PETROLEOS DE VENEZUELA, S.A. PDVSA INTEVEP VENEZUELA RESUMEN

"XII

I Congreso Latinoamericano de Perforación"







Experiencias en completaciones de pozos instrumentados en PDVSA Occidente






José Romero
Jorge L. Romero
Regulo Estrada
Rosana Linares
Jerlib Leal
Annette Bracho


PETROLEOS DE VENEZUELA, S.A.
PDVSA INTEVEP
VENEZUELA
RESUMEN

La necesidad de optimizar la gerencia de los yacimientos y la producción de los pozos completados, impulsó la instalación de sensores permanentes de presión y temperatura, con la finalidad de capturar información continua y en tiempo real, para la caracterización de yacimientos y optimización del método de producción de los pozos.

La primera aplicación de sensores permanentes de fondo en Venezuela se realizó en el año 1996, en el pozo horizontal VLC-1184, donde se instaló un sensor de presión y temperatura en la sección vertical de la tubería de producción. En el Laboratorio Integrado de Campo (LIC) de la Unidad Explotación Lagomar, se instalaron sensores en el revestidor para pozos observadores y se completó el primer pozo inyector triple, provisto de sensores de fondo para el monitoreo de presiones y temperaturas durante el proceso de inyección de agua.

Posteriormente se han instalando una diversidad de sensores de presión y temperatura, todos ubicados en la sección vertical de los pozos. En el año 2001, se realizó la primera instalación de sensores en la sección horizontal (80° Inc.) en Venezuela, pozo VLE-1390.

Finalmente, al inicio de año 2002 se culminó el primer pozo horizontal instrumentado múltiple, donde se instaló fibra óptica doble para medición de temperatura en el casing 7 pulgadas, en la tubería de producción y en la sección horizontal del pozo; se utilizaron termocuplas y capilares para medición puntual de presión / temperatura al inicio y final de la sección horizontal del pozo.

Este trabajo presenta el procedimiento de selección e instalación de sensores de presión y temperatura, las consideraciones de diseño y casos históricos, donde se evidencian los beneficios de las aplicaciones como son, la obtención de información continua y en tiempo real (pruebas de presión convencionales y especiales); diagnósticos inmediatos del comportamiento del pozo; monitoreo de trabajos (fracturas, estimulaciones matriciales y otros); optimización de los métodos de producción (LAG, BES ) y programas de inyección de agua y gas.

INTRODUCCIÓN

Actualmente en la corporación, existe gran expectativa con el uso de tecnologías de automatización subsuelo-superficie, específicamente para incorporar e implantar tecnologías de vanguardia con el fin de garantizar la supervisión, control y respaldo en tiempo real de los procesos de producción, utilizando sistemas automatizados, que incorporan la medición, instrumentación y control en cada etapa del proceso. Este proceso incluye la instrumentación de los pozos, mediante la instalación de sensores de fondo, los cuales permiten la recolección de los parámetros en tiempo real, optimando la captura de información para el modelaje de los yacimientos.

La variedad y tipo de datos disponibles continuamente a lo largo de la vida de un campo serán mejorados notablemente. En años anteriores los datos disponibles estaban restringidos a valores puntuales de presión y temperatura en el pozo y algunos perfiles de flujo limitados, que envuelven un gran conjunto de incertidumbres.

Para una mayor eficiencia en el uso de la data, está debe ser dividida en dos áreas extensas:
Datos en el pozo, los cuales proporcionaran perfiles más detallados y exactos de presión, temperatura, viscosidad y composición. Esta información será disponible en tiempo real, en forma continua, describiendo día a día el desarrollo del pozo y el yacimiento.
Datos pozo a pozo, tomados con sensores entre pozos, que facilitarán la interpretación del comportamiento o propiedades de las rocas del yacimiento.

