En la industria del petróleo y gas, la selección del manómetro adecuado para los taladros de perforación es crucial para asegurar la precisión en la medición de la presión y, por ende, la seguridad y eficiencia operativa. Los manómetros, como componentes fundamentales del equipo de perforación, deben cumplir con rigurosos estándares de calidad nacionales e internacionales para garantizar un rendimiento óptimo en condiciones extremas.

La economía global depende significativamente del sector Oil & Gas, proporcionando la mayor parte de la energía utilizada en el mundo. Comprender la importancia de cada etapa operativa de esta industria es esencial. En este contexto, la metrología en instrumentos de presión es vital para asegurar operaciones seguras y eficientes en la perforación y producción de hidrocarburos. Los desafíos en la medición de presión incluyen la necesidad de precisión constante y el riesgo de fallos catastróficos si los equipos no están adecuadamente calibrados. La calibración y el monitoreo continuo bajo altos estándares y normativas nacionales e internacionales de calidad son esenciales para mantener la seguridad y optimizar la eficiencia en operaciones de upstream.

La calibración de los manómetros es esencial para mantener su precisión y confiabilidad a lo largo del tiempo. Sin una calibración adecuada, los errores de medición pueden llevar a decisiones operativas incorrectas, aumentando el riesgo de fallos catastróficos y tiempos de inactividad costosos. Por otro lado, una calibración regular y meticulosa no solo prolonga la vida útil de los equipos, sino que también mejora la eficiencia operativa y reduce el riesgo de incidentes, alineándose con los estándares de calidad internacionales y nacionales.

Este estudio se centra en dos aspectos clave: primero, los criterios para elegir el manómetro más adecuado para su uso en taladros de perforación, considerando factores como la precisión, la resolución, la estabilidad y la sensibilidad del dispositivo. Segundo, se presenta un análisis económico comparativo del impacto de calibrar adecuadamente estos manómetros versus no hacerlo, tomando en cuenta los costos de calibración y mantenimiento frente a los posibles ahorros operativos y la mitigación de riesgos.

Los equipos más comunes para medir la presión incluyen manómetros digitales y analógicos, transductores de presión y sistemas de monitoreo en tiempo real. Las normas nacionales e internacionales, como la API RP 59, establecen las características que deben cumplir estos equipos y la frecuencia con la que deben ser calibrados. Los parámetros de control incluyen la precisión, la repetibilidad y la estabilidad de las mediciones.

La calibración asegura que se cumplan los parámetros estandarizados de calidad y seguridad, tanto nacionales como internacionales, durante las operaciones de perforación. Económicamente, la calibración regular de los instrumentos representa una inversión en recursos, pero incrementa la vida útil de los equipos y mejora la eficiencia operativa. En la década de 1930, las presiones se calculaban mediante niveles de fluido, y posteriormente se utilizaba la inyección de gas en el tubo hasta alcanzar una presión constante. Las primeras mediciones de presión en el fondo del pozo se realizaban con bombas de presión de lectura única y manómetros de registro máximo, que carecían de la precisión, confiabilidad y durabilidad de la tecnología moderna.

El objetivo de este estudio es, presentar el proceso de selección de manómetros adecuados para taladros de perforación y evaluar el impacto económico del mantenimiento de su calibración, conforme especificaciones técnicas de la ISO 10012 y NTE INEN 1825.

La metrología juega un papel crucial en la industria del petróleo y gas, especialmente en lo que respecta a los instrumentos de medición de presión. La adquisición de datos de presión en el fondo de pozo puede planificarse y ejecutarse de manera rentable con una interrupción mínima de las rutinas operativas normales. La interpretación temprana de estos datos in situ es fundamental para guiar las decisiones sobre la continuación del programa de adquisiciones, asegurando la precisión y confiabilidad de las mediciones de presión.

La investigación se llevará a cabo en las zonas de extracción de crudo del Ecuador, enfocándose en las fases upstream de perforación y producción, con especial énfasis en la medición de presión durante las operaciones de perforación. Este entorno operativo en el sector petrolero ecuatoriano servirá como escenario para el análisis propuesto.

