anÁlisis de las fases de la evaluaciÓn del sistema
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CAPITULO IV
RESULTADOS DE LA INVESTIGACIÓN
Este capítulo comprende el Análisis de las fases establecidas por
PDVSA (2001) para evaluar el Sistema de Control de Gas, Discusión de los
Resultados, Conclusiones y Recomendaciones.
ANÁLISIS DE LAS FASES DE LA EVALUACIÓN DEL SISTEMA
INTELIGENTE DE CONTROL STARPAC.
FASE 1. ESTUDIO DEL PROCESO DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL
POR GAS Y ANÁLISIS DE SISTEMAS APLICADOS AL MISMO.
En esta fase se pudo observar que existen dos tipos de sistemas de
control de inyección de gas. Uno de ellos es el control a nivel de Múltiples de
Levantamiento Artificial por Gas (MLAG) y se realiza por medio de válvulas
operadoras de aguja y transmisores de presión que se comunican hacia una
remota esclava encargada de realizar las mediciones y los cálculos de flujo
del gas de la estación. Este método es uno de los más utilizados en PDVSA
y es actualmente aplicado en el pozo Mot-18, el cual es el pozo al que se le
someten las pruebas. Este tipo de sistema trae como desventajas los
siguientes aspectos:
ü No se pueden detectar las fallas o alarmas de los equipos que conforman
el sistema de control.
ü Se necesita de una carrera de medición para que el flujo de gas se
estabilice, lo cual aumenta el costo y el tamaño requerido para su
instalación.
ü Es un sistema que depende de una remota y un software para realizar los
cálculos de flujo de gas.
ü No se muestran todas las variables de medición en tiempo real a nivel de
SCADA.
ü La inyección general de gas a otros pozos es afectada en el momento de
aumentar la inyección a un pozo específico.
ü La actividad de obtener los discos de THP y CHP se realiza una vez por
guardia todos los días por el operador de campo.
Otro tipo de sistema de control es el Monitoreo de Cabezal de Pozos o
Well Head Monitor (WHM). Este método de control de gas ha sido aplicado a
pocas unidades del área de PDVSA Occidente, pero su aplicación ha querido
masificarse a otros pozos que necesiten de un control de inyección de gas.
Sin embargo, con su poco tiempo de funcionamiento en los pozos se han
detectado varias desventajas:
ü Al igual que el control por MLAG, necesita de la presencia de una carrera
de medición.
ü También depende una remota y un software específico para realizar el
cálculo de flujo.
ü Es un sistema que trabaja con sensores de presión, pero no posee
transmisores, por lo cual deben instalarse adicionalmente para que
comunique las variables con la remota.
ü Es un equipo de alto costo de instalación y mantenimiento en
comparación con otros sistemas de control.
Observando las desventajas que los demás sistemas traen a la
medición de flujo de los pozos de PDVSA, y comparando esto con los
beneficios que ofrece el Sistema Starpac, procedimos a la siguiente fase que
se basa en su estudio.
FASE 2. ESTUDIO DE LA ESTRUCTURA Y FUNCIONAMIENTO DEL
SISTEMA DE CONTROL STARPAC.
El Sistema de Control Inteligente Starpac de Valtek se encarga
principalmente de controlar y supervisar el flujo de inyección de gas de
aquellos pozos que utilizan el método de Levantamiento Artificial por gas.
Una vez que el gas pasa a través de la válvula se obtienen los valores
de las presiones aguas arribas y aguas abajo y la temperatura del proceso,
por medio de los sensores internos del sistema. Al obtener estos valores, el
sistema realiza el cálculo de flujo de gas por medio de las siguientes
ecuaciones:
Donde:
Q = Flujo de Gas (Lbr./hrs.)
Cv = Coeficiente de Apertura de la Válvula
P1 = Presión Aguas Arriba (Psi)
X = Tasa de Caída de Presión
M = Peso Molecular
T1 = Temperatura Aguas Arriba (°R)
Z = Factor de Compresibilidad
∆P = Diferencial de Presión
FK = Factor de Recuperación de Presión
Algunos de los valores que intervienen en las ecuaciones son
ingresados antes del arranque del sistema, tomando en cuenta las
características del gas, tales como Peso molecular (M) y Factor de
compresibilidad del gas (Z). Otros valores cambian de acuerdo al
desplazamiento del vástago de la válvula, como lo son el Coeficiente de
Apertura de Válvula (Cv) y la tasa de caída de presión (XT).
