18 Oilfield Review

Automatización de la perforación

En aras de un mejoramiento de la calidad y la rentabilidad, muchos integrantes de

la industria manufacturera han tenido éxito con los procesos de automatización.

La industria del petróleo y el gas está tratando de hallar formas de reproducir esta

estrategia en el ámbito de la perforación de pozos. Es probable que en la automatización

de las operaciones de perforación resida la clave para la ejecución eficiente de

tareas intricadas y de alta velocidad, lo que hará que los pozos complejos se vuelvan

técnica y económicamente factibles. Cuando un proyecto de perforación involucra

un gran número de pozos perforados a través de litologías y regímenes de presión

bien documentados, los operadores pueden capitalizar la naturaleza repetitiva de

la perforación automatizada para eliminar los costos asociados con la variabilidad

del desempeño exhibida generalmente entre un pozo y otro dentro de un programa

de perforación.

Walt Aldred Cambridge, Inglaterra

Jacques BourqueMike ManneringGatwick, Inglaterra

Clinton ChapmanBertrand du CastelRandy Hansen Sugar Land, Texas, EUA

Geoff DowntonRichard HarmerStonehouse, Inglaterra

Ian FalconerHouston, Texas

Fred FlorenceNational Oilwell VarcoCedar Park, Texas

Claudio Nieto GarcíaPetróleos Mexicanos (PEMEX)Villahermosa, México

Elizabeth Godínez ZuritaVillahermosa, México

Rob StauderHelmerich & Payne, Inc.Tulsa, Oklahoma, EUA

Mario ZamoraM-I SWACOHouston, Texas

Traducción del artículo publicado en Oilfield Review Verano de 2012: 24, no. 2.Copyright © 2012 Schlumberger.Por su colaboración en la preparación de este artículo, se agradece a Jonathan Dunlop, Cambridge, Inglaterra; Jean-Paul LeCann, Roissy en-France, Francia; Eric Maidla, Houston; y José Luis Sánchez Flores, Sugar Land, Texas.Factory Drilling, PowerDrive, PowerV, ROPO y Slider son marcas de Schlumberger.FBRM es una marca registrada de Mettler-Toledo Autochem, Inc.IntelliServ es una marca registrada de National Oilwell Varco.

Desde hace mucho tiempo, los ingenieros conside-ran que el proceso de perforación se compone de arte y ciencia en proporciones casi equivalentes. Hoy, conforme las operaciones de perforación autónomas controladas por computadora —auto-matización de la perforación— se acercan a la realidad, la visión de los ingenieros se está incli-nando decididamente hacia la ciencia. El objetivo fundamental de la automatización de la perforación es proporcionar beneficios financieros al operador. La automatización de la perforación intenta lograr este objetivo a través de la introducción de mejo-ras en los procesos, la optimización de las veloci-dades de penetración (ROPs), la consistencia de la calidad de los pozos y del desempeño de la per-foración, todo lo cual permite que los operadores alcancen sus metas en el menor tiempo posible. La conjunción de la automatización del piso de perforación y del fondo del pozo también pro-mete mejorar la protección ambiental y la salud y la seguridad de los trabajadores, y a la vez ayuda a los operadores a explotar económicamente las reservas a las que no es posible acceder con las tecnologías actuales. Conforme un gran número de especialistas de la industria de exploración y

producción se prepara para jubilarse, la automa-tización puede ofrecer un camino para codificar las mejores prácticas y los conocimientos y de ese modo preservar la capacidad técnica.

En la línea de montaje de los sistemas de manu-factura, la automatización se ha vuelto natural y en general ha adoptado la forma de robots guiados por computadoras, que ejecutan tareas repetitivas. Las máquinas no experimentan cansancio, son precisas y no padecen problemas de aburri-miento o falta de atención como sucede con sus contrapartes humanas. Además, pueden alcanzar un nivel de autonomía porque existen pocas deci-siones que tomar y poca incertidumbre o variabili-dad asociada con su ambiente y sus tareas. Éste es el concepto que subyace el enfoque Factory Drilling para el desarrollo de campos petroleros en los que debe perforarse y terminarse un gran número de pozos; respecto de los cuales las con-diciones son bien comprendidas.

