Órgano de Divulgación Técnica e Información de la Asociación de Ingenieros Petroleros de México A.C. Certicado de Licitud de Título Num. 8336. Certicado de Licitud de Contenido Núm. 5866. Vol. LI No. 5 MAYO 2011
Contenido Editorial
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Sección técnica Resúmenes de artículos técnicos
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Artículos Aseguramiento y optimización del ujo de información para la aplicación a procesos del modelo estático
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Administración de la incertidumbre técnica.- Población de las propiedades petrofísicas de los modelos
16
Mantenimiento de la producción en pozos de campos maduros con ush by (camión varillero)
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Aplicación y lineamientos de pruebas tecnológicas, una ventana a nuevas te cnologías
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Optimización de la actualización de datos del Sistema Siste ma SCADA del Activo Integral Burgos
INGENIERÍA PETROLERA.- Publicación mensual de la Asociación de Ingenieros Petroleros de México A.C., Av. Av. Melchor Ocampo 193 Torre “A“ Piso 12. Col. Verónica Anzures C.P. C.P. 11300, México D.F., D.F., Tels: 5260 2244 y 5260 7458. Solicitada la Autorización como Correspondencia de Segunda Clase de Administración de Correos núm. 1 de México D.F. Distribuido por la Asociación de Ingenieros Petroleros de México, A.C. Publicación editada e impresa por 4AM FOR ADVERTISING AND MARKETING S.A. DE C.V. C.V.,, Enrique J. Palacios No. 108, Col. Prado Ermita, C.P. C.P. 03590, Del. Benito Juárez, México D.F., D.F., Tels: 5601 7571 y 55 3211 6077. 6 077. Edición: 2000 ejemplares. Certicado de licitud de título en trámite núm. 8366 y Certicado de contenido núm. 5866 ante la Comisión Certicadora de Publicaciones y Revistas Ilustradas. Certicado de reserva de Derechos al Uso Exclusivo núm. 003322 ante la Dirección General del Derecho de Autor. Toda la correspondencia
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Editorial
Poyekhali: ¡ahí vamos!
El martes 12 de abril de 2001 se cumplió el 50 aniversario del primer viaje de un ser humano al espacio, protagonizado por el cosmonauta soviético Yuri Alekseyevich Gagarin, que marcó el comienzo de la era espacial. El vuelo de 108 minutos de duración fue otro gran triunfo propagandístico de la Unión Soviética, que ya había lanzado con igual éxito el primer satélite artificial: el Sputnik, el 4 de octubre de 1957.
vuelo suborbital en la nave espacial Mercury-Redstone, cuyo lanzamiento estaba programado para mayo de ese año. La Unión Soviética desconocía el cronograma estadounidense, pero Sergei Korolev, jefe científico del programa espacial soviético, se preocupó por la posibilidad de que Estados Unidos fuera el primero y presionó para que se lanzara un vuelo tripulado soviético lo antes posible.
Sergei Khrushchev, hijo de Nikita Khurshchev –líder soviético en la época de la hazaña de Gagarin– comenta que estaban muy orgullosos del vuelo, pero no entendieron realmente lo importante que fue; sin embargo, su padre organizó una multitudinaria celebración en la Plaza Roja de Moscú. El líder soviético abrazó al cosmonauta cuando llegó a Moscú, lo comparó con Cristóbal Colón y le concedió el estatus de héroe de la Unión Soviética. De acuerdo con Sergei, cuando vieron la respuesta de los moscovitas, y que todo el mundo estaba en las calles, en los tejados de los edificios y en las ventanas, fue natural que compararan ese festejo con el ocurrido el Día de la Victoria, cuando se celebró el fin de la Segunda Guerra Mundial para la Unión Soviética.
En la mañana del 12 de abril de 1961, Gagarin, de apenas 27 años, esperaba ser enviado al espacio en un cohete de 30 metros de altura desde la zona de pruebas de Tyuratam, en Kazajstán (actualmente el cosmódromo de Baikonur). Cuando la nave despegó a las 9:07, Gagarin exclamó: «Poyekhali” o “ahí vamos”.
Los arquitectos de los programas espaciales de la Unión Soviética y de Estados Unidos ambicionaban enviar seres humanos al Sistema Solar. Ambas potencias experimentaron con animales en órbita. A pesar de algunas fallas, el éxito de esas pruebas llevaba a pensar que pronto hombres y mujeres serían capaces de sobrevivir las presiones extremas de los vuelos espaciales. Yuri Gagarin fue uno de los 20 candidatos a cosmonauta seleccionados por el programa espacial soviético en 1960. La lista fue reducida finalmente a dos: Gagarin y su compañero, el piloto de pruebas German Titov. Hay quienes piensan que el origen humilde de Gagarin inclinó la balanza en su favor. Mientras que Titov provenía de la clase media, Gagarin era hijo de trabajadores fabriles. Los líderes soviéticos quizás consideraron esto como una demostración de que, bajo el régimen socialista, incluso las personas más humildes podían tener éxito. Otras versiones afirman que el rendimiento de Gagarin durante el proceso de selección fue, en realidad, el factor determinante a la hora de la decisión final. A comienzos de 1961, el astronauta estadounidense Alan Shepard se estaba entrenando para realizar un
Con sus escasos 1.57 m de altura, este cosmonauta estaba mejor preparado que otros colegas para acomodarse en el reducido interior de la cápsula Vostok -1. Durante la misión, Gagarin ingirió alimentos en tubos y mantuvo informado al centro de control sobre su estado mediante una radio de alta frecuencia y un teclado telegráfico. Según la transcripción de la comunicación con la Tierra, el cosmonauta expresó su asombro por lo que veía desde las ventanas de la cápsula y comentó acerca de la “bella aura” y las sorprendentes sombras creadas por las nubes en la superficie de nuestro planeta. Gagarin no tuvo control sobre su nave durante el histórico vuelo. Nadie conocía el efecto que la falta de gravedad tendría sobre los cosmonautas cuando estuvieran en el espacio y se pensó que existía la posibilidad de que Gagarin se desorientara o quedara incapacitado. Por ello, se decidió que el cosmonauta no ejerciera control sobre la nave y que todo se realizara desde tierra. Como también había grave preocupación por lo que pudiera ocurrir si la base soviética perdiera el control de la misión, se le entregó a Gagarin un sobre sellado con los códigos que le permitirían guiar la nave con la ayuda de una simple computadora a bordo. Tiempo después se sabría que la travesía estuvo a punto de convertirse en un desastre: durante el retorno de Gagarin a la Tierra los cables que unían la cápsula con el módulo de servicio no se separaron. Así, la nave reingresó a la atmósfera con carga extra, lo que ocasionó que la temperatura en el interior subiera a niveles peligrosos y que la cápsula comenzara a dar vueltas de
Editorial
forma salvaje, al grado que el cosmonauta estuvo a punto de perder la conciencia. «Estaba en una nube de fuego, acelerando hacia la Tierra», contó Gagarin. Fueron diez minutos de crisis hasta que los cables se quemaron y el módulo de descenso, con su ocupante humano, quedó libre. Gagarin salió de su nave antes de la cápsula tocara suelo: se lanzó en paracaídas y aterrizó seguro cerca del río Volga. Cuando se le preguntó si había aterrizado en la cápsula o había salido antes y terminado su vuelo en paracaídas, Gagarin sólo contestó: «el aterrizaje se produjo de forma exitosa y mi presencia aquí demuestra el buen funcionamiento de los sistemas». Tras su regreso, el antes desconocido piloto de pruebas se transformó en una celebridad mundial. Se levantaron monumentos en su honor y le pusieron su nombre a calles y niños soviéticos. Incluso Gzhatsk, la ciudad donde pasó gran parte de su infancia fue rebautizada como Gagarin. El vuelo de Gagarin intensificó la incipiente carrera espacial entre Estados Unidos y la Unión Soviética. Una semana después, el presidente Kennedy le pidió al vicepresidente Johnson un informe detallado sobre el programa espacial estadounidense. Johnson advirtió que se necesitaban acciones urgentes para impedir que la Unión Soviética sacara más ventaja en la exploración espacial. Antes de su hazaña Gagarin escribió una carta a sus padres, la cual sólo se entregaría en caso de que él muriera; entre otras ideas señalaba que él tenía plena confianza en la nave espacial, que sabía que
no fallaría, pero aceptaba que al igual que cualquier persona puede caer en el piso y fracturarse el cuello, algún accidente podría ocurrirle también a él, y les recomendaba que si ése fuera el caso, no se desgastaran en penas ni lamentos, pues la vida es como es, y nadie está exento de sufrir un accidente. El 27 de marzo de 1968, durante un vuelo de entrenamiento rutinario Gagarin y el instructor de vuelo Vladimir Seryogin perdieron la vida cuando se estrellaron en un avión MiG-15UTI, cerca del poblado de Kirzhach, en medio de condiciones atmosféricas muy severas. Un doctor de la fuerza área soviética encargado de elaborar el perfil de los candidatos a convertirse en cosmonautas describió a Gagarin de la siguiente manera: es modesto, se apena cuando hace bromas subidas de tono, su nivel de desarrollo intelectual es evidente y su memoria fantástica. Se distingue de sus colegas por su agudo y amplio sentido de atención a todo lo que ocurre a su alrededor; su imaginación está bien desarrollada, posee reacciones rápidas, es perseverante y muy dedicado en los ejercicios de entrenamiento. Maneja con soltura las fórmulas matemáticas y de mecánica celeste, y destaca su dominio de las matemáticas superiores; no se limita cuando tiene que defender su punto de vista, si considera que tiene razón, y parece entender mejor la vida que muchos de sus amigos. Cuando se pidió a los 20 candidatos que votaran –en forma anónima– para seleccionar al primero en viajar al espacio, la elección de grupo fue Yuri Alekseyevich Gagarin.
Resúmenes
Aseguramiento y optimización del flujo de información para la aplicación a procesos del modelo estático MC. Enrique Ortuño Maldonado Ing. Pedro Alday Echavarría Ing. Francisco J. Castillo Celestinos Delegación Ciudad del Carmen
La realización de un diagnóstico de la situación a febrero 2009 de la estrategia Aditep (Administración de Datos e Información Técnica de Exploración y Producción), en la Zona Marina por parte de la Coordinación de Proyectos de Caracterización Estática de Yacimientos Marina Noreste, permitió detectar la necesidad de replantear la estrategia para la organización de la información de los yacimientos de la Zona Marina del Sureste de México, con el fin de maximizar la utilidad como fuentes de información en el desarrollo de los diversos estudios de exploración y explotación. Esta nueva estrategia consiste en impulsar la participación de los Activos y Gerencias en la actualización y validación de los datos que generan, así como en proponer una nueva organización de consulta de los datos que considere las categorías: Región, Campo, Yacimiento, Pozo y Localización, contando con una ficha técnica con la información estratégica de cada campo y yacimiento, además de que facilite la consulta rápida de la información resguardada en las bases de datos.
Administración de la incertidumbre técnica.- Población de las propiedades petrofísicas de los modelos Ing. Maribel Tovar Dr. Nemesio Hernández Sergio García Reyes Alma D. Gutiérrez Sánchez Delegación Comalcalco
El periodo de explotación de los campos, permite establecer estrategias que en teoría deberían tener un balance técnico operativo, sin embargo, es bien sabido que el desarrollo de muchos campos ha sido dominado de manera tradicional al perfil de producción, alejándolo de la búsqueda y monitoreo de la información, como plataforma de trabajo. El presente trabajo se enfoca en
integrar el aspecto técnico-operativo con el propósito de que este conocimiento ubique la estrategia de información necesaria y plan de explotación en una administración ordenada y óptima del recurso, es decir, se puede administrar la incertidumbre técnica y tenerla como una oportunidad. Se tiene claro que ningún proceso o actividad escapa de desviaciones independientemente del periodo de explotación, entonces, necesariamente la incertidumbre técnica existe. Como ejemplo práctico se aplica esta metodología a la población de las propiedades petrofísicas en la estimación de un volumen de hidrocarburos.
Mantenimiento de la producción en pozos de campos maduros con flush by (camión varillero) Ing. Edgar Cruz Osornio Ing. Joel Alejandro Soto Rodríguez Ing. Fernando Flores Rivera Ing. Arturo Ramirez Rodríguez Delegación Coatzacoalcos
En la búsqueda de nuevas tecnologías para reactivar campos maduros, se analizaron varias alternativas; determinando que una era el flush by (camión varillero), en campos del Activo Integral Cinco Presidentes, este análisis incluyo costo beneficio y tiempos de intervención por pozo. Algunas veces, los campos nuevos cuentan con la perforación de pozos exploratorios y delimitadores, poca o nula infraestructura, baja actividad en reparaciones mayores y no requieren sistemas artificiales de producción, los costos de producción son bajos, como ejemplos tenemos los siguientes campos: Rabasa, Nelash y Guaricho con costos de producción promedio de 6 usd/bpce. Los campos de desarrollo cuentan con perforación de pozos de desarrollo, suficiente infraestructura, severa actividad en reparaciones mayores y/o menores y requieren sistemas artificiales de producción, los costos de producción son de 9 usd/ bpce. Por ejemplo Campo San Ramón, Magallanes, Ogarrio, Blasillo y Cinco Presidentes. Los campos maduros por ejemplo Moloacan, no cuentan con perforación, pocas reparaciones mayores y menores,
Resúmenes
infraestructura excedida (por desmantelar), donde toda la producción depende de los sistemas artificiales de producción principalmente y por ello una alternativa para su mantenimiento es el flush By ; donde los costos de producción son del orden de 17 usd/bpce.
Aplicación y lineamientos de pruebas tecnológicas una ventana a nuevas tecnologías Ing. César Andrés Bernal Huicochea Delegación México
La continua incorporación de tecnologías innovadoras (nacionales o internacionales) mediante la realización de pruebas tecnológicas con base en un marco normativo vigente, es de la mayor importancia para las iniciativas estratégicas de PEP. En el ciclo 2008 – 2009, la mejora continua de los procesos productivos en PEP, ha dado la pauta para la actualización de la Guía de pruebas tecnológicas en lineamientos concretos y específicos que regulen su ejecución y obtener el mayor beneficio posible para PEP. Facilitar y promover esta actividad es prioridad de la STE, para ello se ha elaborado el procedimiento de pruebas tecnológicas dentro del marco normativo que busca la incorporación metodológica de nuevas tecnologías dentro de un proceso de continuado fortalecimiento.