En la Figura 12, se observa la forma como se instaló el Sistema
Starpac en el pozo Mot-18:
FIGURA 12 . ESTRUCTURA DEL SISTEMA STARPAC EN EL POZO
MOT-18. FUENTE: OCANDO (2001)
Como podemos observar, el Sistema Starpac está situado entre dos
válvulas (A y B), las cuales sirven de bloqueo del sistema en caso de que se
requiera cerrar el sistema de control. La inyección se realizará entonces
abriendo la válvula de desvío y tomando el control desde el múltiple de gas
lift. También observaremos mediante esta figura la instalación del regulador
Antifreezing 1305 de Fisher, el cual sirve como suministro de presión al
actuador de la válvula del Sistema Starpac. Todo este acoplamiento se
realizó en la línea de inyección de gas del pozo Mot-18, para tomar un
control inmediato a nivel de cabezal de pozo.
FASE 3. INTEGRACIÓN DEL SISTEMA STARPAC AL SISTEMA SCADA.
Para la integración de ambos sistemas se realizaron 4 pasos:
1. Desarrollo de un esquema de transmisión de datos:
Consistió en lograr un esquema que comunique al Sistema Starpac
con la Remota Bristol 3305 y esta con la MTU de la sala de control. Para
lograr realizar el esquema se estudiaron las velocidades de transmisión de
los datos entre cada uno de ellos y los protocolo de comunicación que
utilizan. Se determinó lo siguiente:
ü El protocolo de comunicación entre el Sistema Starpac y la Remota es
Modbus.
ü Estos sistemas se comunican a una velocidad de 19200 bps con
paridad impar (Odd parity).
ü El sistema de comunicación utilizado es un cable par trenzado entre el
terminal de acceso del Sistema Starpac y el puerto “D” de la Remota.
ü Los datos pueden ser leídos y escritos desde la remota hasta el
Sistema Starpac.
ü La Remota 3305 se encargará de traducir los datos obtenidos del
Sistema y realizar los cálculos de conversión necesarios para leer las
señales en los rangos requerido.
ü El Sistema Inteligente de Control Starpac tiene un puerto adicional de
mantenimiento que se puede conectar con una PC portátil en caso de
que sea necesario tomar el control manual del Sistema.
ü La Remota 3305 está conectada con el Radio Modem MDS 9710-A y
este está encargado de convertir la información digital proveniente del
sistema a una señal de tono.
ü En el otro extremo del medio o línea de comunicación, está ubicado
otro radio que trabaja como demodulador y convierte de nuevo la
señal de tonos en una salida digital.
De esta forma se establece la comunicación entre la Remota y Misoa el
cual utiliza un protocolo BSAP con una velocidad de transmisión de
19200bps.
Por medio del esquema de comunicación entre el Sistema Starpac y el
Sistema Scada, detallado en la Figura 13, podemos observar las diferentes
velocidades de transmisión que utiliza en la actualidad el Sistema Scada al
igual que los equipos y líneas de comunicación por medio de los cuales son
transmitidas las señales provenientes de la Rtu ubicada en el pozo Mot-18,
demostrando así como las señales de campo llegan hasta la sala de control
(COA) ubicada en las oficinas de El Menito en Lagunillas.
FIGURA 13. ESQUEMA DE COMUNICACIÓN ENTRE SISTEMA STARPAC Y SALA DE CONTROL. FUENTE: Ocando (2001).
2. Desarrollo de una base de datos con las señales necesarias para el
control y monitoreo del sistema:
Para lograr el monitoreo del sistema es necesario seleccionar los
registros más importantes. Estos registros se encuentran declarados en el
mapa de registros Modbus de la válvula. De este mapa se seleccionaron los
registros fundamentales para el control y monitoreo del estado de operación
del sistema. La información disponible para monitorear consiste en datos del
actuador, información del proceso, e información del controlador,
provenientes de ciertos registros seleccionados del Mapa de registros del
Starpac.
Para monitorear y entonar la operación del sistema Starpac, se deben
visualizar los datos en el despliegue.
