Medición acústica de niveles y presiones de fondo para pozos con BCP y bombeo mecánico en el Oriente venezolano
Medimos lo que sus pozos no le dicen
Nivel de fluido, sumergencia y presiones de fondo, medidos con el pozo produciendo y entregados como data validada en menos de 24 horas.
- Sin detener el pozo ni intervenir la completación
- Data validada en menos de 24 horas por pozo
- Base operativa en El Tigre, cerca de los campos
Los campos existentes guardan barriles al alcance
Tras años de inversión limitada, muchos pozos operan sin vigilancia sistemática y miles esperan ser reactivados. Sus bombas trabajan lejos de su punto óptimo y nadie mide lo que ocurre en el fondo. Todo plan de recuperación empieza por una línea base.
- 01Aquí entra OptiFlowLínea base del campo
- 02OperadoraEvaluación y priorización
- 03OperadoraOptimizar y reactivar
- 04AmbosSeguimiento con nuevas mediciones
Pozos operativos
Medición dinámica: ¿cómo trabaja hoy cada bomba?
- Nivel dinámico y sumergencia de cada bomba, sea BCP o de varillas
- PIP y presión de fondo estimadas
- Alertas de trabajo en seco, golpe de fluido o sobre-sumergencia
Pozos no operativos
Medición estática: ¿qué energía conserva el pozo?
- Nivel estático y presión de fondo estimada
- Anomalías del anular detectables acústicamente
- Data para que su equipo priorice la reactivación
Del primer pozo a la producción temprana
Además de la ecometría en pozos productores, acompañamos a las operadoras en campañas de pozos nuevos y en el arranque de la producción, junto a aliados con equipos y personal en el Oriente.
- 01
Pruebas de afluencia con ecómetro
Durante las pruebas de producción de pozos nuevos y estratigráficos medimos desde superficie el nivel de fluido, la presión de entrada a la bomba, la presión de fondo fluyente y la restauración de presión. Datos para dimensionar el levantamiento artificial.
Pozos estratigráficosÍndice de productividadSin intervenir el pozo - 02
Geología de pozo
Geólogos de pozo en sitio durante la perforación y la toma de núcleos: descripción de muestras de canal y de núcleos, control de profundidades, manejo y traslado de núcleos y correlación preliminar pozo a pozo.
Núcleos y muestrasModelo geológico - 03
Procura internacional y nacional
Compramos y consolidamos en Estados Unidos, gestionamos flete y nacionalización, y entregamos en El Tigre. Procura nacional con proveedores del eje El Tigre – San Tomé.
Sensores e instrumentaciónVálvulas y bombasRepuestos de cabezales BCPSeguridad y comunicaciones
Con nuestros aliados, un solo frente de servicios
- Aliado estratégico
Perforación, completación y pruebas
Taladro de perforación, taladros de workover de 350, 550 y 750 HP, swabbing, slickline y wireline.
- Aliado estratégico
Construcción y facilidades de superficie
Vialidad, locaciones, cellars, macollas y facilidades de superficie.
- Aliados estratégicos locales
Servicios de apoyo
Catering, renta de generadores, grúas y equipos de izamiento.
Un solo punto de contacto para coordinar a todos los proveedores. La operadora decide siempre qué contratar y con quién.
Conversemos su proyectoCada método de levantamiento trabaja dentro de una ventana
En la Faja domina la bomba de cavidad progresiva; en los campos convencionales del Oriente, el bombeo mecánico con balancín. Las dos dependen de lo mismo: líquido suficiente sobre la succión sin ahogar el aporte del yacimiento. Sin conocer el nivel de fluido, esa ventana se opera a ciegas.
BCP · cavidad progresiva
Mueve crudo de unos 8 °API y tolera arena y algo de gas. Su punto débil es el estator de elastómero, que se daña con el calor y al trabajar en seco.
Demasiado nivel
La columna de líquido frena el aporte: el pozo produce menos de lo que el yacimiento puede dar.
Dentro de la ventana
Sumergencia suficiente para proteger la bomba sin restringir la producción.