Optimización de la actualización de datos del Sistema SCADA del Activo Integral Burgos Ing. José Vasquez Mascorro Abel Padilla Mijares Delegación Reynosa
Actualmente, en el Activo Integral Burgos se tiene implantado un Sistema SCADA para el monitoreo
de las condiciones de operación de las principales instalaciones de producción, el cual contribuye con el manejo óptimo de la producción. A través de la arquitectura de adquisición de datos del sistema SCADA del Activo Integral Burgos, se ubican dos procesos de adquisición de datos susceptibles de mejora, en las que existe un tiempo de actualización de información. El primero se presenta debido al tipo de alimentación eléctrica utilizada. En la mayor parte de las instalaciones, debido a su ubicación geográfica, se optó por utilizar un sistema basado en páneles solares, de tal forma que se pueda garantizar la operación de los equipos las 24 horas. Sin embargo, debido a factores externos tales como el clima, y el propio horario natural nocturno, no es posible consultar los datos guardados localmente en la UTR en una frecuencia demasiado alta. En el desarrollo del trabajo se explica cómo la implementación de alimentación con termo generador y con CFE incrementa la confiabilidad en la continuidad del abastecimiento de la energía. El segundo proceso de adquisición de datos en el que se ubica un tiempo de actualización debido a las consultas diferidas, tiene lugar en la comunicación entre un servidor fuente que adquiere y almacena los datos de campo y otro servidor cliente. Para dicho efecto, se propone la implementación de un programa servidor de OPC que mejora sustancialmente el tiempo de respuesta, este programa tendría la función de consultar en tiempo real, la información a la base de datos de InSQL. El objetivo de este trabajo, es el de presentar una propuesta para optimizar en lo posible el tiempo de refresco de los datos que el usuario del Sistema SCADA del Activo Integral Burgos, observa en las diferentes aplicaciones de monitoreo, con la finalidad de incrementar la confiabilidad y seguridad en las condiciones de operación, contribuyendo en el manejo óptimo de la producción, aumentando la eficiencia en la recolección y transporte de hidrocarburos, así como obtener una respuesta inmediata ante situaciones de emergencia con la adecuada y oportuna toma de decisiones.
Resúmenes
Aseguramiento y optimización del flujo de información para la aplicación a procesos del modelo estático MC. Enrique Ortuño Maldonado Ing. Pedro Alday Echavarría Ing. Francisco J. Castillo Celestinos Delegación Ciudad del Carmen
Introducción En febrero de 2009, se realizó un diagnóstico por la Coordinación de Proyectos de Caracterización Estática de Yacimientos Marina Noreste, de la situación de la base de datos de Aditep en la Zona Marina en donde se determinó que a esa fecha, se había alcanzado un buen avance en la completitud de los datos relacionados a campos y pozos, pero éste no se refleja en su uso en los proyectos y estudios de exploración y explotación. Para mejorar e incrementar la productividad de los yacimientos existentes y el descubrimiento de nuevos, se necesita una mayor cantidad de datos y completitud de la base de datos requeridos en los estudios que se realizan, y alineado al propósito del Repositorio Nacional de Datos @ditep (Figueroa 2009), de integrar, preservar y “mover” el dato técnico a lo largo del proceso de Exploración y Producción, la Coordinación de Proyectos de Caracterización Estática plantea la necesidad de incluir al yacimiento, como principal categoría de consulta de información, para lo cual se genera una ficha técnica referida a los yacimientos donde se concentra la visualización y acceso a la información, permitiendo una administración más adecuada con datos certificados por las áreas generadoras. Debido a que en la realización de estos estudios intervienen diferentes disciplinas de la exploración y explotación, es frecuente encontrar que la información generada se encuentre dispersa en diferentes repositorios, por lo tanto, con esta iniciativa se establecerá un flujo de información que permitirá que los datos lleguen oportunamente y con calidad a la Base de Datos Corporativa, teniéndose como base las fuentes de datos de los modelos dinámicos y estáticos de los yacimientos.
Este nuevo despliegue toma algunas ideas de un proyecto Aditep de Dos Bocas, realizado para el campo Yaxche en 2008 y supervisado por el Activo Integral Litoral de Tabasco. La nueva opción de consulta pretende aplicarse a todos los campos de la Región Marina Noreste y Suroeste con una planeación jerarquizada para su ejecución.
Nuevo acceso a los datos e información Para la consulta propuesta a los datos y a la información de los yacimientos carbonatados naturalmente fracturados, dentro de la herramienta integradora Decisión Point se creó una opción (itab) donde se podrán acceder a los datos, mediante la siguiente estructura:
Región Campo: Ficha de campo Yacimiento: Ficha de yacimientos
Pozo Localizaciones - Datos generales • • • • • •
La Coordinación de Proyectos, en conjunto con las Coordinaciones Aditep Regionales y Locales, seleccionó a los campos Chac y Ayatsil de la Región Marina Noreste, de los aproximadamente 95 campos de la Zona Marina del Sureste de México, como campos tipo para el nuevo despliegue de datos con la herramienta integradora y de visualización de información Decision Point.
• • • • • • •
Datos del yacimiento Disponibilidad por pozo Base de usuario Documentos Geología Núcleos Perforación Producción Pruebas a pozo Registros Ley de velocidades Datos modelo dinámico Datos modelo estático
Sección Técnica
Región Para iniciar la búsqueda de los datos, primero se elige la Región, ya sea marina, NE o SO, donde se encuentran los campos petroleros.
Los datos generales del campo se agrupan en pozos perforados, pozos terminados, liga a ficha técnica de campo, producción acumulada y gráfica de pozos desarrollo, contra exploratorios. En la tarjeta de ubicación se localiza geográficamente el campo, con sus pozos y otras referencias cercanas.
Campos La información de los campos se estructura por tres “itabs” (ventanas), los datos generales, la ubicación y su producción, Figura1.
En la tarjeta de producción se despliegan gráficas de la producción acumulada y/o mensual del campo.
Figura 1. Propuesta para la tarjeta de campo tipo.
Yacimientos La información de los yacimientos se estructura por tres “itabs” (ventanas), las cuales corresponden al resumen del yacimiento, al modelo dinámico y al modelo estático, asociados, Figura 2. En la tarjeta de resumen se integran los datos generales del yacimiento como son la clasificación, el tipo, fecha de descubrimiento, fecha de explotación, una breve descripción del yacimiento, los pozos que lo cortaron y comentarios del yacimiento.
La información resguardada en la tarjeta del modelo estático permite utilizarla como una plataforma de apoyo a los grupos multidisciplinarios para definir la geometría del yacimiento, enfocados en obtener un modelo geológico-petrofísico a escala del yacimiento. Para el modelo estático se están considerando 20 parámetros, clasificados en información sísmica, interpretación sísmica, modelado estático, pozo tipo y mapas, en donde podrá registrarse el dato y la imagen en formatos digitales (powerpoint, pdf, jpg, cgm, txt).
Sección Técnica
Figura 2. Propuesta para la tarjeta de yacimiento tipo.
Con la información sísmica se asocia el yacimiento con los volúmenes sísmicos, los informes de la adquisición, del procesamiento y sus versiones, así como los atributos sísmicos especiales aplicados al volumen. Con la interpretación sísmica se asocian los horizontes y fallas interpretados en tiempo y en profundidad, los polígonos de falla, el modelo de velocidades y la sección sísmica (o sismograma sintético). Con el modelo estático se asocia el modelo geológico, el análisis volumétrico y los estudios previos relevantes del yacimiento, Figura 3.
Sección Técnica
Figura 3. Imágenes y datos asociados al modelo estático.
Para el modelo dinámico del yacimientos se están considerando 28 parámetros para el yacimiento, clasificados en parámetros de propiedades, presiones, temperatura y fluidos, los cuales tienen temporalidad, esto es, pueden registrarse por fecha los cambios en los parámetros.
Sección Técnica
La información resguardada en la tarjeta del modelo dinámico permite utilizarla como una plataforma de apoyo a los ingenieros en las decisiones de exploración y desarrollo del yacimiento o de yacimientos análogos, Figura 4.
Figura 4. Propuesta para la tarjeta del modelo dinámico.
Pozos
producción, pruebas a pozo, registros geofísicos, ley de velocidades y documentos, Figura 5.
Para los pozos que cortaron el yacimiento se consulta la tarjeta de datos generales y la de disponibilidad de datos de las familias relacionadas al yacimiento, como son la base de usuario, geología, núcleos, perforación,
Al seleccionar la disponibilidad por pozo, primeramente se despliega un resumen general de los datos más valiosos del pozo.
Figura 5. Propuesta para el acceso a la base de datos por pozo.
Sección Técnica
En la disponibilidad por pozo se resalta la visualización de la tarjeta de núcleos donde se concentran los datos generales de los núcleos cortados con análisis convencionales como son fotos, tomografía, reportes de petrofísica básica de tapones y diámetro completo
y registros de rayos gamma espectral, además de los análisis especiales en donde podemos encontrar las imágenes del microscopio electrónico, reportes de presión capilar, difracción XRD y reportes de propiedades eléctricas, Figuras 6 y 7.
Figura 6. Información de datos referente a núcleos.
Figura 7. Información de datos referente a núcleos.
Sección Técnica
Como parte de la disponibilidad por pozo, también se encontrará la sección de pruebas a pozo, donde se listan los intervalos probados con los resultados de las pruebas iniciales de producción, los registros estáticos y dinámicos de presiones de fondo, las curvas de variación de presión, los aforos y los análisis de fluidos como son, los análisis de Stiff, análisis PVT y la calidad de fluidos, Figura 8.
Figura 8. Pruebas de producción.
Localizaciones Para los yacimientos que se están consultando se despliegan las localizaciones aprobadas, de las cuales se puede acceder a su información general y a la disponibilidad de datos.
Aseguramiento y optimización del flujo de información Para la integración de los datos e información de los yacimientos seleccionados, se ha seguido la estrategia de comprometer a los responsables de los modelos estáticos y dinámicos de la matriz de responsables por familia que los Activos Integrales Ku-Maloob-Zaap y Cantarell envían cada año por oficio a la Coordinación Aditep Regional. La estrecha colaboración de los responsables permite asegurar la localización, integración y clasificación de los datos, e información faltante de acuerdo a sus prioridades.
Conclusiones La nueva organizanización de los datos, considera el hecho de que la exploración y explotación se inicia
en una región, sector, área o provincia, en la que se buscan campos petroleros compuestos de uno o más yacimientos, los cuales son explotados por pozos que anteriormente fueron localizaciones. Los resultados del trabajo constituyen una solución para poder hacer más dinámica, completa, confiable y utilizable la Base de datos técnica de exploración y producción, en la Zona Marina del Sureste de México. El acceso a los datos técnicos es fácil y no requiere de los filtros tradicionales que en la arquitectura actual dificultan las búsquedas a cualquier usuario sin capacitación previa. El beneficio de esta reorganización de la información, nos permitirá una rápida ubicación de los datos para disponer de un mayor tiempo para la interpretación y análisis de la información, además de que la información de los yacimientos puede emplearse mediante analogías en el desarrollo de los futuros yacimientos. La generación de las tarjetas de campos, yacimientos y disponibilidad por pozo, donde se concentrará la visualización y acceso a los datos, permitirá una administración más adecuada y oportuna con datos certificados por las áreas generadoras de información, de manera tal de apoyar a los diferentes procesos
Sección Técnica
de ingeniería para la delimitación, desarrollo y explotación óptima de los yacimientos. Esta nueva organización de los datos, podría generalizarse para su aplicación a nivel nacional principalmente a los campos en tierra de la Región Sur debido a que presentan mucha similitud en los aspectos estáticos y dinámicos.
Recomendaciones
participación activa de los encargados de proporcionar los datos técnicos bien clasificados y validados y así agilizar la carga de datos y mantenimiento en @DITEP.
Bibliografía 2008 Ramos Quiroz Raúl et al Integración en Aditep del Estudio del Campo Yaxche Activo Litoral Tabasco. 2009, Figueroa Correa J. L. National Data Repository (@ditep). NDR Conference New Delhi.
La solución planteada para la rápida visualización de datos, es susceptible de otras mejoras, por lo cual, se recomienda hacer sugerencias para considerarse en el ciclo de la mejora continua.
2009, Ortuño Maldonado. E. et al Diagnóstico del estado actual de la base de datos de la Región Marina de Campeche.
Para lograr el aseguramiento del flujo de la información y datos técnicos, se recomienda la intensa
Currículum vitae MC. Enrique Ortuño Maldonado Efectuó sus estudios de Licenciatura en Ingeniería Geológica en la Escuela Superior de Ingeniería y Arquitectura del IPN de 1978 a 1983. De 1992 a 1994 cursó la Maestría en Ciencias con especialidad en Geología Petrolera en la Escuela Superior de Ingeniería y Arquitectura del IPN, obteniendo el titulo de Maestro en Ciencias en el año de 2003. De 1981 a 1982 fue becado por Pemex en el área de Exploración, realizando diferentes actividades propias de la carrera. En mayo de 1983 ingresó a la CFE en el área de Geohidrología como pasante de Ingeniero Geólogo, y de enero a noviembre de 1984 laboró con el Grupo ICA en el banco de roca de Balzapote, Veracruz, para suministrar roca para la construcción del rompeolas de Dos Bocas Ingresó a Petróleos Mexicanos en la Gerencia de Exploración Región Marina, Ciudad del Carmen, Campeche, en febrero de 1985. Colaboró en los departamentos de operación geológica, evaluación geológica regional, paleontología y petrografía hasta diciembre de 1991. De 1992 a julio de 1996 fue comisionado al áre a de producción, participando en la reali zación de varios estudios integrales de campos de la Sonda Marina de Campeche.
Sección Técnica
De 1996 a septiembre del 2004 laboró en el Activo Integral Cantarell de la RMNE, como Superintendente de Caracterización de Yacimientos, participando en el desarrollo de los campos y de estudios de explotación. De octubre del 2004 a agosto del año 2008, fungió como Administrador del Centro Regional de Estudios de Explotación de Ciudad del Carmen, de la Gerencia de C entros Regionales de Estudios de Explotación de la SCTET. De septiembre del 2008 a la fecha, trabaja en la Subdirección Técnica de Explotación en la Gerencia de Proyectos de Explotación Marina Noreste, como Subgerente d e Caracterización Estática de Yacimientos. Ha presentado más de veinte trabajos técnicos en las jornadas técnicas y diez en los congresos nacionales de la AIPM y los organizados en conjunto con la SPE, CIPM, AMGE, AMGP, así como en otros foros de la AMGP y AMGE y los congresos nacionales de registros geofísicos de pozos, patrocinados por el IMP. Fue director de estudios técnicos en la directiva 2005-2007, fue presidente de la Asociación Mexicana Geólogos Petroleros, Delegación Ciudad del Carmen, es miembro de la Asociación Mexicana de Geofísicos Petroleros.