El objetivo de este estudio es, presentar el proceso de selección de manómetros adecuados para taladros de perforación y evaluar el impacto económico del mantenimiento de su calibración, conforme especificaciones técnicas de la ISO 10012 y NTE INEN 1825.

El análisis presentado se fundamenta en la integración de la vasta experiencia de los autores y profesionales del sector, complementada por una exhaustiva revisión de la literatura relevante. Este enfoque integral ha permitido abordar el tema desde una perspectiva realista, facilitando una comprensión profunda y multifacética del impacto de la metrología en la industria del oil & gas ecuatoriano. La combinación del conocimiento práctico y teórico ha sido clave para generar una visión completa y aplicable.

La calibración de instrumentos de presión en la industria petrolera ecuatoriana es crucial para la optimización de las operaciones y el cumplimiento de las normativas de seguridad y calidad nacionales e internacionales. Los manómetros y otros dispositivos de medición, al ser calibrados periódicamente, garantizan la exactitud de las mediciones, lo cual es esencial para mantener los estándares operativos exigidos por las regulaciones según la Agencia de Regulación y Control de Energía y Recursos Naturales No Renovables (ARCERNNR) ​ (Controllab, 2024) ​. Instrumentos como los manómetros de tubo Bourdon y los transmisores de presión diferencial son fundamentales para evitar errores que puedan derivar en fallos operativos costosos o peligrosos​ (Controllab, 2024) ;(Acedo Sánchez, 2013) ​.

Económicamente, la calibración regular representa una inversión inicial que se traduce en ahorros a largo plazo (Coremberg, 2019). Este proceso incrementa la durabilidad de los equipos, disminuye el riesgo de accidentes y fallos operativos, y previene paradas imprevistas en la producción, beneficiando a las empresas con mayor eficiencia y menores costos relacionados con la ineficiencia y los daños a equipos costosos​ (Clemente Mendoza & Martinez Gamarra, 2020) ​. Además, el cumplimiento de normativas nacionales y estándares internacionales, como la ISO 9001, API RP 59, es vital para mantener la competitividad y evitar sanciones regulatorias, contribuyendo al desarrollo sostenible de la industria petrolera en Ecuador​.

Este estudio cualitativo y cuantitativo se enfocará en la comparación de costos y beneficios económicos y de cumplimiento normativo asociados a la calibración o ausencia de esta en instrumentos de medición de presión en la industria petrolera en Ecuador.

La investigación se basará en una revisión bibliográfica exhaustiva, considerando la Norma API RP 59 Recommended Practice for Well Control Operations para estándares de la industria y la selección del tipo de exactitud de los instrumentos de presión según especificaciones técnicas de la ISO 10012 y la norma NTE INEN 1825. Este enfoque garantizará que los datos recopilados sean precisos y pertinentes para el análisis cualitativo.

Se tiene fuentes primarias y secundarias para obtener una visión integral y fundamentada del impacto de la calibración de instrumentos de presión en el proceso de extracción de crudo. Según la información proporcionada, la metodología de este estudio se basa en la recopilación de datos de diversas fuentes. Se realizaron entrevistas a expertos en la industria petrolera ecuatoriana para obtener información primaria. Por otro lado, se llevó a cabo una revisión exhaustiva de la literatura científica y técnica relacionada con la calibración de instrumentos de medición de presión, incluyendo normas como la ISO 10012, API RP 59 y la NTE INEN 1825. Adicionalmente, se hizo uso de informes internos de empresas petroleras que operan en Ecuador, aunque por razones de confidencialidad no se revelarán los nombres de dichas compañías.

Para seleccionar el equipo de medición adecuado para su implementación en el proceso de perforación, es fundamental considerar lo siguiente:

Tabla 1.Elección de instrumento de presión adecuado para equipo de taladro de perforación.

El proceso de medición debe contemplar aspectos como la trazabilidad de las mediciones, correcciones aplicadas y no aplicadas, condiciones ambientales de operación, métodos de medición y la capacitación del personal encargado de realizar las mediciones. Para determinar la Capacidad de Medición Requerida (CMR) para una aplicación específica, es fundamental considerar requisitos normativos, legales, técnicos y de control estadístico. Según Metas & Metrólogos Asociados (2005), existe un método para calcular la CMR a partir de los requisitos de control estadístico.