3. Desarrollo de unifilar de interfase para la sala de control:
El unifilar de interfase es utilizado para monitorear el estado de operación
tanto del Sistema Starpac como del pozo. Esta ventana es visualizada desde
la sala de control por medio de un operador el cual tiene la opción de
modificar las variables que caracterizan la inyección de gas del pozo.
Las variables que se observan en el unifilar son las siguientes:
Variables de Lectura:
Presión de Entrada, Presión CHP, Flujo Instantáneo, Posición, Temperatura
del Gas, Presión THP y Presión de Línea de Producción (PLP).
Variables de Lectura/ Escritura:
Flujo Requerido, PID, Modo (Manual / automático), Desvío (Abierto / cerrado)
y Alarmas Generales.
Para elegir estas variables nos basamos en las normas Valmet que
son las normas estándar para el desarrollo de un unifilar en la empresa
PDVSA. También tomamos en cuenta los parámetros utilizados para el
control y el cálculo adecuado de la inyección de gas, así como también los
requerimientos del operador.
FIGURA 14. DESPLIEGUE DEL POZO MOT-18 EN SCADA.
FUENTE: Ocando (2001).
4. Desarrollo de programa en ACCOL Work Bench para RTU 3305:
Este programa realiza la lectura y la escritura de los registros MODBUS
del Sistema Starpac. Además, realiza la conversión de los valores de
Setpoint tanto automático como manual de una escala de 0 a 9999 MMPCD
mediante la siguiente formula. El programa se comunica mediante el
protocolo Modbus con el Sistema Starpac y mediante el protocolo Bsap con
Misoa.
FASE 4. DESARROLLO DE PROTOCOLO DE PRUEBA.
Para conocer la versatilidad del Sistema Starpac bajo situaciones
extremas de operación se desarrolló un protocolo de Prueba, el cual consiste
en una serie de instrucciones para evaluar el comportamiento ante fallas, la
comunicación del sistema y la precisión en la medida. Considerando estos
aspectos se desarrollaron 10 pruebas, los resultados son los siguientes:
1.-Verificación de las Conexiones a Proceso de la Instrumentación de
Campo.
Esta prueba consistió en la revisión de las conexiones de la
comunicación y la alimentación del sistema Starpac, la RTU 3305 y el Radio
MDS 9710-A. Se hicieron para descartar las posibles fallas durante el
arranque y la operación del sistema, se revisaron además las baterías para
tener la seguridad de que proporcionan los 24 voltios para la operación de
todos los equipos. También se diseño una guía de conexiones que facilita el
trabajo, sustentada en el manual de Flowserve en la sección de Flow Control
Instalation, Operation, Maintenance Instructions.
2.-Prueba de Funcionabilidad y Calibración del Sistema.
En esta prueba se calibró el equipo a través del software STARTALK
FOR WINDOWS antes de tomar el control desde el cabezal del pozo, ya que
la precisión del sistema depende de la calibración de sus componentes
como:
§ Entrada Analógica.
§ Entrada de comando de 4 a 20mA.
§ Transductores de presión del proceso.
§ Termocupla.
§ Transductores de Presión del Actuador.
§ Salidas Analógicas.
§ Posición del Vástago.
Es necesario destacar que todos los componentes deben ser
calibrados antes de salir de la fabrica, pero es posible que por maltrato
durante el envío, alguno de ellos anteriores necesite recalibrarse, en el caso
especifico de este estudio, se calibró la posición del vástago, los
transductores de presión de actuador, la señal de comando de 4 a 20 mA, y
los transductores de presión de proceso, los mismos se hicieron siguiendo
las instrucciones en el manual de Flowserve desde la páginas 6-4 hasta 6-7.
También se ingresaron los datos de las características del gas de la
estación del flujo de acuerdo al análisis cromatográfico más reciente,
ajustando los valores del peso molecular, la presión y temperatura
pseudocrítica y la gravedad específica.
Es importante resaltar que durante el proceso de calibración se
requiere acceso al modulo electrónico o al terminal de usuarios e inclusive a
ambos. Estas partes están protegidas de atmósferas peligrosas por tapas
enroscables. Por esto se deben seguir los procedimientos de seguridad de la
compañía cuando se exponen las conexiones eléctricas.