Sección Técnica
Administración de la incertidumbre técnica.- Población de las propiedades petrofísicas de los modelos Ing. Maribel Tovar Dr. Nemesio Hernández Sergio García Reyes Alma D. Gutiérrez Sánchez Delegación Comalcalco
Introducción
Figura 1. Muestra la incertidumbre técnica vs el riesgo, en función de los periodos de explotación.
El rango de incertidumbre técnica ubica a los campos de la siguiente manera de 100-70+ (campos Nuevos), 70-25+ (Campos Medios), 25-0 (Campos Maduros). Definiendo estos rangos y comparando las desviaciones se puede comprender que muy probablemente los yacimientos en la práctica presenten siempre una desviación entre la información para caracterizarlo y el periodo de explotación. La ventaja de ubicarlos tanto técnica como de forma operativa está en la jerarquización de oportunidades, lo que finalmente se traduce en minimizar el riesgo con administración de incertidumbre. Al estimar la incertidumbre técnica los resultados pueden indicar diferentes situaciones como por ejemplo: un campo maduro (periodo de explotación), puede tener una incertidumbre técnica asociada de un yacimiento medio, sin embargo, reconociendo que existe un problema técnico ubica y sugiere las debilidades, mostrándolas como oportunidades a seguir. La Tabla 1 muestra un resultado global 57.45% en la incertidumbre técnica y desde el punto de vista de explotación es un campo medio, se está es un orden técnico – operativo, sin embargo, al ver el resultado individual el modelo estratigráfico es una oportunidad por representar el 80 % de desviación.
Tabla 1. Resultado global. Muestra la desviación real de los diferentes modelos que conforman el modelo geocelular.
Del 80% de desviación en el modelo estratigráfico, se observan los resultados del proceso y sus variables, mostrándose las más sensibles de ese modelo y en las cuales se podría minimizar la incertidumbre técnica. La necesidad de un modelo sedimentológico y el insumo para tal fin es indicado como la debilidad del modelo, en esta fase de la explotación del campo. Modelo Estratigráfico Actividades
Subactividad
Estimado
Real
Desviación
100
20
80
70
10
Faces
50
10
Unidades o zonas
20
10
30
10
30
10
Sedimentología
Capas Correlación Núcleo Perfil
Tabla 2. Modelo estratigráfico.
Sección Técnica
Este tipo de procesos y metodología indica los caminos a seguir para optimar la gerencia de yacimientos a una política donde la administración de la incertidumbre técnica integra técnica y operaciones hacia el sentido de mínimo riesgo de acuerdo a la fase de explotación. Otro ejemplo es el control sobre la población de propiedades, la tabla 2 muestra estos resultados y busca distinguir el área critica dentro de los procesos. Un resultado importante se da desde el punto de la gerencia al conocer cuáles son las debilidades reales que afectan el modelo global e incrementan el riesgo técnico, se entiende donde es posible lograr mitigar el problema y hacia donde orientar los recursos necesarios. Durante las etapas o fases de la caracterización de yacimientos (fase estática y dinámica), la estimación del volumen original resulta el objetivo básico. El rango de variación en dicha estimación indicará el grado de incertidumbre técnica, sin embargo, parecería no decir nada, hasta compararse con el periodo de explotación y establecer si la toma de información se ajusta a minimizar la incertidumbre con la explotación del campo, o los perfiles de producción han dominado el plan de explotación y relegado la Gerencia de yacimientos. El presente trabajo se origina de la experiencia técnico- operativo, en la búsqueda de minimizar la incertidumbre técnica integrando elementos técnicos y procesos adecuados de trabajo, lo que finalmente hace una administración de la incertidumbre técnica que pueda dar lugar. Con la finalidad de mostrar las oportunidades que existen con la aplicabilidad de esta metodología, se mostrará en la población de propiedades las oportunidades de mejor análisis que pueden hacerse en esta etapa de la caracterización, y se ha seleccionado la misma al considerar que en esta etapa convergen los resultados de los diferentes modelos y los mismos son ajustados como complemento en la optimización de los procesos, es decir, un modelo individual es integrado con diferentes modelos, obteniendo un modelo integrado o geocelular. El enfoque dado al trabajo trata de contestar algunas interrogantes como las que siguen a continuación:
•
•
•
•
¿Cómo estimar la incertidumbre técnica? ¿Cómo lograr una adecuada población de propiedades? ¿Cómo integrar adecuada y consistentemente los diferentes modelos a un resultado? ¿Cómo lograr que el volumen estimado tenga la menor incertidumbre técnica posible?
Dando el sentido práctico y sencillo posible, para estimar el volumen, diferentes procedimientos técnicos son considerados como validos, por ser procesos o metodologías conocidas. Sin embargo, esos procesos no escapan de suposiciones o asunciones, por lo tanto, poseen incertidumbre y la misma es técnica. La revisión actual de los yacimientos exige más que metodologías o procesos probablemente aislados, necesita ser específico e integrado en la toma de decisiones, es decir, se debe conceptualizar la oportunidad administrando la incertidumbre técnica.
¿Qué significa administrar la incertidumbre técnica? …………..…buscar la oportunidad optimizando esfuerzo y recursos.
para
mitigar
La estimación del volumen original de hidrocarburos y la alta incertidumbre técnica, independientemente de la fase de producción, ha sugerido establecer como resultado un rango probable en la estimación de dicho volumen y no un valor único. La mínima incertidumbre dentro de las actividades de caracterización estática o geocelular, permite una aspecto dinámico con mayor control y finalmente crear una plataforma o estrategias ajustadas a periodos de explotación y menor incertidumbre de dicha etapa.
Antecedentes y objetivos Los antecedentes se han asociado a la dinámica técnico – operativa que ha previsto en el control de los procesos, la forma más viable para entender la incertidumbre técnica de acuerdo a su periodo de explotación, en una plataforma que reconoce que la incertidumbre siempre existe y para cualquier caso requiere ser administrada.
Sección Técnica
Administrar la incertidumbre técnica es función del proceso, ¿Qué se hace? , ¿Qué se tiene? , ¿Qué puede ser mejorado? La incertidumbre técnica se entiende como la desviación de la información técnica real vs la información técnica necesaria, sus resultados son asociados a periodos de producción (explotación de los campos), que incrementa o disminuye un rango de probabilidad. ¿Cómo estimar la incertidumbre técnica? ¿Cómo lograr una adecuada población de propiedades? ¿Cómo integrar adecuada y consistentemente los diferentes modelos? ¿Qué información puede disminuir la incertidumbre técnica? ¿Cómo lograr que el volumen estimado tenga la menor incertidumbre técnica posible? Son preguntas que a diario se dan entre geociencias e ingenierías, más aun cuando el dato técnico, base para minimizar la incertidumbre, es condicionado por la oferta y demanda. Algunas premisas a saber: Es importante dejar claro
que el concepto de explotación evidencia cuando mínimo tres periodos en la vida productiva de un campo, tales como: nuevos, medios o en desarrollo y maduros, la incertidumbre técnica es asociada y administrada para a cualquier periodo. Es claro que pueden existir campos maduros o medios con áreas de alta incertidumbre por la carencia de datos o interpretación entre otros puntos, en esos casos se recomienda filtrar y definir las áreas de menor incertidumbre y aplicar una gerencia adecuada en la toma de decisiones. La idea de establecer la incertidumbre técnica dentro de los procesos permite tener claro las debilidades de los proyectos, esas debilidades se transforman directamente en oportunidades y es la dirección para disminuir la incertidumbre técnica El presente trabajo platea la necesidad de procesos claros y pasos obligatorios en cada fase de la construcción que lleva a la estimación del
volumen original, colocando a la población de las propiedades como el objetivo más claro, por ser ahí, donde todas las disciplinas convergen en la construcción de un modelo geocelular.
Basado en esos planteamientos como lograr mejores resultados en la dinámica global, en la información actual, como poder tener proyectos que permitan ser preservados o ajustados en el tiempo con mejor información, es fundamento de este tipo de metodología. La caracterización dinámica realizada a diferentes campos alimenta el presente trabajo técnico (Ref. 2, 3,4.)
Objetivo Administrar la incertidumbre técnica de los campos, mediante la integración consistente de parámetros, tendencias, producción, metodologías y procesos para optimizar la etapa de población de propiedades petrofísicas que facilite obtener una plataforma confiable, logrando la representación dinámica del campo y estrategias tanto de mínima incertidumbre como de riesgo técnico y necesidades de información para la fase de explotación.
Desarrollo El presente trabajo analiza el comportamiento de los campos de acuerdo a la etapa de producción, en teoría, no es lo mismo la información que se tiene para un campo nuevo que para un campo medio o maduro, por lo tanto, la toma de decisión también queda sujeta a entender este tipo de resultados. Es decir, en un campo nuevo se estimará una alta incertidumbre y los modelos obligatoriamente necesitarán de nueva información, el objetivo principal es la estimación de volúmenes. Para un campo medio la incertidumbre técnica puede estar maximizada por búsqueda de información inadecuada y direccionada a áreas que no necesariamente disminuyan la incertidumbre global y se permanezca sin avances reales en la búsqueda de información, que minimicen el rango de volumen y la incertidumbre técnica real. Los campos maduros buscan mejorar su factor de recuperación, por lo tanto, la necesidad de detalle es importante, entonces, la integración consistente es lo que define mejores resultados, pero para tal fin debe tenerse muy claro el objetivo al realizar cualquier proyecto, como es el caso de la recuperación mejorada.
Sección Técnica
Para la jerarquización de oportunidades en las estrategias de explotación, se tiene necesariamente que identificar primeramente la incertidumbre global, de esta manera los campos quedan clasificados y la gerencia puede estratégicamente administrar la incertidumbre técnica de los campos.
El presente trabajo busca patrones comunes que establecen la dirección de la explotación de los campos de acuerdo a la oferta y la demanda, administrando la incertidumbre técnica que permita paralelamente compensar las desviaciones que generalmente ocurren en la información necesaria.
Las plataformas de incertidumbre son diferentes para el caso de los campos nuevos, como fue descrito, presentan el rango más alto entre 100-70+, campos medios 70-25+, campos maduros 25-0.
Planteamiento del problema
Al cumplirse lo anterior, se entiende que los objetivos son función de la etapa de explotación y la incertidumbre técnica. Los campos nuevos y medios han tenido mayormente el objetivo del volumen original y en teoría los campos maduros de cómo lograr aumentar el factor de recobro.
La caracterización estática o geocelular es la plataforma básica para representar el comportamiento del campo y establecer los posibles escenarios con menor incertidumbre volumétrica. En la medida que se disminuya la incertidumbre técnica el resto del proceso podrá ser cumplido. La Figura 2 muestra la conceptualización dinámica.
Figura 2. Conceptualización dinámica. Campo fracturado.
¿Cómo tener una plataforma geocelular que mejore las estrategias?, parece ser más simple de lo que se piensa generalmente, y es identificando los procesos y actividades que llevan a tal fin. Las Tablas 1 y 2 mostraban un modelo estratigráfico con mayor incertidumbre, criterios para la validación permitieron realizar un modelo de facies que permitió mejorar dicho resultado, a la vez que logra disminuir la incertidumbre técnica global. En la Tabla 2 se indica que esa incertidumbre ha disminuido con integración de los procesos. En el primer caso Tabla 1, se trataba de poblar un modelo con la información de dos pozos en ocho tipos de facies, por lo que se decidió integrar un modelo de fracturamiento y disminuir la incertidumbre areal y utilizar por recomendación del modelo de fracturamiento solo tres tipos de facies, por lo que la incertidumbre final disminuyó.
Sección Técnica
Tabla 3. Modelo geocelular, muestra la incertidumbre del modelo.
Con la estimación anterior se entra a la Figura 2 y se tiene el estimado global producto de todos los modelos, con esta incertidumbre se comparan los periodos de explotación con la información técnica. Podría pensarse que la disminución de la incertidumbre técnica es un proceso lento, sin embargo, hay que recordar que es un sentido global, lógicamente proyectos o estrategias de explotación pueden ser diferentes si la incertidumbre es conocida individual o árealmente, por lo tanto, la incertidumbre técnica de acuerdo al objetivo puede variar. Para llegar a cada valor, un procedimiento similar se ha sido realizado para cada modelo. El presente trabajo, muestra sólo los parámetros más críticos de un estudio en particular, pero la actividad es generada para un proceso completo.
Solución Para lograr todo esto, es necesario estructurar los procesos que llevan a una actividad y estar claros en que los mismos son función entre ellos. Basado en que se estudia un caso de caracterización, se conceptualiza dicha etapa y se establecen las fases que permiten administrar la incertidumbre técnica, por lo tanto, se tiene:
Fase de datos El dato o información sugiere una logística completa del núcleo del negocio petrolero y darle dirección a lograr la trazabilidad del dato en toda su dimensión. El propósito es certificación, trazabilidad, control, calidad y vigencia.
Figura 3. Flujo global base de datos.
Sección Técnica
Se muestra una matriz de seguimiento como ejemplo en las actividades más importantes en la caracterización geocelular de un campo. Cuánto puede afectar el gerenciamiento de la bases de datos en la caracterización de un campo. Esta observación se ha discutido y el presente trabajo
analiza el dato como parte fundamental e integral de cualquier proyecto, por esto el peso catalogado en incertidumbre técnica es alto. La fase de dato es dinámica por estar en constante cambio y actualización, por lo que su control y seguimiento son fundamentales.
Tabla 4. Matriz de incertidumbre - base de datos.
Fase estática El objetivo fundamental de la fase estática es construir el modelo geocelular y su estimado de volumen original que sirva de plataforma al modelo de simulación. Sin embargo, la complejidad de los yacimientos aunado a los pocos datos, han asociado muchas veces para tal fin, la toma de una serie de consideraciones sin o con definición de procesos de flujo con o sin metodologías que permitan entender mejor la oportunidad y den un sentido lógico con información existente. Es importante que la descripción de detalle se dé y se entienda que la misma puede tener un carácter individual, pero que tanto detalle no será usado en la población de los campos por no existir información suficiente para una interpretación general. Ejemplo: Para un campo nuevo, detalles individuales en la columna geológica, origina un número elevado de capas y no beneficia la estrategia de explotación
del campo, pero si aumenta la incertidumbre técnica, por no tener detalle lateral, dando origen a múltiples realizaciones. De la misma manera, muchos geocientistas se han valido de la alta incertidumbre para dar explicación en que es una probabilidad, lo cual es cierto, sin embargo, se ha enmascarado el rango real de probabilidades y hace aún más complicado obtener las variables de mayor incertidumbre. Todo proceso es entender un flujo de trabajo relacionado con un número de pasos/etapas o subprocesos. El ejemplo de la construcción del modelo geocelular es una primera explicación. En la Tabla 5, se observan al menos siete subprocesos a cumplir que concluyen como un modelo. El modelo geocelular es el resultado de la integración consistente de los modelos propios de cada especialidad de geociencia y la ingeniería de yacimientos.