Dado que los taladros de perforación operan típicamente con presiones en torno a 3500 psi, se recomienda seleccionar equipos de medición con una capacidad de medida que sea al menos un cuarto superior al valor máximo de medición esperado, basado en consideraciones generales y experiencia práctica en la industria.

Una vez seleccionado adecuadamente el equipo de medición, se procede con el análisis siguiente, el cual implica la integración y el desempeño del instrumento dentro del proceso de perforación.

Para llevar a cabo un análisis cuantitativo de un instrumento de presión, se hizo una proyección económica de la calibración del manómetro analógico del tipo bourdon, el cual es parte equipo de perforación de upstream en la industria del petróleo y gas, se recopilaron datos clave sobre los costos iniciales y recurrentes asociados con la calibración, el mantenimiento y el reemplazo de estos equipos de acorde al mercado petrolero ecuatoriano a la fecha de realización de este estudio. Se evaluó la frecuencia de calibración, estándares de funcionamiento del equipo según el error máximo permisible según especificaciones técnicas de la ISO 10012 y la norma NTE INEN 1825 y. Además, se analizaron los beneficios económicos derivados de la calibración regular, incluyendo el ahorro en costos operativos, la extensión de la vida útil de los equipos y la reducción de riesgos de fallos catastróficos en campo. Utilizando estos datos, se realizaron cálculos anuales para determinar los costos y ahorros, proyectando estos valores a un horizonte de cinco años. Conjuntamente, se realizó el cálculo del Retorno de Inversión (ROI), proporcionando una visión integral de los impactos económicos de la calibración regular en las operaciones de perforación.

La presentación de resultados del análisis cuantitativo y cualitativo, descritos de forma clara y detallada de los resultados se presentó en la sección correspondiente. En cuanto a consideraciones éticas, se aseguró por parte de los profesionales que realizaron este estudio de la confidencialidad y anonimato de los participantes y empresas involucradas.

Ah es una estructura del desarrollo de un artículo científico en el que se analiza o el escenario uno de una proyección con 5 años con ROI de los costos beneficios que tendría calibrar un manómetro analógico de tipo bourdon en cuestiones económicas y lo que influiría no hacerlo el escenario 2 es analizar el impacto económico que tendría que un manómetro analítico bourdon o sea el mismo el mismo manómetro analizado en el escenario uno pero este esté manómetro va a estar trabajando ya dentro de lo que es el equipo de perforación en un pozo en un campo te explotación petrolera el impacto económico obviamente sería mucho mayor en este escenario aunque debido a las regulaciones y altos estándares de calidad este escenario sería menos posible qué pase pero siempre hay que prevenir estos casos entonces quiero que se vea un análisis económico de que pasaría si por no calibrar el manómetro habría que parar la producción y esos costos son muy muy altos en la industria de petróleo y gas

Inicialmente, las calibraciones de equipos de presión se realizaban exclusivamente en laboratorios o centros especializados autorizados. Actualmente en Ecuador es posible llevar a cabo calibraciones en el sitio donde están ubicados los equipos, lo que evita el cese o paro de las actividades operativas. Desde los inicios de la humanidad, la medición y comparación han sido esenciales. Se desarrollaron medidas antropométricas basadas en partes del cuerpo humano, como el brazo, el pie, la pulgada y la yarda. Algunas de estas medidas, como la pulgada y el pie, todavía se utilizan en la actualidad.

La industrialización ha generado la necesidad de equipos precisos que permitan controlar procesos y tomar decisiones informadas. En la industria del petróleo y gas, la calibración de equipos de presión es crucial para garantizar la precisión y confiabilidad en las operaciones.

El término "upstream" en la industria del petróleo se refiere a las actividades de exploración, desarrollo y producción de recursos de hidrocarburos, que incluyen estudios geofísicos para la identificación de reservorios potenciales, la perforación y terminación de pozos, así como la extracción inicial de petróleo crudo y gas natural. Este sector desempeña un papel fundamental en la búsqueda y explotación eficiente de reservas energéticas, garantizando un suministro confiable a nivel global y proporcionando beneficios económicos significativos mediante la generación de empleo e ingresos gubernamentales y corporativos (Oiltanking, 2024).