3.-Arranque del Sistema Starpac.
Para llevar a cabo el arranque del sistema Starpac se realizaron las
siguientes acciones:
• Contar con el apoyo del operador de la sala de control y del personal
de mantenimiento del pozo. Las acciones para cambiar el control
desde en el múltiple hasta el cabezal del pozo son las siguientes:
• Abrir válvula “A” ubicada antes de la válvula principal de acuerdo al
anexo “C”.
• Abrir válvula “B” ubicada después de la válvula principal de acuerdo al
anexo “C”.
• Colocar el sistema Starpac en Modo Manual y abrir en un 100%.
• Abrir el suministro de la válvula, ubicado después del regulador del
suministro.
• Cerrar la válvula de desvío o “Bypass”.
• Activar el control desde el cabezal del pozo colocando el sistema
Starpac en Modo Automático con el flujo requerido.
• Indicarle al operador de la sala de control que abra progresivamente el
actuador en el múltiple.
• Cambiar los valores del setpoint y el modo de operación (Manual/
Automático) para observar la estabilidad del proceso.
FIGURA 15. ANEXO C DEL PROTOCOLO DE PRUEBA.
FUENTE: Ocando (2001)
4.- Simulación de Falla Eléctrica.
Esta prueba consiste en verificar que la válvula mantenga su última
posición durante una falla en la alimentación de energía. Inicialmente, se
eliminó el suministro de energía desconectando las baterías del sistema
durante 30 minutos. Después se comprobó que la válvula solenoide se
cerrara, causando que el actuador del sistema mantuviera su última posición
durante una falla eléctrica. Al terminar la prueba, se restauró la alimentación
del sistema conectando las baterías.
5.-Simulación de Falla de Suministro de Gas.
El Sistema Starpac está equipado con un sistema que asegura la
última posición de operación en caso de que se pierda el suministro de gas o
aire del actuador. Cuando la presión de suministro disminuye a un valor
menor que el establecido, el sistema activa a los actuadores neumáticos de
las dos válvulas de bloqueo (Humphrey 250) conservando las presiones
existentes en el cilindro en ambos lados del pistón, asegurando la última
posición de la válvula Valtek Mark One.
Para simular una falla de suministro se debe colocar la válvula en
funcionamiento, controlando el flujo en modo automático. Luego, se cierra la
válvula ubicada después del regulador de presión modelo Fisher 1305C,
eliminando el gas de suministro durante 10 minutos. En ese momento se
verifica que la presión de suministro de gas a la válvula sea igual a cero, lo que
genera que esta mantenga su última posición (sistema a prueba de fallas
activado). Por último, se debe restaurar el suministro Sistema Starpac, abriendo
la válvula ubicada después del regulador Fisher modelo 1305C.
6. Prueba de Apertura de Actuador de acuerdo al Diferencial de Presión
Máximo.
Esta prueba se realiza para comprobar que la válvula tiene la
capacidad de soportar la presión proveniente del múltiple de gas, al abrir con
facilidad después de un cierre total. Antes de iniciar la prueba, se debe tener
autorización del personal de mantenimiento y operación para suspender el
gas de inyección al pozo, y luego seguir los siguientes pasos:
§ Establecer conexión localmente a través del Software Startalk.
§ Verificar que la válvula de desvió o “Bypass” se encuentre cerrada.
§ Colocar la válvula en modo manual controlando el flujo requerido.
§ Disminuir progresivamente la apertura de la válvula hasta cerrarla
completamente.
§ Una vez cerrada la válvula el flujo de gas debe ser igual a cero.
§ Abrir la válvula progresivamente en modo manual hasta alcanzar un
flujo cercano al flujo requerido.
§ Modificar el modo de operación de Manual a Automático para controlar
el flujo requerido.
7. Prueba de Comunicación entre el Sistema Starpac y Remota local
(RTU)
Para establecer la comunicación, se debe evaluar que las señales que
envía el Sistema Starpac sean las mismas que recibe la Remota y que sus
valores corresponden adecuadamente. Además antes de establecer la
conexión con la RTU se debe:
• Cambiar el modo de operación a Manual para no alterar el proceso.
