozo: Agujero perforado en la roca desde la superficie de un yacimiento a 
efecto de explorar o para extraer petróleo o gas. (Documento en Línea). 
Disponible: (www.imp.mx/petroleo/glosario/p.htm. (Consulta: 2001, Enero 
21). 
 
Pozos productores: pozo usado para la producción, como en los campos 
tradicionales, los cuales son sensores para la medición de variables. Estos 
pozos permiten recuperar el petróleo adicional con la utilización de nuevas 
tecnologías de producción. (Documento en Línea). Disponible: 
(www.imp.mx/petroleo/glosario/p.htm. (Consulta: 2001, Enero 21). 
 
Presión: Es una de las variables mas comunes que se pueden encontrar en 
un proceso industrial. Ella es quizás, la variable mas importante, ya que por 
medio de ella podemos medir y/o controlar otras variables del proceso de 
una manera sencilla sin necesitar equipos especiales. (Vivas, Entrevista 
Personal, 2001). 
 
Presión de Fondo (PWF): Es la presión que se mide mediante en un punto 
situado frente a la formación productora cuando el pozo este produciendo. 
(El Chiriti, Entrevista Personal, 2000). 
 
 
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Presión de la Tubería de Producción (THP): Es la presión del fluido que se 
toma en el cabezal del pozo antes de entrar a la línea de producción. (El 
Chiriti, Entrevista Personal, 2000). 
 Presión de la línea de Producción (PLP): Es la presión del fluido que se 
toma cuando el crudo pasa a través de la línea de producción. (El Chiriti, 
Entrevista Personal, 2000). 
Presión del Revestidor (CHP): Es la presión que se obtiene en el espacio 
anular, entre la tubería de producción y el revestidor, en los pozos que 
utilizan el método de gas Lift. (El Chiriti, Entrevista Personal, 2000). 
 
Proceso: Es cualquier operación que debe controlarse. (Ogata, 1.993, P.3). 
 
Reconocimiento de Patrones: Su objetivo es la detección automática de 
patrones específicos sobre un conjunto arbitrario de elemento; incluye el 
reconocimiento de patrones visuales, acústicos y patrones simbólicos. Los 
reconocedores de patrones clasifican las imágenes emparejándolas con un 
conjunto limitado de alternativas, tales como letras del alfabeto en el caso de 
los sistemas de reconocimiento de caracteres óptimos. (Colina, Hernández, 
1.995, P.20). 
 
Revestidores: Son tubos concéntricos que se van bajando a medida que se 
perfora el pozo a diferentes profundidades. Se les conoce también con su 
nombre en ingles “CASING”. (El Chiriti, Entrevista Personal, 2000). 
 
 
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Temperatura: Es un índice del contenido energético de un sistema y es 
probablemente, junto con el flujo, la variable mas controlada en un proceso. 
Los procesos de control de temperatura normalmente tienen dinámicas muy 
lentas, pudiéndose muestrear con frecuencias menores a 0,1 veces por 
segundo. 
 Usualmente, el control secuencial no comprende la parada de 
emergencia de la planta ya que esta es una operación que involucra muchos 
riesgos. Para ello se utilizan equipos destinados especialmente a este fin. (El 
Pozo Ilustrado, 1.985, P.32). 
 
Temperatura de Fondo (TWF): Es la temperatura que se mide en el fondo 
del pozo, en un punto situado frente a la formación productora. (Vivas, 
Entrevista Personal, 2001). 
 
Temperatura de la Tubería de Producción(THT): Es la temperatura del 
fluido que se toma en el cabezal del pozo antes de entrar a la línea de 
producción. (Vivas, Entrevista Personal, 2001). 
 
Tiempo Real: Es el tiempo mínimo de respuesta que tarda un sistema en dar 
salida a una información requerida por el usuario. (Boscán y Sánchez, 1.996, 
P.85). 
 
Transductor: Es un dispositivo que tiene la capacidad de convertir una señal 
analógica/digital y de digital/analógica. (Boscán y Sánchez, 1.996, P.85). 
 
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Tubo de Producción o Eductor: Su nombre en ingles es “TUBING”. Es por 
donde el pozo extrae la producción. En casos especiales el revestidor hace 
las veces de eductor, como en el caso de tener alta relación de gas, pero no 
se debe producir en exceso para evitar perder la energía natural del pozo. (El 
Chiriti, Entrevista Personal, 2000). 
 
Válvulas de L.A.G: Son las que regulan el caudal y presión de gas que entra 
al eductor, desde el espacio anular del revestidor. (Maily Díaz, 1.995, P.34).