Estas dos mejoras pueden mover la gerencia del yacimiento, desde una imprecisa visualización de lo que parece suceder, hasta una precisa visualización de lo que está sucediendo en el mismo.

TIPOS DE SENSORES

Los sensores permanentes de fondo se pueden definir como detectores de variables asociadas al fondo de pozo, tales como: Presión, Temperatura y Resistividad, entre otros. Estas variables pueden ser leídas a través de un puerto, que debe hacer contacto con la zona de interés. El diseño de estos sensores puede variar según el fabricante, generalmente están conectados a la superficie a través de un cable por fuera de la tubería o revestidor, amarrado con bandas metálicas y protegido por accesorios especiales colocados en cada tubo o inalámbricamente (propagación de ondas electromagnéticas de muy baja frecuencia).

Los sistemas de registro de fondo varían dependiendo de las aplicaciones y necesidades requeridas, tipo de completaciones de pozos, tipos de ambientes y condiciones de fondo, etc.

Los sensores de fondo permanente pueden ser clasificados en función de la ubicación de la electrónica en el pozo:

Sensores permanentes con electrónica en el fondo: son controlados por microprocesadores internos y un software para corregir y ajustar automáticamente los datos leídos de presión y temperatura. Estos sistemas transmiten el dato de forma digital a través de cables a superficie. Pueden presentar limitaciones por no soportar altas temperaturas. Sin embargo, se deben considerar al momento de un requerimiento por su alta resolución y precisión. En caso de que estos sistemas sean fabricados con cristal de cuarzo, su capacidad de operación ante la presencia de altas temperaturas y presiones puede mejorar (ver figura 1).

Sensores permanentes sin electrónica en el fondo: Operan sobre líneas eléctricas de un solo conductor y contienen transductores directos de frecuencia, con un mínimo de circuitos en el fondo del pozo. Se caracterizan por ser compactos, robustos y por su capacidad de manejar altas temperaturas. Estos sensores están acompañados por una interface instalada en la superficie que recolecta, procesa (convierte a señales digitales la información registrada) y almacena en memoria los datos de fondo del pozo. Generalmente son del tipo de cuarzo o ERD (ver figura 2).

Sensores de Fibra Optica: Los sensores de Fibra Optica están formados por un amplificador que contiene el emisor y el receptor, y un cable de fibra óptica que transmite y recibe la luz reflejada por el objeto a detectar. A diferencia de los sensores convencionales, la fibra óptica funciona tanto como elemento de medición (presión y temperatura) como elemento de transmisión de datos. Hoy en día están disponibles en el mercado una gran cantidad de sensores de fibra óptica.

Los sensores pueden ser instalados :
En la tubería de producción, como se observa en la figura 3.
En la tubería de revestimiento, como se observa en la figura 4.

PREMISAS DE DISEÑO

La selección e instalación de un sistema de sensores permanentes debe ser tratado como un caso particular, a fin de garantizar la máxima funcionalidad y el máximo cumplimiento de los requerimientos. Para ello, es necesario considerar los siguientes aspectos:

Condiciones del proceso: Se deben establecer las características principales del proceso que se requiere registrar y/o controlar, haciendo énfasis en aquellos datos que necesite el proveedor para especificar y dimensionar la solución. Esto puede incluir información acerca de: el yacimiento, rangos máximos y mínimos de temperatura y presión de fondo esperadas, condiciones de superficie, características de los fluidos a producir/inyectar, características de los fluidos de perforación y del cemento, servicios disponibles, método de producción, etc. Las condiciones de procesos determinan cada uno de los parámetros para diseño del pozo y por ende define las premisas de diseño para sistema de sensores permanentes, entre las cuales encontramos los siguiente:

Especificaciones del pozo: De acuerdo con el propósito que se persigue alcanzar con el pozo, se pueden clasificar como: pozos inyectores, pozos productores y pozos observadores.