Sección Técnica
Esta primera analogía describe un interés macro de los resultados, como puede ser observado dando un modelo estratigráfico con un 80% de incertidumbre técnica vs un 57 del global, es decir, existe una necesidad en el modelo estratigráfico que afecta el resultado global.
Tabla 5. Incertidumbre matriz modelo geocelular.
A continuación se mostrarán dentro de un proceso las variables más sensibles de los diferentes modelos que conforman el modelo geocelular.
Modelo estructural Un ejemplo es mostrado en la matriz de un campo en donde es observado que a nivel del modelo estructural el contacto agua aceite, el domo de sal
y dos zonas se reparten el 100 % de la incertidumbre técnica del modelo. Es claro que esta matriz fue desarrollada de manera práctica, dándole peso mayoritariamente al producto. Matrices más convencionales indicarían un proceso completo. En estos casos, es necesario en la conceptualización se detallen actividades y subactividades para lograr un mejor control.
Tabla 6. Actividades de mayor incertidumbre, modelo estructural.
Sección Técnica
Modelo estratigráfico
Como puede ser observado, la sedimentología no es descrita para el campo, por lo cual, un 40% de la incertidumbre técnica del modelo estratigráfico es debido a esta necesidad.
Modelo Estratigráfico Actividades
Subactividad
Estimado
Real
Desviación
100
20
80
70
10
Faces
50
10
Unidades o zonas
20
10
30
10
30
10
Sedimentología
Capas Correlación Núcleo Perfil
Tabla 7. Actividades de mayor incertidumbre, modelo estratigráfico.
Una necesidad que direcciona el proceso de revisión y que a su vez necesita de un proceso que durante el producto final, como lo es la población la utilización de facies, pueda usarse de tal forma que minimice su incertidumbre técnica y se puedan obtener resultados más razonables y en concordancia con las oportunidades del campo. Los yacimientos fracturados pueden tener una ventaja al entender que los mismos están conectados de acuerdo al grado de partición matriz/fractura y es por eso que en yacimientos nuevos considerados fracturados, la distribución puede hacerse considerando un atributo sísmico como la impedancia acústica en una sola facie por unidad, esto permite obtener una distribución de porosidad y posterior, uno de saturación en función inversa de porosidad.
Tabla 8. Actividades de mayor incertidumbre modelo estratigráfico, integrada con la selección de un mejor proceso.
Tabla 9. Modelo geocelular, menor incertidumbre por proceso adecuado.
Sección Técnica
Modelo petrofísico
Tabla 10. Actividades de mayor incertidumbre modelo petrofísico, integrada con la selección de un mejor proceso.
La matriz de incertidumbre técnica petrofísica muestra muchos parámetros de alta sensibilidad. Uno de los que puede jugar un papel fundamental es el corte a realizarse, así como las metodologías, los procesos y trazabilidad, las cuales parecerían no estar en función de las necesidades reales como es el caso de los yacimientos fracturados, en donde la partición de la porosidad es esencial. Vale la pena indicar como la no existencia de trazabilidad en la evolución del modelo petrofísico puede ser la mayor debilidad, por tener que repetirlo.
Modelo de fracturamiento
Tabla 11. Actividades de mayor incertidumbre modelo de fracturamiento, integrada con la selección de un mejor proceso.
En este caso, la no conceptualización inicial difirió obtener un modelo de fracturamiento apropiado, la carencia de algunos datos, implicó el uso de correlaciones. La relación matriz fractura corrió de igual forma con la misma suerte.
Sección Técnica
Hasta acá se mostró un ejemplo de cómo poder solventar con los procesos, datos y ubicando el periodo de explotación del campo, las necesidades reales que conlleven a una mejor gerencia de la caracterización de los campos, partiendo de una administración de la incertidumbre técnica. Ahora, en esta última parte se integra la oportunidad técnica –operativa de realizar la población de propiedades y las decisiones que deben asumirse de acuerdo a los periodos de explotación.
Muchas veces se puede incurrir en el error de tomar poblaciones pesimistas para un campo y por ende no hacer rentable los escenarios, como también un escenario contrario podría sobredimensionar las expectativas reales.
Debe recordarse, que la población resulta en muchas de sus actividades un aspecto integrador y es ordenada también de acuerdo a su periodo de explotación, por lo que, basado en eso, se construye en este caso un procedimiento que minimice la incertidumbre técnica de dicha actividad, sin ser concluyente, se indica que la técnica, tecnología y procesos siempre son cambiantes, por lo cual, en el futuro estos procesos serán mejorados, pero partiendo de la información disponible, actualmente se tiene:
Como lección aprendida, el presente trabajo no resuelve dicho problema, pero busca minimizarlo a un rango más práctico y de menor incertidumbre técnicas, en los cuales las variables de entrada puedan ser distribuidas, trazadas y controladas para un mejor resultado, utilizando para tal fin procedimientos más acorde de acuerdo al periodo de explotación.
Población de propiedades (yacimientos fracturados), es algo complicado, al tratar de controlar el algoritmo de población de propiedades y es importante ser práctico cuando se realiza esta actividad.
Como conseguir una óptima población y minima incertidumbre técnica, se traduce en procesos y rangos de probabilidad, pero como llegar a esos rangos y procesos, puede ser el mayor problema.
Por lo tanto se sugiere: En la población de propiedades conceptualizar es el camino a seguir La población de propiedades debe trabajarse en una plataforma base. La plataforma base es seguir una tendencia.
Figura 4. Tendencia.- Atributo sísmico en campos nuevos.
Tendencia En el caso general, la población de las propiedades se ha asociado a seguir la tendencia de facies, sin embargo, la revisión realizada a diferentes modelos en su etapa de madurez permite hacer el siguiente planteamiento:
Sección Técnica
Para los campos nuevos o pocos datos , indicar una
tendencia de facies puede resultar inicialmente de mayor incertidumbre y contraproducente. Es cierto que al perforar un pozo es encontrar un nuevo dato, es observar un registro y la variabilidad vertical de la columna estratigráfica, y corroborarlo de ser posible de datos de núcleo, muestras de canal, etc. en una evaluación petrofisica que permite obtener detalles mineralógicos para la obtención de litófacies o facies, pero también es cierto que dicha distribución en un área debe tratar de minimizar la incertidumbre y no aumentarla con muchas suposiciones, producto de la carencia de datos. Los geocientistas buscan un detalle alto de la información, situación lógica y respetable en la caracterización estática e individual de un pozo. Sin embargo, al llegar a la distribución de los datos el poco control de la distribución puede estar aumentando por número de unidades descritas (facies y/o capas). Los yacimientos fracturados pueden tener una ventaja al entender que los mismos están conectados de acuerdo al grado de partición matriz / fractura y es por eso que en yacimientos nuevos considerados fracturados la distribución puede hacerse considerando índice de fracturamiento o un atributo sísmico como la impedancia acústica en una sola facie por unidad, esto permite obtener una distribución de porosidad y posterior uno de saturación en función inversa de porosidad. El propósito de tomar este tipo de decisiones en los yacimientos nuevos es tratar de no dar mayor incertidumbre colocando mayores parámetros a controlar. Ejemplo: un alto número de facies de las cuales se desconoce su distribución, implicaría infinitos escenarios todos ellos posibles a ser simulados (campos nuevos), para otros campos puede integrarse la producción, lo que ayudaría a estimar un mejor rango. Es necesario dejar claro que esto podría aplicarse a yacimientos medios o maduros siempre que se entienda un comportamiento cualitativo y no de detalle. Sin embargo, esto no sería la mejor práctica. Yacimientos medios o maduros.- La población en estos casos incluye un detalle mayor pues las correlaciones entre los pozos y la producción ajustan fuertemente el comportamiento areal de las facies. Es por esta razón que una descripción razonable de facies puede ser realizada.
Aclaratoria: Descripciones razonables indica que todos los tipos de rocas con características similares pueden ser agrupadas conformando una facie promedio (ejemplo: calizas, dolomías y lutitas para los campos medios). El ejemplo para los campos maduros debe hacer detalle en lo más conocido y de interés. Las suposiciones basadas en informaciones puntuales solo deben quedar tanto como notas de revisión en el comportamiento dinámico, pues posiblemente en el escalamiento posterior para el modelo no tengan validez como en el detalle de perforación o recuperación mejorada si algún cambio dinámico pudo ver sido observado. De la misma manera la descripción vertical puede ser optimizada, lo que permitiría un mejor control y directamente evita mayor incertidumbre lateral. El procedimiento general es entonces: 1. Definir en que fase de producción se encuentra el yacimiento a seguir (nuevos- en desarrollo –maduros) 2. Como distribución básica la porosidad independiente del yacimiento se correlaciona o distribuye con el modelo de facies. Sin embargo, para yacimientos nuevos el uso de atributo sísmico permite tener un mejor resultado. 3. Si el periodo de explotación del campo o yacimiento es: Nuevo.- Su incertidumbre es máxima, por lo tanto se recomienda que la distribución de porosidad corresponda a la porosidad promedio, de esta manera la estimación de volúmenes originales son función directa de los datos duros y aunque es de alta incertidumbre se busca que no se haga un campo ni optimista ni pesimista en un primer momento. En todo caso se sugiere mantener por lo menos tres modelos de porosidad. En desarrollo o medios.- La información tanto de fracturamiento del campo, como de producción juega un papel básico. Ejemplo: Un yacimiento fracturado con presencia de vúgulos o cavernas y buena producción indica que las porosidades deben ser asociadas a la máxima porosidad. En caso de existir un comportamiento bajo de la producción debería seguirse trabajando con las promedios y no afectar los volúmenes hasta obtener mayor información. Maduros.- Tienen la ventaja de contar con mayor información. La distribución de porosidad tanto
Sección Técnica
mínima como máxima no deberían estar en rangos tan alejados por el control de los datos duros de registros, sin embargo, se recomienda continuar con la premisa en cuanto a las altos gastos de producción o presencia de vúgulos o cavernas en hacer las porosidades máximas, de lo contrario hacerla promedio. Adicionalmente, de darse el caso de bajo potencial, usar como control dentro de la realización del modelo pseudo pozos que representen las propiedades más bajas en las zonas no controladas o de baja producción para de esta manera tener mayor control sobre el algoritmo de población, igual caso puede hacerse en casos optimistas. También en este caso un atributo sísmico puede ayudar.
4. Es importante el uso de zonas o filtros dentro de los programas de interpretación utilizados, lo que lo hace poderoso en el resultado final permitiendo separar resultados por incertidumbre técnica. Nota: El realizar la población de esta manera minimiza el número de realizaciones, permitiendo obtener una realización probable y controlar los datos básicos haciendo un uso integrado de los mismos al correlacionar la petrofísica con la producción, geología, sísmica y la ingeniería entre otros. En la Tabla 12 se muestra el proceso de población y los parámetros que mas afectan algunas subactividades.
Tabla 12. Actividades de mayor incertidumbre población de propiedades, integrada con la selección de un mejor proceso.
Este tipo de procedimiento permite ir mejorando u optimizando los procesos hacia mejores resultados, Figura 2.
Sección Técnica
Sugerencias para una mejor práctica Es necesario conceptualizar el yacimiento y ubicar las metodologías y /o procesos adecuados para cada campo como por ejemplo: población de campos nuevos / en desarrollo / maduros. Una mala conceptualización puede seleccionar el proceso no adecuado e incrementar la incertidumbre. La población se convierte en la plataforma fundamental del modelo geocelular y modelo de simulación, en ella convergen todas las integraciones posibles. Es importante recalcar lo siguiente: el nivel de detalle geológico aumenta con el desarrollo del campo o técnicas a aplicar en explotación, como es el caso de recuperación adicional o mejorada. Debe quedar claro que el detalle individual es importante, pero debe ser ubicado de acuerdo a la necesidad y a la conceptualización, se buscan plataformas para la toma de decisiones y no alto detalle individual sin interpretación areal. Todos los procesos / actividades tienen variables dependientes e independientes, las cuales pueden ser afectadas por una mala toma de decisión. Desviaciones y mayor incertidumbre técnica entre una fase y otra, han obligado a plantear rangos probables por la incertidumbre técnica existente en cada una de las fases.
dentro de las fases, lo que da origen a un incremento de la incertidumbre. El uso de matrices, permite la mejor gerencia de la incertidumbre técnica. Se le da carácter técnico y no personal. Se pueden jerarquizar los diferentes campos basados en una única plataforma. El presente trabajo muestra algunas lecciones aprendidas, las cuales pueden servir de plataforma para la implantación de algunos procesos, quedando en el mejoramiento continuo lograr un óptimo.
Referencias Manual de Gerencia Integrada. Isaac Cols, Servireca, S.A. 2004
Bibliografía Proyecto APC. 2005. Modelo Geocelular. Activo APC. Proyecto APC. 2006-2007. Modelo de Simulación. Activo APC. Proyecto Ixtal. Modelo Geocelular y simulación 2008. Activo APC. Proyecto Manik. Modelo Geocelular y simulación 2008. Activo APC.
Es importante mencionar que las desviaciones muchas veces han sido originadas por procesos no claros
Currículum vitae Ing. Maribel Tovar Bustos Ingeniera Petrolera egresada del Instituto Politécnico Nacional. Actualmente labora en la Superintendencia de Caracterización de Yacimientos, apoyando en la documentación de las asignaciones petroleras, realizando evaluaciones y trabajos de análisis petrofísicos, de riesgos e incertidumbres, y participación en el VCDSE de pozos del Activo. Asociaciones SPE AIPM (Delegación Comalcalco). CIPM (Sección Dos Bocas).
Sección Técnica
Mantenimiento de la producción en pozos de campos maduros con flush by (camión varillero) Ing. Edgar Cruz Osornio Ing. Joel Alejandro Soto Rodríguez Ing. Fernando Flores Rivera Ing. Arturo Ramirez Rodríguez Delegación Coatzacoalcos
Figura 1. Esquema de explotación de campos petroleros.