Para este proceso, la adquisición de datos de presión en el fondo de pozo es crucial, ya que se puede planificar y ejecutar de manera rentable con una interrupción mínima de las rutinas operativas normales. La interpretación temprana in situ es útil para guiar las decisiones sobre la continuación del programa perforación.

La presión desempeña un papel crucial en la industria del petróleo y gas, siendo vigilada meticulosamente a lo largo de todas las etapas operativas. Durante la fase de perforación, la seguridad del pozo se asegura mediante el uso de sensores de presión. En el transporte y almacenamiento, se garantiza la integridad de los oleoductos y tanques mediante el monitoreo preciso de la presión. En las refinerías, se regula con precisión para optimizar procesos críticos como la destilación. La exactitud en la medición de la presión es fundamental para salvaguardar tanto la seguridad como la eficiencia operativa (Simplemente MideBien, 2024).

Según PetroWiki SPE International, (2024) la presión es el parámetro más controlado en la industria de procesos para este control de utiliza equipos como manómetros digitales y analógicos. Los sensores de Presión tienen altos niveles de precisión y a su construcción normalmente es más robusta, la elección de uno u otro dependerá de los parámetros metrológicos estáticos y dinámicos estos componentes influyen de manera única en la calidad de la medición tales como, los mencionados a continuación.

La metrología, disciplina fundamental en la ciencia de las mediciones, engloba tanto los aspectos teóricos como prácticos sin discriminación por la incertidumbre de medida o el campo de aplicación. Sus metas principales incluyen el establecimiento de patrones de medida, la correcta aplicación de sistemas de verificación, y la obtención precisa y expresión de magnitudes empleando herramientas y métodos adecuados. Dividida en metrología legal, industrial y científica, garantiza la comparabilidad internacional de mediciones y la calidad de los productos (Instituto Dominicano para la Calidad, 2024).

En la industria del Oil & Gas, la magnitud se refiere a la medida cuantitativa del tamaño, dimensión o importancia de variables críticas como la producción, reservas y eficiencia operativa. En este contexto, las magnitudes físicas incluyen parámetros como la presión, temperatura y volumen de hidrocarburos extraídos, fundamentales para la evaluación y optimización de procesos. Estas mediciones son esenciales para garantizar la seguridad operativa y la rentabilidad en la exploración, perforación y producción de recursos energéticos (KSB Ecuador S.A, 2021).

Rango del equipo

El rango del equipo se define como el intervalo de valores dentro del cual un instrumento de medición puede operar de manera precisa y confiable (Bedoya et al., 2016); es decir es la capacidad de medida que tiene el equipo. Por ejemplo 1 000 psi, 5 000 psi, 10 000 psi.

La exactitud en la medición de presión se define como el máximo error indicado por el transductor bajo condiciones específicas como el error de ajuste, histéresis y repetibilidad (PetroWiki SPE International,2024). El mismo autor siguiere que la resolución corresponde al menor cambio de presión detectado por el sensor. Por otro lado, la estabilidad de un sensor se evalúa por su capacidad para mantener sus características de rendimiento a lo largo del tiempo, medida a través de la deriva media del sensor (Moro, 2000). La sensibilidad se refiere a la relación entre la variación de la salida del transductor debido a un cambio en la presión aplicada, representada como la pendiente en el gráfico de salida versus entrada de presión (PetroWiki SPE International, 2024).

La respuesta del sensor se supervisa en condiciones donde la temperatura varía dinámicamente, mientras que la presión aplicada permanece constante. Mientras que la Respuesta Transitoria durante la Variación de Presión es La respuesta del sensor se mide antes y después de una variación de presión, manteniendo la temperatura constante (PetroWiki SPE International, 2024).

La respuesta del sensor se registra antes y después de un cambio brusco de temperatura, así como en condiciones de choques de presión. La calibración y evaluación de estándares para manómetro es esencial para determinar las desviaciones que presenta el manómetro en el momento y condiciones de prueba, a estas desviaciones esta adjunto un parámetro no negativo conocido como incertidumbre, es importante que la calibración sea en todo el rango del equipo y distribuir los puntos de calibración en una rutina de tiempo programada (PetroWiki SPE International, 2024).