Especificaciones de la completación: El tipo de completación está relacionado con el propósito del pozo y en el caso de los pozos productores, con el método de producción seleccionado para las condiciones y el estado de vida del yacimiento. Una vez determinado el diámetro de la tubería de completación a través de un análisis nodal, se debe considerar en el  diseño de pozos nuevos, todos los accesorios que disminuirán  el espacio anular para su alojamiento como: protectores, conexiones de la tubería, válvulas de seguridad de sub-suelo, niples de asiento, líneas eléctricas, líneas hidráulicas, empacaduras, mandriles de inyección, portasensores, camisas de circulación y válvulas de control de flujo, etc. y diseñar el mismo desde el fondo hasta la superficie.

Fluidos de de trabajo: La apropiada selección del tipo y composición del lodo y del cemento son vitales para garantizar una adecuada instalación y funcionamiento de los sensores de fondo permanentes, ya que estos fluidos pueden producir daños al cable, al propio sensor, así como a la formación, lo cual impediría obtener las lecturas correctas de las variables medidas de la formación. Esto especialmente en el caso de sensores instalados en tubería de revestimiento.

PROCEDIMIENTO DE INSTALACIÓN

Los procedimientos de instalación pueden variar según el tipo de pozo y tecnología a aplicar. En la instalación de sistemas permanentes, es necesario disponer de información clave para garantizar el éxito de la operación:

Cantidad  Tuberia.                
Registro de tubos disponibles para la perforación del pozo, que deben ser identificados y ordenados por el equipo de trabajo para determinar en que tubo o revestidor sé ubicaran los sensores.
Registros de caliper (eléctricos).
Registros de hueco abierto (MSFL/HDIL/SL), permiten identifican presencia de gas, crudo, agua; espesor de arena y resistividad. Con la información suministrada por estos registros se puede determinar la ubicación exacta de la empacadura y de los sensores.
Profundidad de cada sensor.
La profundidad de diseño permitirá calcular la cantidad de cable y accesorios requeridos para la instrumentación del pozo. Una vez corridos los registros caliper se obtiene la exacta ubicación o profundidad donde se desea la medición.
Peso y propiedades del lodo y del cemento.
Las propiedades y características de los fluidos (utilizados para la perforación, cementación y completación del pozo) son analizadas para determinar el impacto que tendrán en el sistema permanente. Se debe especificar con la debida anticipación las características de los fluidos, con el fin de garantizar la integridad del sistema.
Registro de rayos gamma.          
Registros localizadores de cuello antes y después de la cementación. Estos registros se corren para confirmar que los sensores están colocados frente a las arenas de interés. Caso pozos Observadores.

A continuación se describen  rasgos generales de los procedimientos de Instalación de Sensores permanentes de fondo para pozos Productores, Inyectores y Observadores:

Pozos Productores e Inyectores:

Revisar la corrida de la completación o de tubería de revestimiento para verificar la profundidad de instalación del sensor de fondo.
Revisar la existencia en sitio de cada uno de los elementos y accesorios (mandriles, niples, colgador, cabezal, etc.) involucrado en la operación, además de verificar el tipo y características de los mismos.
Realizar reunión de Seguridad en planchada con el personal involucrado en el proceso de completación.
Revisar la integridad de los equipos (sensores/cable) antes de su instalación y traslado a la planchada.
Instalar el mandril del sensor en tubería de producción para dar inicio proceso de completación.
Posicionar el cable de tal manera que en ningún momento sufra corte por cuña.
Correr el cable con tensión, durante toda la completación o corrida de la tubería de revestimiento, dependiendo el caso durante toda la corrida. Colocar accesorios dependiendo del tipo de pozo y requerimientos del mismo.
Verificar detalladamente la disposición del cable durante la completación o corrida de revestidor, en aquellos puntos críticos como: mandriles de inyección de gas, mangas, etc.
Efectuar mediciones continuas de presión y temperatura durante la completación, además de variables que garanticen la integridad del sistema.
Pasar el cable por colgador de la tubería para salir por cabezal. (Sección Brida/Bonete).
Adquisición de datos de fondo después de elaborado dispositivo de salida de cable, para garantizar correcto funcionamiento de la herramienta. Correlación de la data de fondo con las presiones y temperaturas esperadas/estimadas.