• Ajustar los valores de operación (el flujo requerido y la posición de
operación) en la RTU a través del software Data View perteneciente al
programa Open BSI, ya que estos parámetros determinan el punto de
control deseado para el gas de inyección requerido por el pozo.
La RTU 3305 tiene cuatro puertos de comunicación:
El puerto A es un Pseudo Esclavo en el cual se puede conectar
localmente un computador portátil con el software Open BSI a una velocidad de
38400 BPS, para ajustar, visualizar o bajar los datos del programa. Este es el
único puerto donde se puede determinar la dirección del equipo a través de la
carga FLASH.
El puerto B es un Esclavo en donde se conecta el radio MDS 9710-A,
con una velocidad de 19200 BPS, para transmitir los datos a la sala de control.
El puerto C también es un Pseudo Esclavo, con una velocidad de 38400
BPS.
El puerto D está configurado para comunicación en protocolo Modbus,
con una velocidad de 19200 BPS, en el cual se conecta el Sistema Starpac.
Después de establecer la conexión con la RTU y el Sistema Starpac, se
revisaron cada una de las señales, comparando sus valores a través de los
programas Startalk para la válvula y el Data View para la remota.
8. Prueba de Comunicación entre el Sistema Starpac y la sala de control
(MTU)
La prueba de comunicación entre el Sistema Starpac y la Sala de
Control denominada prueba de correspondencia, consistió en la revisión de
las señales de lectura y las señales de escritura tanto discretas como
analógicas mediante dos listas. Primero, se conectó el Radio Modem MDS
9710-A a una velocidad de 19200 BPS para transmitir los datos hasta la sala
de control (COA). Después el personal de PDVSA desde la sala de control
observó los valores de cada una de las señales de lectura mostradas en el
despliegue y se comprobó que el valor detectado en campo es el mismo en
el Scada. Luego las señales de escritura se modificaron desde el Scada y se
contemplo su cambio desde campo. A continuación se presentarán las listas
de las señales analógicas (Cuadro 1) y digitales (Cuadro 2) de campo que se
evaluaron en el momento de las pruebas.
CUADRO 1
SEÑALES ANALÓGICAS PROVENIENTES DE CAMPO
FUENTE: OCANDO (2001).
CUADRO 2
SEÑALES DISCRETAS PROVENIENTES DE CAMPO.
FUENTE: OCANDO (2001).
9. Comparación de Presiones en el Cabezal.
La precisión del sistema se evaluó comparando las presiones aguas
arriba y aguas abajo de la válvula observadas desde la pantalla de Proceso del
Sistema Starpac junto con las lecturas obtenidas por la maleta de calibración
MODCAL. Sus resultados se muestran en el cuadro 3.
CUADRO 3
COMPARACIÓN DE PRESIONES ENTRE LA VÁLVULA Y EL MODCAL.
PRESIÓN DE REVESTIDOR.
(PSI)
PRESIÓN PROVENIENTE
DEL MÚLTIPLE. (PSI)
MODCAL STARPAC MODCAL STARPAC
1335 1331 2379 2377
1343 1339 2382 2380
1336 1332 2385 2382
1235 1221 2386 2384
FUENTE: OCANDO (2001)
10. Prueba de Autonomía de la Alimentación del Sistema Starpac.
En esta prueba se desconectan los paneles solares eliminando la
carga de las baterías. De esta forma se conoce el tiempo de autonomía del
sistema operando junto al radio y la remota.
Después de desconectar las celdas solares, se midió el tiempo de
operación del sistema Starpac. Se observó que este puede operar por lo
menos 72 horas sin la carga que ofrecen los paneles solares. Al finalizar la
prueba se reemplazaron las baterías y se conectaron las celdas solares para
que el Sistema de energía solar operara normalmente.
FASE 5. RECOLECCIÓN DE DATOS DE PRODUCCIÓN DEL POZO
MOT-18.
La información de los datos de producción de crudo se recolectó por
medio del Sistema de Integración Process Book (PI) y por medio del Sistema
Cioc, que son las herramientas con las cuales los Ingenieros acostumbran a
visualizar las pruebas de pozos realizadas con anterioridad. Esta información
se muestra en el cuadro 4 a continuación:
CUADRO 4.