Antecedentes El Campo Moloacan fue uno de los principales campos en los cuales se aplicó la tecnología flush by (camión varillero), con el objetivo de atenuar su declinación, considerando los costos, tiempos de intervención y donde se tuvieron los mejores resultados. El Campo Moloacan se considera en su última etapa de explotación, campo maduro descubierto en 1948, pozos operando a la fecha 102, pozos cerrados 36 por defecto sub superficial (antes de las intervenciones con flush by), volumen original de aceite 221.70 mmb y 121.94 mmmpc de gas, el tipo de roca del yacimiento es arenisca, formación productora Encanto y Concepción, tipo de fluido aceite negro pesado de 20 ºAPI, la ubicación geográfica se muestra en la Figura 2.
Sección Técnica
Figura 2. Ubicación geográfica del Campo Moloacan.
Para reactivar el Campo Moloacan y otros campos del activo, se elaboró un proyecto denominado “Estrategias de operación con flush by (camión varillero) 2009-2010” cuyo objetivo es el siguiente: Incorporación de la producción de pozos cerrados por defecto sub-superficial (DSS), baja recuperación (BR) y cambio de sistema artificial de producción con flush by, en campos del Activo Integral Cinco Presidentes con optimización de tiempos y rentabilidad económica.
Introducción Como se comentó anteriormente, se desarrolló el proyecto “Estrategias de operación con flush by (camión varillero) 2009-2010”, el cual consideró mantenimiento de la producción con las siguientes estrategias:
Área de oportunidad. Cambio de sistema artificial de producción de bombeo neumático a bombeo mecánico o bombeo de cavidad progresiva 4 pozos operación en su última etapa de explotación, en los campos del Activo Integral Cinco Presidentes. Lo anterior se realizaría en 43 pozos, considerando en un año incorporar una producción de 600 bpd y 0.3 mmpcd de gas, en pozos que producen en promedio 12 bpd. La metodología utilizada fue la siguiente: Para los pozos cerrados por defecto sub superficial (DSS), Figura 3): •
Incorporación en producción de 35 pozos cerrados por defecto Sub Superficial (DSS). Incorporación en producción de 4 pozos cerrados por baja recuperación, con la implementación del bombeo mecánico convencional (BMC), o bombeo de cavidad progresiva (BCP) en los campos San Ramón, Sánchez Magallanes y Cinco Presidentes.
•
Selección de pozos en oficina con la siguiente información; deben contar con reserva remanente, tarjeta del pozo, última prueba de producción, estado mecánico e histórico de producción. Recorrido de campo para seleccionar pozos, deben tener el camino de acceso en condiciones, línea de descarga probada hidrostáticamente, menos de 3 años cerrados, disponibilidad de equipo sub y superficial.
Sección Técnica
•
Elaborar base de usuario para intervención con flush by.
•
Tramitar permisos de paso y trabajo con riesgo.
•
Con flush by realizar intervención al pozo.
•
Prueba de producción.
•
Evaluación económica.
Desarrollo del tema Con la metodología antes descrita logramos reactivar 26 pozos en el Campo Moloacan, con una producción incorporada de 315 bpd y 0.150 mmpcd con un costo de la intervención de 50,000 pesos, con 12 bpd esperados por pozo se recupera la inversión en 5 días; las intervenciones por pozo se hacían en un rango de 8 a 16 hrs.
Figura 3. Metodología para reactivar pozos cerrados por DSS.
La metodología para pozos cerrados por baja recuperación (BR), Figura 4, fue la siguiente: Selección de pozos en oficina deben contar con la siguiente información, reserva remanente, utilizar aparejo actual, estado mecánico actualizado, último aforo, pozo vertical, profundidad menor a 2,500m y RGA menor a 150 m 3/m3.
análisis nodal (caídas de presión en el sistema), utilizar las correlaciones de flujo multifásico (simulación en software técnico), realizar ingeniería y diseño para la implantar el sistema idóneo. •
•
Selección de pozos en campo, deben tener camino de acceso en condiciones, línea de descarga probada hidrostáticamente, menos de 3 años cerrados, disponibilidad de equipo sub y superficial. Realizar ingeniería y diseño para implementar el BMC o BCP, elaborar IPR (potencial del yacimiento),
•
Tramitar permisos de trabajo con riesgo y paso. Utilizar aparejo de producción actual, camisa con línea de acero, cambio de conexiones superficiales del medio árbol de válvulas para el sistema seleccionado bombeo mecánico (BM) o bombeo de cavidad progresiva (BCP). Con flush by (camión varillero) realizar cambio de sistema artificial de producción.
Sección Técnica
•
Realizar prueba de producción.
•
Evaluación económica y rentabilidad el proyecto.
Figura 4. Metodología para reactivar pozos cerrados por BR.
El área de oportunidad para el cambio de sistema artificial de BMC o BCP en pozos que operan con BNC; se consideraron aquellos pozos en su última etapa de explotación y que la evaluación técnico-económica sustentaba el cambio de sistema. En la evaluación técnico-económica se consideraron los siguientes criterios, pozos con alto volumen de inyección de gas y baja producción de aceite, pozos sin intervalos pendientes y baja RGA, costos de compresión del gas. El alcance del proyecto consideró 43 pozos para intervenir con flush by en un año de ejecución, con una producción incremental de aceite de 600 bdp y 0.3 mmpcd de gas, en pozos que en promedio producen 12 bpd. Los campos donde se utilizó el flush by fueron, Moloacan, Figura 5, Sánchez Magallanes, Cinco Presidentes y Cerro de Nanchital, la selección de los pozos se realizó en oficina y se validó en campo, algunos pozos requirieron acondicionamiento de localización y/o del camino de acceso, para poder pasar con el flush by y realizar las intervenciones; la mayoría de ellas fueron el Campo Moloacan y la principal actividad fue cambio de bomba de inserción de bombeo mecánico y lavado de pozo para desarenar el mismo.
Sección Técnica
Figura 5. Intervención con flush by en Campo Moloacan.
Otras intervenciones con flush by fueron la reactivación de pozos cerrados por baja recuperación como son los pozos del Campo Sánchez Magallanes 61 y 272-D, también se realizó cambio de bomba de bombeo de cavidad progresiva en el pozo Cinco Presidentes 166, con una producción incorporada de 50 bpd.
Solución del problema Durante la ejecución del proyecto nos enfrentamos a varios problemas que dieron origen a ideas innovadoras y soluciones prácticas, incorporando los pozos en producción nuevamente, a continuación se describe la problemática existente:
1.- Bomba de inserción arenada en pozos de bombeo mecánico convencional, Figura 6: la solución fue la siguiente; con flush by tensionar al máximo la sarta de varillas de jalón de 3/8”, hasta reventar misma y bajar a pescar, para seguir rompiendo, hasta liberar lo más posible la tubería de producción (TP), por encima del pescado que se quedó, realizar un disparo poncher a la TP para tener comunicación TP espacio anular y por encima de los poncher colocar otra bomba de inserción nueva con varillas de jalón 3/8” y seguir explotando el pozo.
Figura 6. Estado mecánico de pozo con bomba arenada.
Sección Técnica
Esta técnica funcionó muy bien en varios pozos que intervenimos, incluso se considera una lección aprendida y una mejor práctica. 2.- Rotura de tubería de producción (TP): encontramos varios pozos con este problema y lo
resolvimos de la siguiente manera, con flush by recuperamos la bomba con sarta de varillas 3/8” y bajamos otra bomba con la herramienta tubing in (herramienta que funciona como zapata candado), colocamos la bomba por encima de la rotura y continuamos explotando el pozo.
Figura 7. Estado mecánico de pozo con rotura de TP.
3.- Con tubing in y flush by implementamos el sistema artificial de producción de bombeo mecánico convencional en pozo con aparejo fluyente Realizamos la implementación de sistema artificial de producción bombeo mecánico convencional del pozo Cerro Nanchital 401, Figura 8, utilizando el tubing in implementamos el bombeo mecánico en este pozo, el cual tenía aparejo fluyente y lo reactivamos en producción.
Figura 8. Estado mecánico de pozo Cerro Nanchital 401.
Sección Técnica
Resultados Los resultados obtenidos fueron favorables para el Activo; sobre todo para el campo maduro Moloacan, de tal manera que reactivamos 26 pozos
que estaban cerrados por defecto subsuperficial y aumentamos la producción del campo de 735 a 1050 bpd, atenuando su declinación natural como se muestra en la Figura 9, con pozos que en promedio producen 12 bpd.
Figura 9. Atenuación de la declinación natural del Campo Moloacan.
Del total de las 39 intervenciones con camión varillero (flush by), en los diferentes campos del Activo como son Moloacan, Cerro Nanchital, Sánchez Magallanes, Cinco Presidentes y San Ramón, obtuvimos 681 bpd de producción incremental, de una producción esperada de 600 bpd, conseguimos una producción acumulada a la fecha de 61,200 bls, como se muestra en la Figura 10. De las 39 intervenciones, 26 fueron exitosas, 10 accidentes mecánico donde no pudimos recuperar la bomba de inserción por arenamiento severo y 3 pozos por definir.
Figura 10. Tabla de resultados de intervenciones con flush by.
Sección Técnica
Figura 11. Tabla de intervenciones exitosa con flush by.
Figura 12. Tabla de intervenciones sin éxito con flush by por accidente mecánico.
Figura 13. Tabla de intervenciones con flush by por definir excepto Cinco P. 166 opera con BCP.
Sección Técnica
Las ventajas del flush by (camión varillero) son: •
•
•
•
• •
Comparado con un equipo de reparación los tiempos y la logística son muy diferentes con ventaja del flush by. Extracción e introducción de aparejos de varillas y bombas de BM y BCP. Control y lavado del pozo, pruebas de hermeticidad e hidrostáticas. Trabajos de cambio de varilla pulida, estopero, preventor, ajuste de carrera. Pesca de sarta de varillas. Intervenciones a pozos en tiempos óptimos (2 días aprox).
•
•
Corrección de espaciamiento en bombas mecánicas. Unidad auto transportable con tanque para fluido de control con capacidad de 60 bls, unidad de bombeo de alta presión, torre con capacidad de levantar 30,000lbs.
Desventajas del flush by (camión varillero) • • • • •
No es posible sacar tubería de producción. No puede succionar ni inyectar al mismo tiempo. Límite de profundidad 2500 m. No tiene presa de desperdicios. Es por servicio.
Figura 14. Intervención con flush by en Campo Cerro Nanchital.
Figura 15. Herramienta empacador tubing in.
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Conclusiones Actualmente se han realizado 39 intervenciones, obteniendo una producción de 681 bpd y una acumulada de 61,200 bls (28-oct-09). Los problemas que se presentaron (bomba arenada y rotura de TP), durante la ejecución del proyecto, se resolvieron con la aplicación de la tecnología del tubing in. En las 39 intervenciones se ha gastado 4, 924, 512 MN, se ha acumulado 11, 726, 820 MN, obteniendo una ganancia de 6, 802, 308 MN, el tiempo de amortización es en 13 días. Las intervenciones con flush by se han hecho en 8 horas, mientras que con un equipo de reparación en 10 días, los costos por una intervención con equipo salen en 800,000 pesos y con flush by 50,000 pesos. El proyecto consideró una etapa de optimización de los pozos incorporados con flush by. Con el flush by se le da mantenimiento preventivo a los pozos de BMC y BCP. El proyecto es técnicamente económicamente rentable.
factible
y
Recomendaciones Se recomienda utilizar la tecnología flush by (camión varillero), para cambio de bomba de inserción en pozos de bombeo mecánico y bombeo de cavidad progresiva. Utilizar el flush by (camión varillero), para cambio de sistema artificial de BN a BM donde no sea rentable la inyección de gas por baja recuperación del pozo. Utilizar las metodologías propuestas para incorporar pozos cerrados por las siguientes causas, baja recuperación, defecto subsuperficial y cambio de sistema artificial.
Utilizar la herramienta tubing in como zapata candado para implementar el bombeo mecánico o bombeo de cavidad progresiva. De enfrentarse a problemas de TP rota, bomba de inserción arenada, utilizar las lecciones aprendidas para restablecer los pozos en producción.
Nomenclatura AI5P= BCP= BMC= BNC= bpd= mmpcd= EA= Gg= J= LDD= Ne= Nd= PMI= Pp= BCP Ptr= Pwh= Pwf= Pws= Qf= Qn= RGA= RP= TP= TR=
Activo Integral Cinco Presidentes Bombeo de cavidades progresivas Bombeo mecánico convencional Bombeo neumático continuo Barriles por día Millones de pies cúbicos por día Espacio anular Gradiente de gas Índice de productividad Línea de descarga Nivel estático Nivel dinámico Profundidad media del intervalo Profundidad de colocación de la bomba Bombeo de cavidades progresivas Presión en la tubería de revestimiento Presión en la cabeza del pozo Presión de fondo fluyendo Presión del yacimiento Gasto de fluido Gasto neto Relación gas-aceite Registrador de presión Tubería de producción Tubería de revestimiento
Referencias Kermit E. Brown. “Artificial Lift Methods” Volume 2a. 1980. “Cartera de proyectos 2009-2024 del Activo Integral 5 Presidentes”
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Currículum vitae Ing. Edgar Cruz Osornio Ingeniero Petrolero egresado de la Facultad de Ingeniería de la UNAM. Ingresó a Petróleos Mexicanos el 20 de febrero de 2006, en la Coordinación de Diseño de Explotación del Activo Integral Cinco Presidentes. En abril del mismo año, participó en la selección, diseño, implementación y puesta en operación del sistema bombeo de cavidad progresiva (BCP) del pozo Sánchez Magallanes 61, de igual forma, en noviembre de ese mismo año en el pozo Samaría 1001, el cual quedó productor con 250 bpd, mismo que forma parte del proyecto “Samaría pesado del Terciario” y sirvió como prueba piloto para explotar con este sistema artificial de producción de dicho campo. En 2008, implementó el sistema BCP en los pozos Sánchez Magallanes 50-D, 273 y el bombeo de cavidades progresivas_híbrido en el pozo Sánchez Magallanes 237, los cuales q uedaron operando con dicho sistema. Coordina los proyectos “Estrategias de operación del camión varillero 2009” y “Bombeo neumático intermitente”, con el propósito de incorporar producción y optimizar los sistemas artificiales de producción. Actualmente forma parte del Grupo de Productividad del Activo Integral Cinco Presidentes y es parte del Contrato Regional de Sistemas Artificiales de Producción.