Pozos Observadores

Consultar los registros tomados en hoyo abierto, para confirmar la ubicación del sensor.
Revisar la lista de tubos registradas por el supervisor de gabarra (Chequeo tuberia), para determinar la profundidad sé ubicaran los sensores. Confirmar Longitud de tuberías,  instrumentos y accesorios, tomando en cuenta cualquier espaciamiento que pueda ser necesario.

Instalar el mandril del sensor para que sea incorporado como parte de la tubería de revestimiento.
Realizar la conexión del sistema selector de detonación de puertos de presión (si aplica). Esta actividad requiere tomar ciertas medidas de seguridad. Cualquier interferencia puede detonar los explosivos, por lo que se requiere suspender comunicación vía teléfono y radio en un tiempo recomendado por el proveedor. Solo se encontrará en la planchada el personal calificado para manejar las cargas durante estas operaciones.
Instalar un protector de cuello robusto por encima del mandril del sensor, durante las operaciones de ensamblaje de fondo.
Instalar la zapata y el cuello flotador por debajo del arreglo permanente de sensores.
Posicionar el cable del sensor de manera que no sufra daño durante las operaciones de bajada y subida de ensamblaje de fondo y paso por BOP.  
Correr revestidor hasta la profundidad deseada, instalando cada uno de los accesorios (protectores, flejes, centralizadores, etc.) requeridos.
Realizar mediciones continuas de presión y temperatura y de variables que garanticen la integridad del sistema durante la corrida de la tubería de revestimiento.
Se deberá revisar constantemente la tensión en los cables.
Correr un registro de rayos gamma al llegar a la profundidad total.
Si los sensores están en las arenas de interés se puede proceder a circular y cementar el pozo. Inmediatamente después, se deberá realizar  la limpieza de la BOP con el fin de tener un ambiente más limpio para hacer las conexiones de los cables en el cabezal del pozo.
Sacar el cable del sensor por válvula del revestidor y preparar dispositivo para asegurar que el cable no sufra daño cuando se manipule la válvula.
Adquisición de datos de fondo después de elaborado dispositivo de salida de cable, para garantizar correcto funcionamiento de la herramienta. Correlación de la data de fondo con las presiones y temperaturas esperadas/estimadas.
En caso de que aplique, se deberá activar los detonadores correspondientes a los puertos asociados a los sensores que se vean afectados durante la cementación presentando lecturas erróneas de presión. Esta actividad se deberá realizar desde de cumplido el tiempo de fraguado del cemento.

Estos procedimientos son una guía, pero se recomienda solicitar a cada proveedor el procedimiento de instalación de sus equipos, para cada pozo, a fin de garantizar el éxito de la misma.

CASOS HISTÓRICOS        

Un gran número de sensores permanentes de pozos han sido instalados en el occidente del país. Un total de 39 pozos del las diferentes Unidades de Explotación, se encuentran monitoreando en forma permanente las variables de presión y temperatura de fondo. La tabla 1, muestra el detalle de la distribución de estas aplicaciones por distrito operativo.

La mayor cantidad de instalaciones se ha realizado en pozos productores con un 77% de las aplicaciones, en comparación con el 5% y 18% de pozos observadores e inyectores respectivamente (ver figura 5).

