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El levantamiento artificial es el pilar de la producción madura de hidrocarburos. Sin embargo, operar bombas de cavidad progresiva (BCP) o bombas electrosumergibles (ESP) a ciegas representa un riesgo financiero extremo. Los sensores de fondo actúan como los "ojos" del operador a miles de pies de profundidad.

Al medir de forma continua la presión de entrada de la bomba (presión dinámica de fondo), el sistema de automatización en superficie (PLC) puede ajustar la velocidad de rotación del motor a través del variador de frecuencia (VFD) para evitar el agotamiento del pozo. Si el pozo entra en estado de baja afluencia, el nivel de fluido disminuye y la presión desciende rápidamente. El sensor detecta esta tendencia en segundos y el PLC ralentiza la bomba de manera segura para evitar que trabaje en seco, previniendo fallas mecánicas costosas que requerirían un taladro de reacondicionamiento (workover) para su reemplazo.

Además, el monitoreo térmico en tiempo real detecta de inmediato cualquier sobrecalentamiento del motor sumergible. Dado que los motores dependen del paso del fluido del pozo para disipar el calor, un aumento anormal de temperatura es un claro indicador de obstrucciones o sobrecargas mecánicas. Contar con estos datos en un sistema SCADA en la oficina de control central es lo que define hoy en día a un campo petrolero digital inteligente.

Los diagramas de tubería e instrumentación (P&ID) son mucho más que un requisito documental: son el mapa que permite operar, mantener y aislar un sistema de forma segura. Un P&ID actualizado y normalizado bajo estándares internacionales reduce la probabilidad de errores humanos en maniobras críticas y agiliza la respuesta ante una contingencia.

Complementamos los planos con modelado mecánico 3D que permite visualizar interferencias, validar anclajes y anticipar riesgos de montaje antes de llegar al campo. Esta disciplina de ingeniería de detalle se alinea con nuestro enfoque HSE: verificar antes de iniciar, documentar cada intervención y asegurar que las condiciones de diseño se cumplan en la operación real.

La telemetría de fondo se ha consolidado como el eje de nuestros proyectos de optimización. Entre 2024 y 2026 hemos instalado 72 sensores de fondo de última generación en pozos de un operador del oriente del país, con un despliegue creciente: 21 unidades en 2024, 25 en 2025 y 26 en lo que va de 2026.

El registro no solo contempla la instalación: en el mismo periodo ejecutamos 38 intervenciones de recuperación e instalación (2 en 2024, 12 en 2025 y 24 en 2026), evidencia de un acompañamiento continuo durante todo el ciclo de vida del sensor. Su diseño robusto y de alta confiabilidad genera un flujo continuo de datos de presión, temperatura y vibración, esenciales para maximizar la eficiencia operativa y optimizar la producción del yacimiento.

Estos volúmenes de trabajo son posibles gracias a nuestro laboratorio de ensamblaje y al respaldo de fábrica de nuestros aliados estratégicos, que garantizan la disponibilidad de equipos y la consistencia técnica en cada corrida.

En los diagramas de completación de ciertos pozos, la ubicación de la válvula de drenaje coincide con el punto de colocación de los protectores convencionales. Al carecer de la longitud suficiente para fijarse correctamente sin interferir con el mecanismo de la válvula, se omitía el uso de protectores en esa zona, incrementando el riesgo de daño al cable Tec Line.

Para resolverlo desarrollamos un clamp mejorado con un diseño extendido que cubre toda la zona crítica sin interferir con el accionamiento de la válvula. Al ser más largo, actúa como un patín que desliza suavemente por las paredes del pozo durante la corrida, eliminando el riesgo de falla por aplastamiento del cable y asegurando la continuidad de los datos del sensor de fondo.