Sin nivel
La BCP gira en seco: el estator se sobrecalienta y se daña.
Bombeo mecánico · balancín
El método más extendido en pozos de crudo mediano y liviano. Cada carrera debe llenar el barril de la bomba; si el pozo se queda sin nivel, el pistón golpea el fluido y el impacto viaja por toda la sarta.
La bomba no da abasto
El pozo aporta más de lo que la bomba desplaza: hay margen para subir los SPM o la carrera.
Nivel cerca de la bomba
Llenado completo con la menor presión de fondo posible: el pozo entrega todo su aporte.
Pump-off
El barril se llena a medias y el pistón golpea el líquido: daña varillas, bomba, tubería y caja reductora.
Referencias de diseño frecuentes: unos 300 ft de sumergencia en BCP y un margen menor, de unos 100 a 200 ft, en bombeo mecánico. El objetivo de cada pozo lo define la operadora.
Lo que no se mide en el fondo, se pierde en superficie
Gas libre en la succión
Reduce la eficiencia de la bomba: deja el elastómero de la BCP sin líquido o bloquea por gas la bomba de varillas.
Declinación del aporte
La presión en la succión refleja la energía del yacimiento; sin medirla, su caída pasa inadvertida.
Anomalías en el anular
Fugas u obstrucciones del revestidor quedan registradas en la traza acústica.
Sensores ausentes o dudosos
Una medición independiente confirma o reemplaza el dato del sensor de fondo.
La toma de nivel, paso a paso
Una pistola acústica Echometer en el cabezal del revestidor y el software TAM bastan para conocer el nivel de fluido, sin intervenir el pozo. El procedimiento es el mismo con BCP o con bombeo mecánico.
01Disparo en el cabezal
Una pistola acústica envía un pulso de presión al espacio anular.
02Reflexión en cada cuello
La onda rebota en las uniones de tubería; esos ecos calibran la velocidad del sonido en el gas.
03Eco del nivel de líquido
La superficie del líquido devuelve un eco fuerte y nítido al micrófono.
04Profundidad calculada
Velocidad × tiempo de ida y vuelta ÷ 2. Por diferencia con la profundidad de la bomba se obtiene la sumergencia.
Crudo espumante: el nivel aparente no es el nivel real
La espuma engaña al eco
El gas que migra por el anular forma una columna gaseosa. El eco marca su tope, no el del líquido.
El error llega a las presiones
Sin corrección, la PIP y la presión de fondo se sobreestiman; los gradientes empíricos pueden errar hasta por un factor de dos.
Nuestro procedimiento
Prueba de restitución de presión del revestidor y corrección del gradiente en TAM. En pozos muy espumantes, se cierra el revestidor para deprimir la columna.
Referencia técnica: McCoy et al., “Acoustic Determination of Producing Bottomhole Pressure”, SPE 14254.
Vea la medición y la velocidad óptima en 3D
Elija un pozo vertical, inclinado u horizontal con bombeo mecánico, BCP o BES. Cambie la presión de yacimiento, la presión de casing y la espuma, dispare el pulso acústico y vea qué velocidad de operación recomienda el modelo.
Del eco a la data que su equipo necesita
El nivel por sí solo es un número; su valor está en la cadena de cálculo. Entregamos cada registro medido y validado; la interpretación y las decisiones quedan en manos de sus especialistas de Optimización y Producción.
- 01Nivel de fluido
Medido en campo y validado
- 02Sumergencia
Columna de líquido sobre la bomba
- 03Presión en la succión
PIP, con presión de revestidor y gradientes
- 04Presión de fondo
Pwf frente a la formación productora
- 05Evaluación
A cargo de su Gerencia de Optimización
<24 h
Del registro en campo a la entrega de data validada
- Nivel dinámico o estático validado
- Sumergencia sobre la succión de la bomba
- PIP y presión de fondo estimadas
- Restitución de presión del revestidor y gas anular
- Traza acústica original y archivo TAM
- Condiciones de operación al momento del registro (RPM o SPM)
Data trazable, repetible y confiable
- 01
Adquisición
Equipos Echometer: captura rápida y repetible, en condiciones normales de operación.