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Aplicación y lineamientos de pruebas tecnológicas una ventana a nuevas tecnologías Ing. César Andrés Bernal Huicochea Delegación México
Introducción
Por lo anterior, se puede definir que tecnología es la integración de tres conceptos fundamentales: la
¿Qué es tecnología?
habilidad técnica para realizar una actividad que incluya los elementos necesarios para convertir recursos en productos mediante un proceso o metodología definido .
La definición adecuada para el vocablo “tecnología”, ha tenido varias conceptualizaciones, en donde invariablemente incorpora los siguientes elementos: •
El medio para llevar a cabo una tarea: incluye los
elementos necesarios para convertir recursos en productos. Ejemplo: materiales, instrumentos, herramientas o equipos. •
Proceso o metodología: incluye el conocimiento
y los recursos que se requieren para el uso de los materiales, instrumentos, herramientas y equipos y, •
Ventaja tecnológica
El cuerpo de conocimiento científico y habilidades técnicas para realizar una actividad correctamente.
Las decisiones relativas a la adopción de una tecnología las toman las personas: directivos con el nivel de responsabilidad adecuado para ello. Por lo tanto, para conseguir la ventaja tecnológica es necesario integrar la tecnología en la estrategia empresarial implicando a los directivos, mediante un modelo de administración de la tecnología. La Figura 1 muestra un aspecto de la cultura de la innovación: el tiempo que se tarda en alcanzar el nivel de responsabilidad para tomar decisiones sobre la tecnología que se ha adquirido.
Figura 1. Innovación tecnológica.
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Modelo de administración de tecnologías El modelo de administración de tecnologías está compuesto por dos puntos importantes: 1. Proceso de gestión de la tecnología: actividades enfocadas a implementar las tecnologías exitosas que mejoren el desarrollo de la industria; para lo anterior, es necesario agrupar diversas actividades en una entidad tecnológica, las cuales se incorporan
en el diagnóstico tecnológico, la visión y estrategia tecnológica, el inventario de capacidades, monitoreo e inteligencia tecnológica, oportunidades tecnológicas, adquisición y asimilación tecnológica, y finalmente, la evaluación en el impacto por la implementación de la tecnología, lo anterior se puede llevar a cabo mediante la participación de talentos y sistemas organizacionales . En la Figura 2 se muestra un esquema del proceso de gestión (administración) tecnológica.
Figura 2. Gestión/administración tecnológica.
2. Esquema de contratación: tiene la finalidad de llevar a cabo el proceso de contratación de la gestión tecnológica mediante normas.
b) Cuando la tecnología ha sido probada en alguna parte del mundo y su aplicación resulta de interés para PEP.
Prueba tecnológica (P.T.)
c) Cuando la tecnología ya ha sido probada en PEP, pero presenta una innovación tecnológica y derivado de un estudio preliminar de factibilidad técnico-financiero, se demuestran potenciales beneficios para PEP.
Conjunto de actividades efectuadas de manera ordenada y sistemática para evaluar una tecnología cuya aplicación intensiva y oportuna pudiera redundar en beneficios técnico-económicos. Estas pruebas tecnológicas pueden darse bajo las siguientes circunstancias: a) Cuando la tecnología no ha sido probada en ninguna parte del mundo, pero su aplicación resulta de interés para PEP.
d) Los desarrollos tecnológicos concluidos, derivados de un proceso de investigación, podrán ser considerados como pruebas tecnológicas, siempre y cuando la institución de investigación demuestre fehacientemente que su producto tecnológico cumple oportunamente con los requisitos de producción industrial masiva.
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Ámbito internacional En la actualidad, la estrategia tecnológica en las empresas a nivel internacional, tiene igual prioridad que la financiera, la comercial y la producción, integrada y alineada con la estrategia global de la empresa. Lo anterior se incluye en los mapas tecnológicos, los cuales establecen DONDE y HACIA DONDE van las tecnologías claves para la empresa. En la Figura 3 se muestra el mapa tecnológico en desarrollo en Pemex.
Figura 3. Anteproyecto de mapa tecnológico de Pemex.
Objetivo Establecer el procedimiento específico derivado del marco normativo de los lineamientos de pruebas tecnológicas que regule su realización en Pemex Exploración y Producción, en materia de explotación de hidrocarburos, con la finalidad de que se desarrollen de manera ordenada y sistemática que permita agilizar y facilitar la mejora tecnológica continua.
Alcances •
El procedimiento específico derivado del lineamiento marco, estará única y directamente
relacionado con la explotación de los hidrocarburos, siempre y cuando el impacto sea hacia la mejora técnica-financiera de los procesos de explotación. •
El presente procedimiento tiene precedencia sobre políticas y lineamientos que en la materia (pruebas tecnológicas) puedan existir en activos integrales, SR, SDC, UPMP de PEP.
Definición del problema La aplicación de nuevas tecnologías a través de pruebas tecnológicas es prioridad para el desarrollo
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de la industria, es necesario realizar su implantación en la f orma que se dispone; otra manera significará sustraer el recurso humano de sus funciones sustantivas en los Activos, con esto se evita el conflicto de funciones al adicionar facultades de evaluación y dictamen de las tecnologías participantes. En la Figura 4 se presenta de manera esquemática la descripción del problema.
Figura 4. Esquema del problema.
Desarrollo del tema Normatividad
Aplicación
Se alinean a un marco normativo las funciones del personal responsable en realizar la prueba tecnológica, con el fin de asegurar la correcta aplicación del procedimiento metodológico e imparcial difusión nación de tecnologías probadas.
El presente procedimiento es de carácter general y observancia obligatoria para todos los Activos Integrales de las Subdirecciones Regionales, la Subdirección de Distribución y Comercialización, Unidad de Perforación y Mantenimiento a Pozos y la Subdirección Técnica de Explotación de Pemex Exploración y Producción, que requieran de la aplicación de una nueva tecnología para mejorar el estado de resultados de su gestión, en materia de explotación de hidrocarburos.
Por lo anterior, se aprobaron el día 12 de marzo del 2010, los “Lineamientos para la realización de pruebas tecnológicas en materia de explotación de hidrocarburos en Pemex Exploración y Producción” por parte de la Dirección General.
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Figura 5. Ámbito de aplicación.
Metodología Establecer la mejor metodología conlleva a visualizar aspectos importantes, tales como: - ¿Quién la integra?: en este caso la compañía y el Activo son observadores centrales, y la Gerencia de Tecnología de Explotación (GTE), se integra al proceso como un tercer observador normativo. - ¿Qué actividad tienen los integrantes?: los tres observadores asumen diferentes responsabilidades. La Gerencia de Tecnología de Explotación (GTE), es la responsable de emitir, difundir, controlar, actualizar y verificar el cumplimiento del presente procedimiento
específico, mientras que los Activos de Explotación, Subdirecciones Regionales y la SDC de PEP, son responsables de su aplicación. La compañía solicitante de prueba tecnológica es el ejecutor de su propia oferta tecnológica y no podrá comprometer bajo ninguna circunstancia la tecnología objeto de la prueba con ninguna entidad en PEP en tanto no se dé la conclusión del proceso de evaluación, dictamen y difusión. - ¿Objetivo?: mediante un procedimiento mejorar el sistema existente en desempeño técnico y reducción de costos. Lo anterior se muestra en la Figura 6, de manera esquemática.
Figura 6. Diseño de experimentos.
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Filosofía de evaluación Debido a la variabilidad de los resultados que potencialmente se puedan obtener de las pruebas tecnológicas, la evaluación se puede llevar a cabo por dos métodos con fundamento en la teoría de diseño de experimentos: 1. Método cualitativo: método analítico mediante el cual se realizan cuestionarios evaluados por expertos para jerarquizar los resultados obtenidos de la prueba tecnológica, en la actualidad es la forma de dictaminar las pruebas tecnológicas en PEP. 2. Método cuantitativo: método estadístico que utiliza distribución probabilística para evaluar los resultados de la pruebas tecnológicas. Es una meta, poder alcanzar la evaluación de resultados de parámetros de pruebas tecnológicas, bajo condiciones muy controladas.
Solución y procedimiento Los lineamientos de pruebas tecnológicas están integrados en seis etapas, mismos que forman parte de los procedimientos específicos correspondientes: Status estudio Etapa 1: Acuerdo entre las partes: comprende el inicio (10% avance), del procedimiento con la generación de los oficios de solicitud de ejecución de tecnología
(compañía – Activo) y de respuesta de interés técnico (Activo – compañía). Status gestión Etapa 2: Acuerdo normativo: Una vez que ha sido de interés técnico la tecnología, se continúa con la documentación para la realización de la prueba tecnológica, esta etapa abarca el 25% del avance total. Los oficios que se generan se muestran en la Tabla 1.
Tabla 1. Oficios de la etapa 2.
Etapa 3: Formalización del convenio: pasada la etapa de normatividad se empieza con la formalización del convenio que abarca el 25% del procedimiento y se realizan los oficios marcados en la ¡Error! No se encuentra el origen de la referencia.
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Tabla 2. Oficios de la etapa 3.
Status ejecución Etapa 4. Desarrollo de la prueba: etapa más importante del procedimiento, en ésta se realiza la prueba tecnológica en el lugar acordado por las partes, en esta no se generan oficios y comprende el 25% del procedimiento. Status evaluación y dictamen Etapa 5. Evaluación y dictamen de prueba tecnológica: posterior a la realización a la prueba, es necesario evaluar y dictaminar el desarrollo de la misma, para lo anterior, se requiere que los observadores expongan sus impresiones en un documento oficial. En la Tabla 3 se presentan los documentos que abarca esta etapa.
Tabla 3. Oficios de la etapa 5.
Para la evaluación cualitativa del impacto de cada uno de los elementos y componentes del Sistema Integral de Producción, para las instalaciones intervenidas durante la prueba se aplica un procedimiento de calificación, basado en el desempeño de las variables representativas de la prueba y en el método “juicio de expertos” de Kepner Tregoe.
Para un ejemplo en particular, en la Figura 7 y Tabla 4, se muestra la calificación que fue asignada a cada rubro y su posterior calificación final.
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Figura 7. Evaluación de características después de la prueba en la instalación.
Tabla 4. Componentes y elementos a evaluar de la instalación.
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Status transferencia y difusión
Etapa 1: se realiza en un período de 6 días hábiles.
Etapa 6. Difusión de la tecnología: Finalmente, es necesario difundir la tecnología evaluada, a través de la página oficial de PEP, con el fin de dar a conocer si dicha tecnología fue o no exitosa y poder ser aplicada o no en cualquier Activo.
Etapa 2: se realiza en un período de 11 días hábiles.
Tiempo de realización El tiempo total para la realización de una prueba tecnología abarca desde 90 a 150 días naturales, a continuación se menciona el tiempo específico que cumple cada etapa y en la Figura 8 se presenta de manera esquemática la línea de tiempo.
Etapa 3: se realiza en un período de 18 días hábiles. Etapa 4: se realiza en un período de hasta 90 días naturales, a diferencia de las demás etapas, esta etapa está vinculada con el desarrollo de la prueba tecnológica en campo. Etapa 5: se realiza en un período de 25 días hábiles.
Figura 8. Línea de tiempo del desarrollo de la prueba tecnológica.
Discusión e interpretación de los resultados Clasificación de los resultados El manejo de las pruebas tecnológicas se realiza con la clasificación de las mismas en tres ramas principales: Status, Región y Componente. En la Figura 9 se presenta la clasificación y subclasificación de la pruebas.
Figura 9. Clasificación de pruebas tecnológicas.
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El status de prueba tecnológica nos presenta el avance que se tiene de cada prueba, y nos da una manera sencilla de controlar y visualizar todas las pruebas tecnológicas que se llevan. A continuación se describe cada una de la subclasificación del status: Estudio.- Representa el primer acercamiento al conocimiento teórico – práctico de la tecnología a través de la cual se conoce su alcance potencial para aplicar en alguno de los componentes del SIP. Se aplica un reconocimiento a través del mapa y
monitoreo tecnológico el reconocimiento o no de la tecnología ofertada. Esta etapa se define con un oficio de respuesta al área solicitante (Activo y/o compañía) con los resultados del estudio y monitoreo de la misma, Esta etapa concluirá en 15 días calendario, a partir de la fecha en que la GTE pronuncie oficialmente contar con toda la información técnica de la misma a su representación técnico – comercial y a la cual se le solicita para un correcto monitoreo de su tecnología ofertada, proporcionen toda la información.
Figura 10. Mapa tecnológico para la calificación de una nueva tecnología.
Gestión.- Periodo donde se aprueba la realización de la prueba tecnológica y se efectúa el trámite administrativo correspondiente; tiene una duración de 20 días y se contabiliza una vez concluida la etapa de estudio. Esta status implica tres pasos del procedimiento de prueba tecnológica: Paso 1: Acuerdo entre las partes (Activo – Compañía). Paso 2: Acuerdo normativo (Activo – GTE). Paso 3: Formalización del convenio. Ejecución.- Status que define las actividades operativas para la prueba en las instalaciones seleccionadas en campo y/o pozos. La duración máxima estará en
función del impacto SIP y al tiempo de su preparación y ejecución. En función de esto, la aplicación de la tecnología se considerará intrusiva o no intrusiva y para instalaciones superficiales o subsuperficiales. Las tecnologías superficiales intrusivas o no, podrán ser hasta de 30 días de vigencia. Para el caso de pruebas de pozos, el período de duración será hasta de 90 días. Evaluación y dictamen.- Status que representa la evaluación de los resultados de desarrollo de la prueba en campo y/o pozos designados y se realiza aplicando la metodología de diseño de experimentos, se elabora la cédula de dictamen donde se compara el nivel de referencia previo a la prueba, con respecto a la situación posterior a su realización e incluyendo las recomendaciones técnicas a que haya lugar. Esta actividad tiene un periodo normativo de 25 días calendario.
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Transferencia y difusión.- Concluido el dictamen y notificada la empresa participante, el resultado de dicha tecnología debe darse a conocer a través de la página Web de la STE; la difusión de la tecnología es normativa e independiente del resultado aprobatorio o no de la misma. Rechazadas.- En este status se encuentran aquellas tecnologías que ya han sido estudiadas y como resultado de su análisis son rechazadas por la GTE, con el aval de la red de expertos por razón técnica fundada, tales como: a) Si no cumple con alguna de las premisas para calificar como PT en acuerdo a los criterios de los Lineamientos de pruebas tecnológicas.