DATOS DE PRODUCCIÓN CON CONTROL DEL MÚLTIPLE
FUENTE: Ocando (2001)
Fecha Bruta (B/D) Neta (B/D) Inyección de Gas03-01-2001 1977, 585, 2,508-01-2001 1426, 422, 2,521-01-2001 1368, 405, 2,502-02-2001 2198, 954, 302-02-2001 2201, 955, 308-02-2001 2208, 871, 319-02-2001 2214, 786, 304-03-2001 2114, 834, 312-03-2001 2161, 597, 318-03-2001 2113, 583, 326-03-2001 2013, 794, 326-03-2001 2066, 815, 327-03-2001 1980, 781, 329-03-2001 2131, 841, 330-03-2001 2109, 832, 305-04-2001 2185, 689, 308-04-2001 2117, 668, 309-04-2001 2028, 640, 2,823-04-2001 2075, 409, 2,805-05-2001 2283, 810, 2,818-05-2001 2254, 889, 2,829-05-2001 2142, 422, 2,6
DATOS DE PRODUCCIÓN DEL POZO MOT 18 (2001)
Después de obtener los datos de producción utilizando como método de
control al múltiple, se realizaron las pruebas de pozo tomando en cuenta el
control del Sistema Starpac, las cuales consistieron en medir a través de un
separador de prueba la cantidad de petróleo que se produce diariamente.
El Ingeniero de Producción estableció las fechas de medición del pozo y
las tasas de gas inyectado al mismo, que junto a los resultados de las pruebas
con el Sistema Starpac se muestran en el cuadro 5.
CUADRO 5.
DATOS DE PRODUCCIÓN CON CONTROL DEL
SISTEMA STARPAC
FUENTE : Ocando (2001)
FASE 6. EVALUACIÓN DE RESULTADOS DE LAS PRUEBAS DE
PRODUCCIÓN.
Después de recolectar los datos de producción del pozo, se efectuó
una tabla comparativa entre el sistema de control Starpac y el control en el
múltiple para visualizar sus ventajas y desventajas.
FECHA GAS INY 2 BBD 231-05-2001 2.6 219106-06-2001 2.6 216507-06-2001 2.6 213715-06-2001 2.4 189119-06-2001 2.2 190220-06-2001 2.5 2107
SISTEMA STARPAC
CUADRO 6.
COMPARACIÓN DE PRUEBAS DE POZOS MÚLTIPLE VS. STARPAC.
FUENTE: Ocando (2001)
El procedimiento para realizar la comparación en el cuadro 6 fue el
siguiente:
• Se comparó el mes de enero del 2001 con las tasas de inyección del
Sistema Starpac ya que son las fechas donde el comportamiento del
pozo es similar para ambos casos.
• Se calculó la diferencia de barriles obtenidos con el control en el
múltiple y con el Sistema Starpac.
• Se consideró un 60% de Agua y Sedimentos para realizar el cálculo
de ganancias en Barriles Netos Diarios.
• A la cantidad de Barriles Netos Diarios se le multiplicó el costo del
dólar (Bs. 718), el costo del Barril de crudo (25$) y los días de
actividad del Sistema Starpac.
• Las ganancias cuantificadas muestran un incremento de 2222 Barriles
de crudo en 28 días de operación del Sistema Starpac, lo que equivale
a Bs.39.880.000 de ganancia para la empresa.
Diferencial Diferencial con 60% A y S Días Dollar Barril Ganancia Barriles
MMPCD BBD MMPCD BBD BBD BND Bs/$ $/Barril Millones de Bs. Aportados2,6 2142 2,6 2191 49 19,6 12 718 25 4,22 235,22,5 1977 2,5 2107 130 52 8 718 25 7,47 4162,5 1426 2,4 1891 465 186 5 718 25 16,69 9302,5 1368 2,2 1902 534 213,6 3 718 25 11,50 640,8
28 39,88 2222
Ene-01 Jun-01Prueba de Pozo Control Prueba de Pozo control
a Nivel de Multiple con Sistema Starpac
El Sistema Starpac tiene un costo neto de Bs.11.838.000, pero
dependiendo de las necesidades de instalación, dicha cantidad puede variar.
Los paquetes agregados como lo son el Sistema de Energía Solar,
Comunicación y Protección se deben tomar en cuenta en los gastos
adicionales del Sistema Starpac, y están definidos en el cuadro 7.