En la industria Oil & gas, los equipos de medición de presión como manómetros monitorean la presión en válvulas y tanques, mientras que los transductores convierten la presión en señales eléctricas para sistemas SCADA. Los sensores de presión diferencial permiten medir el flujo y nivel en tuberías. La precisión y cumplimiento de estándares son críticos para asegurar operaciones confiables (PetroWiki SPE International, 2024); (Negrón, 2019).

La calibración es esencial en la industria del petróleo y gas para asegurar la precisión y confiabilidad de las mediciones. En la exploración, transporte, almacenamiento y refinerías, calibrar sensores de presión, temperatura y caudal es vital para la seguridad y eficiencia operativa. Incluso en la distribución final, garantiza el cumplimiento normativo. Equipos especializados aseguran la precisión necesaria, siendo la calibración periódica crucial para la calidad y seguridad en toda la cadena de valor (LACE Calibración Especializada, 2024).

 Se Identificó qué tipo de equipo es adecuado de entre estos puede ser un manómetro analógico, un manómetro digital, transductor de presión entre otros y este equipo debió presentar las siguientes características

Rango de Medición. Es el intervalo de presiones que el manómetro puede medir con precisión. Se eligió un manómetro cuyo rango sea adecuado para la presión que se espera medir, idealmente entre el 30% y el 70% de su capacidad máxima para obtener mejores resultados.

Precisión. La precisión de un manómetro que viene expresado como un porcentaje del rango de escala completa Full Scale. Por ejemplo, un manómetro con una precisión de ±1% F.S.

Repetibilidad y Linealidad. Se consideró que la repetibilidad es la capacidad del manómetro para dar el mismo valor bajo condiciones condicione de medición idénticas y que la Linealidad es el grado en el que la respuesta del manómetro es proporcional a la presión aplicada.

Condiciones Ambientales. Se evaluó las condiciones ambientales donde se utilizará el manómetro, como la temperatura, la humedad, la presencia de vibraciones, polvo y otros factores que pueden afectar la precisión y el funcionamiento del instrumento.

Calibración y Mantenimiento. Se aseguró que el manómetro esté correctamente calibrado antes de su uso y seguir un plan de mantenimiento regular para mantener su precisión. En Ecuador la calibración debe realizarse en un laboratorio acreditado, esta sección de detalla más a fondo a continuación.

Normativas y Certificaciones

Verificar que el manómetro cumpla con las normativas y certificaciones aplicables, como ISO, ASTM, o normas locales de metrología. Para el proceso de medición debe considerar: la trazabilidad de las mediciones, correcciones aplicadas y no aplicadas, condiciones ambientales de operación, métodos de medición y personal que lleva a cabo las operaciones de medición. Respecto a la capacidad de medición requerida CMR por una aplicación específica, esta debe determinarse considerando al menos cuatro diferentes fuentes: requisitos normativos, requisitos legales, requisitos técnicos y requisitos de control estadístico. Un método para determinar la capacidad de medición requerida CMR a partir de los requisitos del control estadístico (Metas & Metrólogos Asociados, 2005).

Se analizó el impacto económico de calibrar o no hacerlo con una proyección a 5 años. El análisis presentado en esta sección se basó en valores vigentes en el mercado petrolero ecuatoriano al momento de realizar el estudio. Se enfocan específicamente en el manómetro analógico tipo Bourdon, comúnmente utilizado en los taladros de perforación de la fase upstream en la industria, antes de su ingreso a campo.

Los datos utilizados en estos análisis fueron proporcionados por profesionales de la industria del petróleo y gas en Ecuador, específicamente por expertos que trabajan en empresas de metrología en el sector hidrocarburífero. Esta información permitió realizar una proyección económica a cinco años, considerando los costos y beneficios de mantener una calibración regular de los instrumentos de medición de presión.