- 02
Validación
Software Echometer TAM: filtrado de los ecos y corrección por columna gaseosa.
- 03
Verificación cruzada
Contraste con los históricos y la producción de cada pozo antes de emitir el informe.
Sus niveles medidos, pozo por pozo, en 3D
Cargue la hoja de resultados de una campaña (CSV o Excel) y vea cada pozo con su nivel acústico, el nivel sin gas, la sumergencia y las presiones de fondo. La vista de campo pone todos los pozos lado a lado para ver de un vistazo cuáles necesitan atención.
Medir en el momento correcto
Una medición aislada es una foto; el valor está en medir en los momentos que importan.
| Cuándo medir | Para qué |
|---|---|
| Arranque o reactivación | Confirmar que la bomba opera con sumergencia suficiente |
| Tras cada cambio de RPM o SPM | Ver la respuesta del nivel antes del siguiente ajuste |
| Campañas periódicas | Seguir la declinación y la energía del yacimiento |
| Antes de un servicio | Documentar la condición del pozo antes de intervenir |
| Sensor de fondo o controlador de pump-off dudoso | Contar con una medición independiente |
Decidir sobre data medida
| Decisión | Sin medición | Con OptiFlow |
|---|---|---|
| Qué pozos atender | Por historial o intuición | Con nivel y PIP de cada pozo |
| Ajuste de velocidad (RPM o SPM) | Reactivo, tras la falla | Sobre la sumergencia real |
| Integridad de la bomba | Riesgo de trabajo en seco o golpe de fluido | Sumergencia vigilada |
| Impacto operativo | Paros para diagnosticar | Medición con el pozo produciendo |
| Tiempo de respuesta | Variable | Data validada en menos de 24 h |
Estados Unidos respalda, El Tigre ejecuta
OptiFlow International LLC combina el respaldo logístico y financiero de Estados Unidos con un equipo de campo en el Oriente venezolano.
Headquarters en Estados Unidos
- Acceso a banca internacional y operaciones en USD
- Compra directa de piezas y repuestos
- Servicio técnico y calibración de las herramientas
Base operativa en El Tigre, Anzoátegui
- Unidades móviles y técnicos locales
- Adquisición y control de calidad en campo
- Relación directa con cada operadora
3
Unidades móviles
Pick-up 4x4 equipadas para campo
60–70
Registros por día
Capacidad objetivo combinada de la flota
<24h
Respuesta
Data validada por cada pozo
2
Métodos de levantamiento
BCP y bombeo mecánico, en la Faja y el Área Mayor de Oficina
Una directiva que conoce los campos del Oriente desde adentro
Yacimientos, optimización y producción
Amplio conocimiento de los yacimientos y métodos de producción de la Faja y los campos convencionales del Oriente.
Ecometría y análisis nodal
Adquisición acústica, control de calidad y procesamiento de registros en pozos con BCP y bombeo mecánico.
Operaciones de campo
Gerencia de personal, logística y flota en sitio, desde El Tigre.
Finanzas y gobierno
Tesorería en USD, auditoría de activos y control corporativo.
Nosotros medimos y validamos; la evaluación queda en manos de su Gerencia de Optimización y Producción.
Empecemos con un piloto en su campo
Una campaña acotada en pozos con BCP o bombeo mecánico le da a su equipo data propia para juzgar el servicio antes de un contrato mayor.
- 01
Selección
Elegimos juntos un grupo de pozos representativos del campo, con BCP o bombeo mecánico.
- 02
Campaña
Registros acústicos en pocos días, sin detener la producción.
- 03
Validación
Control de calidad de cada registro en TAM, con su traza original.
- 04
Entrega
Data validada en menos de 24 h para la evaluación de su equipo.
Resultados medibles antes de cualquier compromiso de largo plazo.
Proponer un pilotoHablemos de sus pozos
Cuéntenos qué campo opera, cuántos pozos quiere vigilar y con qué método de levantamiento. Le respondemos con una propuesta de piloto.
contact@optiflowservices.com