Resultados 2005 - 2010 En la Figura 11 se presenta la incorporación de pruebas tecnológicas durante el periodo de 2005 -2010, de esta gráfica se puede observar lo siguiente: •
•
•
Se han estudiado un total de 53 tecnologías. En el año 2009 se recibieron 32 tecnologías para ser evaluadas, cabe mencionar que no a todas se les realizó prueba. Con la implementación de la guía de pruebas tecnológicas (2004-2009) y de lineamientos (2010 - ?), se espera un aumento importante en la realización de las mismas.
b) Si son consideradas como tecnologías en desarrollo o, c) No correspondan al objeto de las pruebas tecnológicas de explotación.
Figura 11. Resultados 2005 - 2010.
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Resultados 2010
•
En el presente año se han incorporado cinco tecnologías, a las 22 que continuaron del 2009, para tener un total de 27 nuevas tecnologías. En la Figura 12, se presenta la clasificación por status de pruebas en el 2010, y se observa: •
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Se han rechazado un total de 11 tecnologías de las cuales una pertenece a la Región Sur, tres a la Región Norte, una a la Región Marina Noroeste y a seis no se les definió la región, en cuanto a clasificación por componente se tienen una para yacimiento, cuatro a instalaciones, tres a pozo, una a conjunto pozo-yacimiento, una al conjunto pozo-instalaciones y uno no se le definió el componente. Se tienen seis tecnologías en estudio, de las cuales dos pertenecen a la Región Sur, una a la Región Norte y tres no se ha definido la Región, en cuanto a su clasificación por componente, se tienen tres por pozo, una a conjunto pozoyacimiento, una al conjunto pozo-instalaciones y uno no se le definió el componente.
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Se tienen tres tecnologías en gestión, de las cuales dos pertenecen a la Región Sur y una a la Región Norte, mientras que por la clasificación por componente se tienen que las tres son del componente pozo. Se encuentran tres tecnologías en ejecución, de las cuales dos pertenecen a la Región Sur y una la Región Norte, mientras que por la clasificación por componente se tiene una en instalaciones y dos en pozo. Se encuentran dos tecnologías en evaluación, de las cuales, una es en la Región Norte y una en la Región Marina Noroeste, en la clasificación por componente se presenta una en pozo y ot ra en instalaciones. Se tienen dos pruebas tecnológicas en difusión, una de la Región Sur y otra de la Región Norte, en la clasificación por componente se presenta una en pozo y otra en instalaciones.
En las Tablas 5 y 6 se presenta la clasificación por Región y componente del sistema de producción.
Figura 12. Status de pruebas tecnológicas - 2010.
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Tabla 5. Clasificación por región.
Tabla 6. Clasificación por componente del sistema integral de producción.
Nomenclatura Activos: PEMEX: PEP: GTE: STE: SDC: SR : UPMP: SSPA: SIP: CÍA: RE:
Activos de Producción. Petróleos Petróleos Mexicanos y sus organismos subsidiarios. PEMEX Exploración y Producción. Gerencia de Tecnología de Explotación. Subdirección Técnica de Explotación. Subdirección de Distribución y Comercialización. Subdirecciones Regionales. Regionales. Unidad de Perforación y Mantenimiento a Pozos. Salud, Seguridad y Protección Protección Ambiental. Sistema Integral de Producción. Producción. Compañía. Red de Expertos.
Referencias F-29631-08, IMP. IMP. Definición de la Estrategia Tecnológica y del Modelo de Desarrollo Tecnológico de Explotación. s.l. : IMP, IMP, 2010 Lineamientos para la realización de pruebas tecnológicas en materia de explotación de hidrocarburos. Oficio PEP-051-2010. Procedimiento Procedimiento para la realización de pruebas tecnológicas en materia de explotación de hidrocarburos en PEMEX Exploración y Producción.
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Currículum vitae Ing. César Andrés Bernal Huicochea Es Ingeniero Petrolero egresado de la Facultad de Ingeniería de la UNAM. Ingresó a Pemex el 20 de enero de 1988 y hasta octubre del mismo año, trabajó en los departamentos de Yacimientos y Producción en el ex Distrito de Villahermosa. De noviembre de 1988 y hasta 1991, participa como coautor del libro Transporte de Hidrocarburos por Ductos y sustenta su examen Profesional con la tesis del mismo nombre. De 1989 a 1994 participa en la iniciativa privada en Grupo Lanzagorta y Grupo Bocar. De octubre de 1994 a diciembre de 2005, laboró como Ingeniero de Operación en los Distritos Comalcalco, Cárdenas y Activo Bellota Chinchorro, como Encargado de sector. De marzo de 1997 a marzo del 2000, participó particip ó como Supervisor de 6 contratos de Obra Pública , relacionados directamente con el proceso productivo del Activo. De marzo del 2000 a diciembre de 2005, se desempeña como Ingeniero de campo, supervisor de contratos de medición multifásica, responsable de sector de la mesa de medición, gestor experto del contrato de medición multifásica, representante de calidad y del BSC de la coordinación de operación de explotación y miembro de la RED de Expertos en Medición, Instrumentación y Control de PEP. De agosto del 2001 a agosto del 2003, realiza estudios de maestría, becado por Petróleos Mexicanos, en la Unidad de Postgrado en la Cd. De México. Del 6 de enero del 2006 a enero de 2008, se desempeñó como Especialista Técnico “A”, en la Subgerencia de Medición de Hidrocarburos y Control de Procesos, dependiente de la Gerencia de Sistemas de Producción y en enero del 2008, es comisionado en la Cd. de México para impartir clases de sistemas artificiales de producción en el Instituto Politécnico Nacional, para coadyuvar a la superación académica de los alumnos y colaborar en la Gerencia de Tecnologías de Explotación para la selección y asimilación de nuevas tecnologías en PEP. PEP. Actualmente es responsable normativo de la ejecución, seguimiento, evaluación y dictamen técnico financiero de pruebas tecnológicas en PEP, par técnico de los proyectos FEL en AIATG y AIPCH y de dos proyectos CIIS. Autorizando por parte de la DG los lineamientos de pruebas tecnológicas y en elaboración el procedimiento correspondiente. Ha sido expositor en el XXXVI Congreso Nacional de la AIPM, Morelia 98 y el artículo “Aplicación y lineamientos de pruebas tecnológicas, una ventana a nuevas tecnologías” es seleccionado para el Congreso AIPM Tampico 2010, coordinador de los Talleres IA en Villahermosa, Tab., en 2009 y de SPE en Sistemas Artificiales en Cancún en 2010. Actualmente elabora trabajos de investigación para validar un modelo de diseño de separador compacto ciclónico, para pozos de gas con producción apreciable de agua, aplicación de eductores para incrementar la recuperación de producción, evaluación de incertidumbre en el diseño de sistemas artificiales de producción y estudios de análisis transitorio, en el comportamiento de pozos de gas con producción de agua.
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Optimización de la actualización de datos del sistema SCADA del Activo Integral Burgos Ing. José Vasquez Mascorro Abel Padilla Mijares Delegación Reynosa
Introducción Antecedente En el Activo Integral Burgos, se tiene implantado el Sistema SCADA, el cual monitorea las principales instalaciones de producción, con el cual se optimizan las operaciones de recolección, transporte y distribución de hidrocarburos en los puntos estratégicos del Activo Integral Burgos, el cual considera el monitoreo y supervisión supervisi ón en forma remota de las instalaciones de producción. El Sistema SCADA permite obtener información en tiempo real, de los distintos parámetros que rigen el comportamiento de la red de ductos e instalaciones del Activo Integral Burgos, a través de equipos remotos instalados en campo, así como monitorear el estado de los equipos desde el CCP y de los CIR´s. El monitoreo eficiente de los procesos en las diferentes instalaciones de Producción, es posible debido a la infraestructura de instrumentación y de comunicaciones comunicaciones instalada, así como a una arquitectura de base de datos implementada en el centro de control principal del SCADA en el Activo Integral Burgos para adquirir y almacenar toda la información que se obtiene del campo. Dentro de la parte de la infraestructura de la instrumentación y las comunicaciones utilizadas en las instalaciones, existe un aspecto importante a considerar, tal es, el sistema de alimentación eléctrica a utilizar para energizar todo el equipo. Este aspecto repres enta un reto, ya que la mayoría de las instalaciones están geográficamente ubicadas en puntos en donde no se cuenta con un abastecimiento de energía eléctrica por parte de la CFE. Lo anterior impone ciertos factores técnicos en la etapa de adquisición de datos entre el CCP y las UTR´s en campo. Dichos factores se analizarán durante el desarrollo del contenido de este trabajo. Con respecto a la parte de la arquitectura de la base de datos, que se tiene implementada en el CCP,
consta de una serie de sistemas dependientes entre si para el correcto procesamiento y almacenamiento de la información que se recibe del proceso. Entre los sistemas dependientes se tiene implementado un servidor que contiene una base de datos en InSQL, el cual historiza todas las variaciones de cada variable monitoreada en el proceso en campo, este servidor funge como fuente de información para servidores clientes que requieran de consultar dichas variaciones almacenadas. Por Por otro lado, se tiene otro servidor que contiene una base de datos de PI, el cual adquiere los datos por medio de una interfaz desarrollada específicamente, para conectar a la base de datos de InSQL. En esta interfaz se realiza una propuesta para facilitar y agilizar la adquisición de datos. Objetivo El objetivo de este trabajo es una propuesta para optimizar en lo posible el tiempo de actualización de los datos que el usuario observa en las diferentes aplicaciones de monitoreo. Lo anterior, con la finalidad de incrementar la confiabilidad y seguridad de las condiciones de operación, contribuyendo en el manejo óptimo de la producción, aumentando la eficiencia en la recolección y transporte de hidrocarburos, así como obtener una respuesta inmediata ante situaciones de emergencia con la adecuada y oportuna toma de decisiones.
Desarrollo del tema Definición del problema A través de las diversas aplicaciones de monitoreo, el usuario del sistema SCADA, tiene la oportunidad de analizar el comportamiento en el tiempo de los valores de las variables de proceso, de tal forma que, es posible la toma de decisiones operativas cruciales en el momento de una eventualidad. A través de la arquitectura de adquisición de datos del sistema SCADA del Activo Integral Burgos, se ubican dos procesos de adquisición de datos susceptibles de
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mejora en las que existe un tiempo de actualización de información. Primer proceso de adquisición de datos.Debido, principalmente, al tipo de sistema de alimentación eléctrica en las instalaciones remotas, existe un tiempo de actualización entre la información en el CCP y la información guardada en cada una de las UTR´s en las instalaciones en campo. Este tiempo de actualización varía entre tipo de variables y tipo de alimentación en instalaciones, Figura 1.
Figura 1. Topología de la red de microondas de adquisición de datos.
Actualmente, en el Sistema SCADA se cuenta con un 80% de las instalaciones monitoreadas con sistemas de alimentación basada en un arreglo de paneles solares, un controlador y un arreglo de baterías para alimentar a los equipos de comunicación y de medición, ubicados localmente en las instalaciones, Figura 2.
Figura 2. Arreglo típico de un equipo de monitoreo.
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Este tipo de sistemas de alimentación, depende de ciertos factores para su correcto funcionamiento, entre estos se tienen: suficiente intensidad de radiación solar, correcto posicionamiento de paneles, así como una buena capacidad de carga del banco de baterías.
Figura 3. Ejemplos de equipos e instrumentación que consumen energía.
Los equipos de monitoreo que se tienen en las instalaciones de producción requieren de alimentación eléctrica, Figura 3. Dependiendo del volumen de instrumentación instalada en cada instalación, se llevó a cabo un cálculo para determinar la capacidad de los páneles, así como de las baterías a ser utilizadas, de tal forma que se pueda garantizar, bajo condiciones normales de carga eléctrica y de radiación solar, la operación de todo el equipo las 24 horas. Debido a la disponibilidad limitada de energía de alimentación en la estación, no es posible hacer consultas a la UTR con una frecuencia demasiado alta, esto en una configuración Maestro – Cliente como la utilizada en el Sistema SCADA del Activo Integral Burgos. Lo anterior, debido a que en el momento en el que los servidores maestros ubicados en CCP inician el proceso de comunicación al emitir una pregunta en protocolo DNP 3.0 hacia una UTR esclavo, el radio local UHF en la instalación inicia la transmisión de la respuesta en protocolo DNP 3.0, estructurada
previamente por la UTR. Esta transmisión de ondas electromagnéticas que inicia el radio UHF incrementa la demanda de corriente hacia el controlador de carga. En un horario nocturno, la corriente que proveen lo paneles hacia la carga de la instalación es prácticamente nula, por lo que la energía requerida se obtiene del banco de baterías, las cuales se recargaron durante el día, en donde el sol aporta la radiación requerida para que los paneles generen la corriente suficiente. Una frecuencia demasiado alta del poleo por parte de los servidores de adquisición de datos en el CCP, ocasionaría una demanda recurrente de corriente del radio, provocando a su vez que la carga de las baterías se agoten prematuramente y que la UTR se apague, teniendo finalmente una falta de información de la instalación correspondiente en CCP hasta que no se reestablezca la energía. Esta situación con respecto a la alimentación, obliga a configurar tiempos de poleo razonables de las clases del protocolo DNP 3.0 que se ejecutan en los servidores de adquisición de datos en CCP, Figura 4.
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Figura 4
Este tiempo se configura en el orden de unos minutos para las instalaciones con alimentación de panel solar, de tal forma que, de acuerdo con la filosofía de operación del protocolo DNP 3.0, los servidores de adquisición de datos preguntan por las variaciones almacenadas en la UTR en el lapso de tiempo entre cada poleo, y de esa forma poder tener la historia continua almacenada en el CCP. Durante este lapso de tiempo de actualización, el sistema mantiene el último valor válido recibido de la UTR en la última pregunta desde el CCP. Para el caso de la clase 0, el sistema pregunta a la UTR por datos puntuales de variables analógicas y digitales. La clase 1 pregunta sólo por puntos analógicos y obtiene todas las variaciones históricas almacenadas desde el último poleo de la misma clase. La clase 2 es análoga a
la clase 1, pero ésta sólo obtiene las variaciones para los puntos digitales. Segundo proceso de adquisición de datos.- Otro proceso en el que existe un tiempo de actualización de la información en la estructura del Sistema SCADA del Activo Integral Burgos, es entre la comunicación de un servidor que almacena la base datos en InSQL y un servidor con la base de datos en PI, Figura 5. Al adquirir la información, los servidores de adquisición de datos, estos se almacenan en una base de datos de InSQL. El historiador, esta funcionando sobre una plataforma de InSQL, la cual almacena y pone a disposición toda la historia continua de las variables monitoreadas en campo, para que esta pueda ser consultada por aplicaciones, clientes o servidores externos.