Tabla 2. Datos de metrología para manómetro analógico tipo Bourdon

Se incluyeron los costos de calibración, que comprenden el costo por calibración de cada equipo, y se determinó la frecuencia de calibración, especificando cuántas veces al año se calibra cada equipo bajo el error máximo permisible especificaciones técnicas de la ISO 10012 y la norma NTE INEN 1825. Además, se consideraron los costos de mantenimiento y reemplazo, incluyendo tanto el mantenimiento regular como el reemplazo de equipos cuando sea necesario.

Se recopiló información detallada sobre el número de equipos en uso, se estimó la vida útil de estos manómetros tanto con calibración regular como sin ella según especificaciones técnicas de la ISO 10012 y la norma NTE INEN 1825, se analizó el impacto de la calibración en la eficiencia operativa y en la reducción de tiempos de inactividad.

Formula 1

Donde;

CA es Calibración anual

NE es Número de equipos

CCE es Costo de calibración por equipo

FC es Frecuencia de calibración

MRA es Mantenimiento y Reemplazo Anual

CM es Costos de Mantenimiento

CRE es Costo de Reemplazo por Equipo

VUCC es Vida útil con calibración

Formula 2

Donde;

E es Eficiencia

AE es Ahorro en Eficiencia

VUSC Vida útil Sin calibración

RR es Reducción de riesgo

En este cálculo todas las proyecciones serán para 5 años

Formula 3, 4, 5

Donde;

α es Costos acumulados

P es Proyección

µ es Vida Útil

Ya que esta sección del estudio se basa en un análisis bibliográfico detallado y entrevistas confidenciales, que proporcionan datos técnicos fundamentados en experiencias prácticas y evidencia objetiva recopilada durante la investigación. Debido a la naturaleza del enfoque metodológico, no se dispone de un conjunto de datos para ser expuesto al ente público. No obstante, desde el punto de vista holístico y especificaciones técnicas de la ISO 10012 y la norma NTE INEN 1825 el procedimiento presentado permitirá elección de instrumento de presión adecuado para equipo de taladro de perforación.

La proyección económica realizada a partir de datos reales en el mercado petrolero ecuatoriano muestra una evaluación detallada de los costos y beneficios asociados con la calibración de manómetros analógicos tipo Bourdon, a ser utilizados en los taladros de perforación de la fase upstream.

Se estimó el ahorro en costos operativos, debido a una mayor precisión y reducción de errores, y se calculó la extensión de la vida útil de los equipos gracias a la calibración regular. También se cuantificó la reducción en el riesgo de fallos catastróficos y los costos asociados

Tabla 3Resultados de cálculos de formula (1) y (2)

El costo de calibración anual para 50 instrumentos de presión rondaría los 2500 USD, no obstante, el mantenimiento y reemplazo anual del mismo número de estos equipos sería de $ 127 333.

Tabla 4. Resultados de cálculos de formula (3), (4) y (5)

Para 50 manómetros analógicos tipo Bourdon que se les calibro según el error máximo permisible según especificaciones técnicas de la ISO 10012 y la norma NTE INEN 1825 una vez por año, en el ahorro anual en eficiencia sería de 7000 USD, el capital salvado total en vida útil de estos equipos sería de 125000 USD de igual forma la reducción de riesgos en términos económicos al año sería de 15000 USD.

Tabla 5. Resultados de cálculos de formula (6), (7) y (8)

Los costos acumulados a lo largo del período de proyección ascienden a $649,166.67. Estos costos incluyen la suma de todos los gastos relacionados con la calibración de los equipos, así como los costos recurrentes de mantenimiento y demás. Por otro lado, los ahorros acumulados proyectados alcanzan los $735,000.00. Estos ahorros se derivan de varios factores clave ahorro en costos operativos, incremento en la vida útil de los equipos y reducción de riesgos, de modo que la calibración precisa y bajo especificaciones técnicas de ISO 10012 y la norma NTE INEN 1825, reduce el riesgo de fallos catastróficos, evitando los costos significativos que podrían surgir de estos incidentes.

El ROI es del 13.22%, indicativo de beneficios económicos obtenidos de la calibración regular de los manómetros analógicos tipo Bourdon, lo que sugiere que, por cada dólar invertido en la calibración y mantenimiento de estos equipos, se obtiene un retorno adicional de 13.22 USD. Esto refleja una inversión rentable y justifica la práctica de calibración regular desde una perspectiva económica.