Los dos (2) casos fundamentales de instalación de sensores se encuentran en los siguientes proyectos:

Laboratorio Integrado de Campo Lagomar (LIC – Lagomar): Arreglo de Inyección para prueba Optimizada de Agua (IOA). El área VLA-6/9/21 de Lagomar fue seleccionada para llevar a cabo este proyecto, principalmente por presentar características y condiciones similares a un gran número de yacimientos de  crudos livianos, someros, sometidos a inyección de agua y que presentaron alto grado de agotamiento. Por otro lado, estudios recientes de caracterización de yacimientos indican que existe una gran cantidad de reservas no contabilizadas en los libros oficiales, cuyo desarrollo requiere de una estrategia diferente de explotación. El arreglo de inyección utilizado para la prueba de IOA consiste de 6 pozos productores (AQM2,VLA1326,VLA1331,VLA1332,VLA1335,VLA1344), 4 inyectores (Existentes: VLA1341,VLA1343 y Nuevos: VLA1321, VLA1347) y 1 observador (VLA-1329) En la Figura 6 se muestran las localizaciones propuestas.

El sistema de Monitoreo de fondo estuvo compuesto por sensores de presión y temperatura. Estos sistemas fueron instalados al nivel de subsuelo, para hacer mediciones continuas de las variables a lo largo de la vida del pozo. Sus arreglos dependieron de las condiciones propias del pozo, tipo de completación  y de las características del yacimiento. La tabla 2 muestra los detalles y características de los sensores utilizados.

Laboratorio Integrado de Campo Lagocinco (LIC – Lagocinco): Arreglo de Inyección utilizado para la prueba AGA (Agua y Gas Alternada) que consistió de 5 pozos productores (Existentes: LPG-1462, VLE-773 y Nuevos: VLE-1313, VLE-1328 y VLE-1342 perforados durante 1998-1999), 1 inyector nuevo (VLE-1324) y 2 observadores (VLE-1308 y VLE-1346). En la Figura 7 muestran las localizaciones propuestas.

El sistema de instrumentación de fondo utilizado esta compuesto por sensores de presión y temperatura. Estos sensores están instalados al nivel de subsuelo, para hacer mediciones continuas de estas variables a lo largo de la vida del pozo. Sus arreglos dependieron de las condiciones y características propias del pozo y del yacimiento. Los detalles de los sensores de fondo instalados se muestran en la tabla 3.


BENEFICIOS

Las Unidades de Explotación en su visión de Unidad de Explotación de Yacimiento (UEY) del futuro contemplan la implantación de nuevas tecnologías de subsuelo y superficie para la optimización de sus operaciones, entre las cuales  se encuentran los sistemas de medición de presión y temperatura, medidores de flujo y registros de perfiles de temperatura en fondo de pozo.

Los beneficios de las completaciones instrumentadas han sido clasificados en dos grupos:
Beneficios Probados: Constituye el grupo de aplicaciones cuyos beneficios han sido materializados en los pozos productores, observadores e inyectores de las diferentes Unidades de Explotación, entre estas aplicaciones tenemos:
Registros de pruebas de presión en tiempo real.
Optimización del sistema levantamiento artificial de gas(LAG)
Construcción de curvas dinámicas de las propiedades de los fluidos
Registro y definición de estrategias de inyección.
Pruebas de interferencia en tiempo real.
Taponamiento de las arenas.
Detección y Diagnostico Temprano de Daños
Reducción del costo de Operación y Mantenimiento
Reducción de riesgo operacional

Los beneficios probados obtenidos de las aplicaciones pueden observarse en la tabla 4.

Beneficios Potenciales: Constituye el grupo de aplicaciones cuyos beneficios son potencialmente posibles de obtener en los pozos productores, observadores e inyectores (ver tabla 5). Entre estas potenciales aplicaciones tenemos:
Localización del tope de cemento.
Control de arena.
Control de agua.
Generación de mapas de energía.
Generación de mapas de relación de movilidad.
Incremento en la seguridad de las instalaciones y personas.
Minimiza el impacto ambiental.
Incrementar la confiabilidad operacional.
Monitoreo de la productividad del pozo.
Reducción de costos por captura de información.
Incremento de la vida útil de la infraestructura de fondo.
Custodio del yacimiento.