CUADRO 7.
COSTOS GENERALES DEL SISTEMA STARPAC.
FUENTE: OCANDO (2001)
En el caso del pozo MOT 18 se implementó el sistema Starpac con
todos los equipos adicionales, totalizando la inversión en Bs.17.276.138.
Por medio de las ganancias obtenidas con la implantación de este
sistema (39, 98 Millones de Bolívares en 28 días), se observó que la empresa
recuperó su inversión en 12 días aproximados.
Al comparar los costos del Sistema Starpac con los Sistema
Convencionales como el Sistema de Monitoreo de Cabezal de Pozo (W.H.M.),
y el Sistema de Control en el Múltiple de Gas se observa una gran diferencia.
El Sistema de Monitoreo de Cabezal de pozo (W.H.M) incluye los
equipos para la Comunicación y la Energía Solar, por esto al Sistema Starpac
se le deben agregar los costos de los equipos mencionados anteriormente. Al
Sistema Inteligente de Control Starpac 11.838.000Sistema de Energía Solar 1.300.000Sistema de Comunicación 3.338.138Jaulas de Protección 800.000Total (Bs.) 17.276.138
comparar ambos sistemas observamos un ahorro de Bs.11.823.862 como se
muestra en el cuadro 8.
CUADRO 8.
COMPARACIÓN DE COSTOS STARPAC VS W.H.M.
FUENTE: OCANDO (2001)
En el cuadro 9 se puede apreciar que el costo del Sistema Starpac es
mayor al costo del control en el múltiple por una cantidad de Bs. 4.838.000. Sin
embargo se debe considerar que el primero es más eficaz debido al efecto
inmediato de control que tiene sobre el pozo. Además, es capaz de mostrar en
tiempo real los valores de la presión de revestidor, la presión de tubería, y el
flujo instantáneo, las cuales son variables fundamentales para que el Ingeniero
de Producción determine el punto óptimo de inyección del pozo. Todas estas
ventajas aumentan las ganancias de la empresa, recuperando la inversión a
corto plazo y justificando el costo de este nuevo sistema.
CUADRO 9.
COMPARACIÓN DE COSTOS STARPAC VS. MÚLTIPLE DE GAS
FUENTE: OCANDO (2001)
Sistema de Monitoreo de Cabezal de Pozo 27.000.000Starpac incluyendo comunicación y energía 15.176.138Ahorro (Bs.) 11.823.862
Control en el Múltiple (por pozo) 7.000.000Sistema Inteligente de Control Starpac 11.838.000Diferencia. (Bs) 4.838.000
DISCUSIÓN DE LOS RESULTADOS
De acuerdo a la teoría de la Corporación Flowserve (1999), se demostró
que el Sistema es capaz de realizar las tres acciones de un lazo de control las
cuales son medición, control y regulación del proceso, además de diagnosticar
y calibrar el proceso por medio de dispositivos electrónicos
Además este sistema se mantuvo en una condición apta cuando se
presentó un estado de falla, cumpliendo con la teoría planteada por White
(1993).
Otro aspecto importante fue el desarrollo de la comunicación entre el
Sistema Inteligente de Control Starpac y el Sistema Scada, ya que se
observaron los datos provenientes de pozo en tiempo real desde la sala de
control de las instalaciones en El Menito.
Con el control ejercido por el Sistema Starpac durante 28 días, se
obtuvo una ganancia de 2222 Barriles de Petróleo, lo que equivale a 39,88
Millones de Bolívares aportados a la empresa.
En comparación a otro sistema de control a nivel de cabezal de pozo, se
percibió que el Sistema Inteligente Starpac es menos costoso que el Sistema
de Monitoreo de Cabezal de Pozo (W.H.M).
En resumen, los resultados obtenidos demostraron que el Sistema
Starpac:
§ Aumenta la Producción de crudo a un 5 %.
§ Minimiza la cantidad de gas inyectado a pozos de gas lift.
§ Muestra la información del pozo en la sala de control en tiempo real.
§ Realiza sus propios cálculos de flujo de gas, lo cual demuestra que es
un sistema independiente del SCADA.
§ Reduce los costos operacionales y de mantenimiento.
§ Provee un ahorro en costos de ingeniería, diseño e instalación.