La industria de perforación se ha rezagado con respecto a otras industrias en la adopción de la automatización, pero se han hecho algunos avances; las unidades de perforación de alta gama se equiparon con llaves dobles automáticas de

Volumen 24, no.2 1919

hierro de operación remota y máquinas para manipular las tuberías. No obstante, si bien la mecanización de los equipos reproduce las tareas repetitivas del equipo de perforación en el piso de perforación y remueve a los seres humanos de los ambientes potencialmente peligrosos, no es lo mismo que la automatización de la perforación. Un proceso de perforación automatizado propor-ciona a los operadores una forma de acceder a los yacimientos con costos más bajos, a la vez que supera el desempeño de las operaciones manua-les de manera segura y sistemática.

La automatización del proceso de perforación requiere un sistema que tenga la capacidad para abor-dar ambientes cambiantes e inciertos. Alimentados directamente con datos de fondo de pozo y de super-ficie, estos sistemas deben reaccionar ante los cam-bios, tales como los cambios litológicos, de una manera que mantenga el desempeño óptimo, incre-

mentando de ese modo el tiempo de funcionamiento y la eficiencia. La reducción del personal del piso de perforación y la capacidad del sistema para ejecutar ciertas tareas en forma remota serían simplemente subproductos de este esfuerzo, no objetivos.1 En la práctica, es más probable que los sistemas auto-matizados apalanquen, en vez de descartar, el conocimiento y la experiencia del personal del equipo de perforación.

La cultura de perforación es parte de la causa del rezago de la industria de exploración y produc-ción en lo que respecta a la adopción del proceso de automatización. El personal de perforación a menudo toma las decisiones operacionales sobre la base de su experiencia general y del conocimiento de la geología local y las condiciones de perforación. En consecuencia, muchos desconfían de los siste-mas que parecen una amenaza para sus habilida-des o requieren que releguen parte del control de

1. Pink T, Bruce A, Kverneland H y Applewhite B: “Building an Automated Drilling System Where Surface Machines Are Controlled by Downhole and Surface Data to Optimize the Well Construction Process,” artículo IADC/SPE 150973, presentado en la Conferencia y Exhibición de Perforación de las IADC/SPE, San Diego, California, EUA, 6 al 8 de marzo de 2012.

2. El límite técnico es el mejor desempeño de perforación posible para un conjunto de parámetros dado. Se trata de un estándar ideal, que requiere un conjunto perfecto de condiciones, herramientas y personas.

la operación de perforación, o que alejan los lími-tes técnicos de las prácticas de perforación tradi-cionalmente conservadoras.2 Desde el punto de vista organizacional, los componentes principa-les de un sistema automatizado exigen una cola-boración estrecha a través de largos períodos de tiempo, pero los sistemas utilizados en el proceso de perforación a menudo son propiedad de varias compañías y pueden tener diferentes impulsores, lo que dificulta la colaboración automatizada.

Volumen 24, no.2

20 Oilfield Review

El desafío actual de crear un sistema de per-foración automatizado que sea capaz de perforar un pozo o una sección en forma autónoma radica en las numerosas incertidumbres asociadas con cavar un pozo profundo en la Tierra. En las indus-trias manufactureras, la presencia de eventos alarmantes durante el proceso constituye la excepción, en tanto que en perforación, constitu-yen la regla. Las presiones de fondo de pozo, las temperaturas y las características de las rocas a menudo cambian rápidamente a medida que la barrena avanza hacia la profundidad final (TD). Por consiguiente, es difícil reproducir la res-puesta de un perforador experimentado frente a cualquiera de los muchos escenarios posibles.