RECOMENDACIONES

Fluidos:
Considerar como aspecto critico para la selección de sensores de pozos de hueco abierto o pozos observadores la obstrucción de puertos durante la cementación.
El  proveedor de los instrumentos de subsuelo debe establecer las propiedades del cemento y lodo, para garantizar que no existan problemas de compatibilidad con los fluidos y asegurar el buen funcionamiento de los elementos de medición.

Procedimientos de Instalación
Los procedimientos de completación e instalación de la instrumentación de subsuelo deben ser suministrados, mutuamente revisados y aprobados por la empresa de servicio de completación, suplidor de la instrumentación de subsuelo, responsables y especialistas de cementación, perforación, instrumentación y completación.
Reuniones Pre-instalación: entre los  involucrados en el proceso de completación, para definir aspectos operacionales y técnicos de la terminación del pozo con sensores de fondo permanente, y conformando equipo de trabajo con los diversos entes, disciplinas y compañías involucradas, para disminuir la incertidumbre ligada a la actividad.
Uso de tapa de hoyo para evitar caída de accesorios. Durante la corrida de la completación se coloca una tapa de goma o de metal (dependiendo disponibilidad en el taladro), cuyo fin es el de evitar la caída en el hoyo de cualquier elemento o accesorio, en especial flejes y pasador (cuña) para protectores de cable, lo que podría ocasionar atascamiento de la sarta, problemas de empotramiento de sellos, etc.
Colgador de tubería para protección de guaya por mal tiempo. Utilización de un colgador (propiedad del taladro) de tubería con un orificio hendidura (para colocar línea o cable) que permite colgar la tubería sin ocasionar daños al cable en caso de mal tiempo (caso en el lago).
Las herramientas utilizadas para instalación de los accesorios de protección del cable deben ser neumáticas y de fácil uso, para optimizar el tiempo de instalación.
Se debe fijar un protector en la primera conexión directamente arriba del sensor para luego comenzar a bajar la Completación.

Revisión de Equipos:
Revisión de equipos y accesorios en base. Se efectúan revisiones y pruebas de rutina al sensor y al cable antes de ser trasladado al taladro/ gabarra, además de revisión de colgador y cabezal del pozo, con el propósito de verificar los aspectos relacionados a la salida de cable, ejemplo: orificios, elementos de sello, etc.
Revisión de equipos y accesorios en el taladro. Se efectúan revisiones y pruebas de rutina al sensor y al cable al momento de llegar al taladro/ gabarra, además de revisión de colgador y cabezal del pozo, con el propósito de verificar los aspectos relacionados a la salida de cable, ejemplo: orificios, elementos de sello, etc.
Mediciones continuas durante la completación. Llevar registro de las mediciones continuas de presión y temperatura medidas por el sensor durante la corrida de la completación, además de las variables asociadas a la integridad del sistema como continuidad y aislamiento. Esto permite verificar el optimo funcionamiento del la herramienta durante su instalación y detectar y solventar con  prontitud cualquier problema que se presente (perdida de señal, lecturas erróneas, etc.)