Figura 5. Arquitectura de servidores en SCADA y sus aplicaciones clientes.
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En la arquitectura de servidores actual implementada en el Sistema SCADA, un servidor con una base de datos de PI consulta datos al servidor donde radica la base de datos del InSQL. A su vez, el servidor de PI alimenta de información a las propias aplicaciones del Sistema SCADA, las cuales son utilizadas por los usuarios en las diferentes áreas operativas. La interfaz entre el servidor con la base de datos de InSQL y el servidor de PI que está siendo utilizada, fue desarrollada específicamente para que el Servidor de PI pudiera almacenar historia de forma continua. La interfaz está basada en una conexión de base de datos ODBC en la que se ejecutan consultas en SQL al servidor con la base de datos InSQL. La conexión de base de datos por ODBC cumple con el requerimiento de permitir el acceso a la información de forma continua, sin embargo, durante su utilización también se observaron algunas desventajas relacionadas principalmente con el consumo de recursos en el servidor que aloja la base de datos de InSQL al realizar las consultas en SQL y por otro lado, el congelamiento
de tiempo indefinido ocasional de las sesiones de consulta que el servidor de PI ejecuta sobre la base de datos de InSQL. La interfaz entre el servidor con la base de datos de InSQL y el servidor con la base de datos de PI consta de siete interfaces o fuentes de datos en una conexión ODBC, las cuales ejecutan consultas a la base de datos del InSQL durante ciclos de interrogación constantes, y de esta forma actualizar los datos que se tienen en el servidor de PI. Seis de las interfaces en el PI se ejecutan cada 10 minutos y actualizan un intervalo de 10 minutos de historia en la base de datos del PI, Figura 6. La interfaz restante consulta hacia una base de datos SQL en tiempo real y se actualiza cada 30 segundos. El motivo por la que se tienen configuradas varias interfaces, es que se secciona el universo total de tag´s en la base de datos en 7 grupos de tal forma que al desfasar el tiempo de ejecución de cada una de estas se minoriza el consumo de recursos tanto al servidor PI como al servidor con la base de datos de InSQL.
Figura 6. Tabla de interfaces utilizadas en servidor de PI.
El desfasamiento del tiempo de ejecución de cada una de las interfaces, representa un tiempo de actualización de datos considerable para el usuario, debido a que tiene que esperar a que la interfaz en general actualice la información de los últimos 10 minutos. Una vez que se cumple con el tiempo de poleo, el usuario observa que se rellena la historia para el último periodo de consulta. Este tiempo de actualización puede ser poco conveniente al estar monitoreando condiciones de proceso en las que se requiera el dato lo mas actualizado posible. Solución y procedimiento de análisis o descripción de equipos o procesos Primer proceso de adquisición de datos.- De acuerdo a lo expuesto en el punto anterior, la posibilidad de disminuir el tiempo de actualización de datos depende directamente del tipo de alimentación eléctrica local en campo con el que cuenten los equipos correspondientes de medición y transmisión de la información. Para el caso de un sistema de alimentación eléctrica basado en paneles solares y un arreglo de baterías la problemática principal es el horario limitado de radiación que se presenta durante el día, no permitiendo ejecutar preguntas de actualización de datos con una mayor frecuencia. Una de las propuestas como alternativa a un sistema de
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alimentación empleando paneles solares es el de utilizar alimentación eléctrica generada por un termo generador. El termo generador es un dispositivo que convierte energía calorífica (diferencias de temperatura) en energía eléctrica, Figura 7.
Figura 7. Dispositivo termo generador.
El voltaje requerido para alimentar la UTR al igual que los computadores de flujo es de 24 VCD, para el caso del radio remoto se requieren 12 VCD. Estas necesidades de energía eléctrica pueden ser cubiertas perfectamente también por un termo generador, cuyo principio de operación es el siguiente: Dentro del dispositivo se incluye una toma de gas, la cual es conectada directamente al proceso. El gas se emplea para generar un proceso de combustión en una mecha que a su vez calienta una termo pila interna. Esta termo pila genera una diferencia de potencial en sus terminales que es directamente proporcional a la temperatura aplicada sobre la misma. La ventaja mas importante de contar con un sistema de alimentación basado en un termo generador, es que mientras el gas que éste requiere para funcionar se proporcione continuamente, suministrará el
voltaje necesario las 24 hrs sin interrupción. Al tener una fuente de alimentación con capacidad de proporcionar energía de forma continua sin descargarse, permite que los servidores de adquisición de datos en CCP ejecuten las consultas a la UTR en un intervalo de tiempo mas corto. Lo anterior resulta en una actualización de los datos más rápida, minimizando el tiempo de actualización que el usuario observa en las aplicaciones de monitoreo. Es importante mencionar, que para que el termo generador opere correctamente, se tiene que garantizar el suministro de gas permanentemente, de tal forma que la combustión interna necesaria para la conversión de energía se lleve acabo las 24 hrs del día, y de esta forma alimentar el equipo electrónico ubicado en la instalación. La diferencia substancial de costo entre los dos tipos de sistemas lleva a considerar la alimentación
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eléctrica por termo generador, solamente en instalaciones estratégicas en las que es prioritaria una confiabilidad superior en el suministro de energía y que también se requiere un tiempo de actualización del dato mas corto en CCP. Otra opción de sistemas de alimentación en las estaciones remotas, es la implementación del suministro de energía eléctrica a través de la infraestructura de CFE, Figura 8. El uso de esta alternativa permite el suministro prácticamente constante de la energía eléctrica requerida por los equipos e instrumentos en la instalación.
Figura 8. Instalación con suministro de energía de CFE.
Al realizar el conexionado hacia la UTR, es necesario incluir un convertidor de 120 VCA a 24 VCD que alimente directamente a la UTR, así como la implantación de un circuito de protección. Hasta la fecha, en un 10% de las estaciones remotas se tiene implementado el suministro de energía por parte de CFE. Esto permite que los servidores de adquisición de datos en CCP, ejecuten la pregunta por la información guardada en las UTR´s en un tiempo reducido, teniendo la última variación en la base de datos prácticamente en tiempo real. El suministro de energía por CFE es más confiable, además de representar costos bajos en las conexiones
hacia la UTR. Conforme se expande la infraestructura de las líneas de transmisión de alto voltaje de CFE hacia las áreas geográficas en donde PEMEX ubica sus instalaciones, será posible la implementación de este sistema de alimentación. Segundo proceso de adquisición de datos.- En el inciso anterior se describió el uso de seis interfaces que ejecuta el servidor de PI para consultar los datos históricos al servidor que tiene la base de datos de InSQL. También se explicó que estas interfaces tienen un tiempo de ejecución de 10 minutos, antes de que
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puedan almacenar la historia para cada uno de los tag´s en este lapso de tiempo. Una de las alternativas es utilizar el protocolo de comunicación cliente-servidor de OPC. El OPC es un estándar de comunicación en el campo de control y supervisión de procesos. Este estándar permite que diferentes fuentes envíen datos a un mismo Cliente OPC, al que a su vez podrán conectarse diferentes programas compatibles con dicho estándar. De este modo se elimina la necesidad de que todos los programas cuenten con controladores para dialogar con múltiples fuentes de datos, basta que tenga un controlador OPC. El estándar OPC consta de varias especificaciones que permiten la obtención y envío de datos en tiempo real, datos históricos, alarmas y eventos desde o hacia una fuente de información. c) Discusión e interpretación de datos y resultados Como se ha explicado a lo largo de los dos incisos anteriores, se encuentran dos procesos de adquisición de datos en las que existen periodos de actualización de la información. El primero de ellos se encuentra en los tipos de alimentación que se implementaron en las instalaciones. Con el objeto de evitar cortes en la comunicación de las UTR´s debido a la falta de corriente ocasional, proporcionada por los paneles debido a factores externos, tales como la condición del clima, se optó por implementar un sistema basado en un termo generador en instalaciones estratégicas, así como utilizar energía de la red de CFE en áreas geográficas en donde existe la infraestructura necesaria. Para las instalaciones con termo generador y CFE, fue posible disminuir el tiempo de las clases de poleo para el protocolo DNP que se configuran en los servidores de adquisición de datos en un 66% , permitiendo tener las últimas variaciones en un intervalo de tiempo mas
corto en las aplicaciones de monitoreo que utilizan los usuarios operativos. Por otro lado, se incrementa la confiabilidad de comunicación de las UTR´s, debido a que dichos sistemas de alimentación dependen de factores externos más controlables y predecibles. En el segundo proceso de adquisición de datos en el que se ubica un tiempo de actualización de datos, es entre la comunicación de servidores, la implementación de un programa servidor de OPC, el cual realizaría la función de consultar en tiempo real los datos al servidor donde está la base de datos de InSQL. Para el caso de la Arquitectura del sistema SCADA del Activo Integral Burgos, el servidor que contiene la base de datos de InSQL representa la fuente de información a la cual el servidor de PI se tiene que conectar para adquirir los datos. La propuesta que se evalúa consiste en instalar un servidor OPC en el servidor de PI que realice la adquisición de datos al servidor con la base de datos de InSQL, Figura 9.
Figura 9. Instalación de un servidor OPC para la adquisición de datos.
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Las ventajas que se tienen al utilizar un servidor OPC es que tiene la capacidad de adquirir los datos hasta prácticamente en tiempo real (orden de milisegundos) para todos los tag´s dados de alta en la base de datos de InSQL, esto disminuye significativamente el tiempo de actualización de datos que el usuario operativo aprecia en las aplicaciones de monitoreo. Otra ve ntaja radica en el hecho de que al ser un protocolo abierto, mas clientes con la capacidad de leer OPC pueden consultar la información al servidor con la base de datos de InSQL a través del servidor OPC y de esta forma incrementar el número de aplicaciones de monitoreo disponibles para el usuario operativo. Otra de las opciones que se tienen al utilizar un servidor OPC, es que se pueden realizar consultas históricas a la base de datos de InSQL (OPC HDA), algo similar a una consulta con SQL utilizando una conexión ODBC. Esta opción puede ser utilizada para casos en los que, por alguna razón, la comunicación entre servidores se pierde por un tiempo indefinido y que cuando esta comunicación se reestablece es necesario recuperar los datos que no fueron adquiridos y guardados en el servidor de PI. En pruebas preliminares que se han realizado en CCP, se observa que el rendimiento de ambos servidores (servidor con base de datos de InSQL y servidor de PI) no se ve afectado en gran medida al consultar por toda la base de datos de los tag´s, lo cual es una ventaja con respecto a las consultas SQL históricas de 10 minutos que se están ejecutando hasta ahora. Actualmente se está analizando el aspecto de costo – beneficio de instalar un servidor OPC que interprete el controlador de comunicación del software propietario “Historian Wonderware InSQL”. Una vez que se tienen los datos disponibles en un servidor OPC, es posible consultarlos con cualquier cliente OPC, en este caso será un cliente OPC en el servidor de PI.
Conclusiones De acuerdo con la arquitectura actual del sistema SCADA del Activo integral Burgos, existen dos procesos de adquisición de datos en los que se tiene un tiempo de actualización, el primero de ellos se presenta en la comunicación entre las UTR´s en campo y los servidores de adquisición de datos en CCP. Se explicó cómo el tiempo de pregunta hacia las UTR´s depende directamente del tipo de alimentación entre otros factores. Se propone la utilización de un sistema de alimentación basado en un termo generador, el cual de acuerdo a su principio de funcionamiento entrega una confiabilidad mayor al de un sistema que utiliza paneles solares. Otra opción que se expuso en este trabajo, es el de alimentar al equipo electrónica en la instalación con energía eléctrica de CFE, la cual es confiable en cuanto a su disponibilidad. Cabe mencionar que actualmente, las instalaciones que utilizan el sistema con paneles solares tienen buena eficiencia de comunicación, con la única cuestión de que el tiempo de pregunta es mas espaciado que el de una estación con termo generador o CFE. Por otro lado, se tiene un tiempo de actualización de información en la comunicación entre el servidor de
PI y un servidor que almacena la base de datos de InSQL, en la cual se almacenan todas las variaciones históricas. Se propone la instalación de un software que funcione como servidor de datos OPC, para sustituir las consultas actuales que se realizan por ODBC. De acuerdo a la filosofía de operación del protocolo ODBC, la adquisición de datos hacia el servidor fuente será un proceso substancialmente más rápido en la adquisición de las variaciones, además de representar una carga menor en el rendimiento de ambos servidores. El monitoreo en tiempo real de las instalaciones a través del Sistema SCADA, permite hacer frente al crecimiento del activo en materia de supervisión de las condiciones de operación de las instalaciones de producción, atenuando el efecto de la necesidad de incrementar el recurso humano y material necesario para el desarrollo de estas actividades. Por otra parte, la disponibilidad de información en tiempo real de un mayor número de instalaciones geográficamente dispersas a lo largo del Activo Integral Burgos, facilita la toma de decisiones oportunas en todos los niveles de la organización.
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Referencias Taller de Diagnóstico y Planeación del SCADA del Activo Integral Burgos. Contrato de la implantación del Sistema SCADA en puntos estratégicos del Activo de Producción Burgos. Contrato del suministro, instalación, pruebas, puesta en operación de sistemas de conversión de energía a base de termo generadores para alimentación de equipos en instalaciones del Sistema SCADA del A.I.B. Contrato del suministro, instalación y acondicionamiento de sistemas de alimentación de energía del Sistema SCADA del Activo Integral Burgos. Curso proporcionado por la compañía Invensys. Titulo: “Sistema de adquisición de datos y control supervisorio Modelo P6009”. OPC Standard Foundation. Página en internet: http://www.opcfoundation.org/
Currículum vitae Ing. José Vasquez Mascorro Estudió en el Instituto Tecnológico de Saltillo, la carrera de Ingeniero en Electrónica con especialidad en sistemas digitales. Miembro de la Asociacion de Ingenieros Petroleros de Mexico desde octubre del 2004. Participacion en las Jornadas Tecnicas de la AIPM en los años del 2005 al 2009 de la Delegacion Reynosa, en la cual destaca la participación en las Jornadas Técnicas del 2007. Inició a laborar en el Activo Integral Burgos en la Coordinación de Operación de Explotación ahora conocida como la Coordinación de Operación de Pozos e Instalaciones de Explotación en los diferentes Departamentos desde abril del 2003 a mayo del 2004 y a partir del 17 de mayo del 2004 se incorporó al Grupo SCADA y hasta la fecha se desempeña como Supervisor del Sistema SCADA.