Empacaduras de Producción:
Para la instalación de sensores en la tubería de producción, se deben utilizar empacadura permanente. Esta empacadura por lo general es instalada con guaya eléctrica y posteriormente se procede a bajar la tubería de producción con la unidad de sellos y el sensor de fondo. Al llegar a la empacadura permanente, se procede a introducir los sellos, espaciar y colgar la tubería de producción, para hacer las conexiones necesarias a nivel del colgador de la tubería. Si por alguna razón se presenta un problema de pérdida de la señal del sensor, realizando las conexiones de superficie, y se requiere levantar de nuevo la tubería de producción, se puede realizar esta operación sin ningún inconveniente, ya que la unidad de sellos al nivel de la empacadura esta libre de movimiento. Luego de realizar las reparaciones necesarias, se puede volver a colgar la tubería de producción.
Debido a que el sensor lleva un cable de transmisión desde el fondo hasta superficie, no es conveniente someter la tubería de producción a rotación, ya que esto podría causar daño en el cable con la consecuente pérdida de la señal del sensor. Esta particularidad limita el uso de las empacadura mecánicas, ya que las mismas son asentadas maniobrando la tubería de producción con rotación, tensión y compresión.
Para empacaduras permanentes, se recomienda el uso de un casco de mula especial en la unidad de sellos denominado “Autocentrante” o “Autoalineante”. Este accesorio, tiene un sistema de resorte que permite la entrada de la unidad de sellos a la empacadura permanente, aplicando peso, sin necesidad de rotar la tubería en superficie.
Con las empacaduras permanentes, el sensor se debe instalar un tubo por arriba de la unidad de sellos, para garantizar que quede lo más cercano posible al yacimiento de interés y facilitar la entrada de la unidad de sellos en la misma.
El uso de empacaduras hidráulicas puede representar un inconveniente, en caso de presentarse perdida de señal que requiera levantar la tubería de producción, después de haber asentado la empacadura, se tendría que desasentar la misma y sacar toda la completación para reemplazarla.

Accesorios de Completación:        
Cuando se instalan sensores en la tubería de producción, Los mandriles redondos no son adecuados para esta condición ya que el diámetro externo máximo del mandril sumado al tamaño del cable, por lo general es mayor que el diámetro interno del revestidor. Se deben utilizar mandriles ovalados, que tienen una sección plana y una sección ovalada o barriga (que es donde esta ubicado el bolsillo de la válvula). La sección plana tiene un diámetro externo máximo menor al de la barriga, característica que se aprovecha para ubicar el cable a través de esta sección.
Para la instalación de sensores en la tubería de producción, se deben instalar dos flejes de acero inoxidable en cada tubo y un protector de cuello que puede estar colocado en cada conexión o espaciado hasta 500 pies, dependiendo cada aplicación en particular. Por ejemplo, en pozos horizontales o altamente inclinados, se debe colocar un protector de cuello en cada tubo, en la sección desviada.
Los flejes que se utilizan son bandas de acero inoxidable, cuyo tamaño puede variar de acuerdo al tipo de aplicación. Cuando el sensor se instala con otros equipos como Bombas Electrosumergibles, se utilizan flejes de mayor espesor, ya que tienen que sostener dos cables y la carga axial que deben soportar se incrementa.
Cuando se instalan sensores en la tubería de producción, en pozos horizontales o altamente inclinados, es recomendable utilizar centralizadores, para evitar que durante la bajada de la tubería en la sección desviada, el cable de transmisión sufra algún daño por roce o fricción contra el revestidor, ya que la tubería siempre se apoya sobre la sección más baja del pozo.

Salida de cable de sensor de fondo por sección B o por bonnete de cabezal de pozo:
El cable conductor del sensor puede salir por un orificio elaborado en el bonnete (caso línea de control), o por uno de los prisiones del top flange de la sección b del cabezal. Independiente al tipo de salida se debe evitar cualquier daño a la línea (cable) durante su introducción por el orificio.
Recolección de data una vez instalada salida de cable de sensor de fondo por cabezal. Después de culminada la instalación del dispositivo de salida del cable, se procede a recolectar data de presión y temperatura durante un tiempo de aproximado de 30 minutos, con el fin de asegurar el integro funcionamiento de la herramienta y de la concordancia de las lecturas obtenidas con la presión y temperatura esperadas. Ejemplo: presión hidrostática.

Elaboración de informe final de instalación de sensores de fondo permanentes. Se redacta un documento que desglosa las actividades efectuadas durante la instalación de los sensores. Este informe final tiene como propósito generar conclusiones, recomendaciones y mejores practicas, producto de las diversas experiencias durante las instalaciones.

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