La automatización del proceso de perforación depende no sólo de la disponibilidad y la intero-perabilidad de maquinarias controladas por com-putadora, sino del manejo de la información: la recolección de la información correcta en el momento correcto y su acople con la experiencia necesaria para tomar decisiones óptimas. La indus-tria utiliza programas de computación que asisten a los perforadores en la toma de decisiones en el piso de perforación desde hace mucho tiempo. Estos sistemas requieren la intervención humana para interpretar los datos y llevar a cabo las acciones adecuadas y al mismo tiempo proporcio-nan los lineamientos de perforación en vez de automatización.

Un proceso de perforación automatizado requiere un enfoque de tipo ingeniería de siste-mas; un circuito que integre los datos de fondo de pozo y de superficie en tiempo real con los mode-los previos a la perforación. Ajustándose a los cambios de condiciones, este sistema modifica las configuraciones operacionales, tales como las velocidades de bombeo, la carga en el gancho y la velocidad de rotación.3 Además, un sistema auto-matizado actualiza el modelo utilizando datos en tiempo real, simulando esencialmente las deci-siones de un perforador experimentado que se adapta a los resultados de pronósticos imperfectos. El nivel de integración entre los sistemas de superficie y de fondo de pozo varía considerable-mente y es limitado por la disponibilidad de sen-sores cerca de la barrena y a lo largo de la sarta de perforación, y por el ancho de banda para enviar las mediciones y los comandos hacia y desde el fondo del pozo. Esto significa que es pro-bable que el carácter del proceso de automatiza-ción de la perforación varíe entre un pozo y otro. No obstante, los resultados indican que los datos de frecuencias más altas obtenidos con más sen-sores mejoran la capacidad del operador para perforar hasta el límite técnico.

El trayecto hacia la automatización de la perfora-ción puede ser descripto en términos de tres niveles. El primer nivel es un sistema que ofrece una guía para los perforadores, el segundo toma las deci-

siones con la aprobación del perforador y el ter-cero se desplaza hacia un sistema autónomo en el que el perforador —que puede estar ubicado fuera del sitio— actúa como el monitor, para intervenir sólo cuando es requerido (abajo a la izquierda).

La industria de perforación ha dado pasos vacilantes hacia la automatización. Construida y probada alrededor de 1980, la Máquina Nacional de Perforación Automatizada fue un primer intento de construcción de un equipo de perfora-ción automatizado.4 Dado que los fabricantes no pudieron superar la falla de los sensores frágiles en un ambiente de perforación, la máquina nunca se comercializó. En la década de 1990, se cons-truyeron muchos equipos de perforación con equipos mecanizados de manipulación de tube-rías, y los ingenieros desarrollaron un control de circuito cerrado, utilizando los datos recabados durante la perforación para ajustar los sistemas de perforación rotativa direccional.

Sólo recientemente, bajo el impulso de los operadores noruegos y los organismos regulado-res que se ocupan de la salud y la seguridad, la industria realizó un esfuerzo sostenido hacia la automatización de la perforación. En el año 2007, la SPE creó una sección técnica dedicada a la automatización de los sistemas de perforación; quienes participan de la sección están traba-jando para lograr la automatización en todas las áreas, incluidas las de terminación y producción de pozos. Este artículo examina el estado de esas gestiones en curso destinadas a que la industria tenga acceso a un nivel de automatización de las operaciones de perforación como camino hacia la ejecución de operaciones de perforación más efi-cientes, más seguras y de mejor calidad en el futuro. Algunos casos de estudio de México y EUA ilus-tran diversas aplicaciones del proceso de auto-matización de la perforación.

Control del frenoHistóricamente, a modo de imitación de las ope-raciones de perforación manual, la perforación automatizada se ha centrado en el uso del freno del cable de perforación para controlar el peso sobre la barrena (WOB). Los perforadores auto-máticos, que imitan a los operadores humanos mediante la utilización de controles neumáticos para mantener un WOB constante o una ROP constante, han superado sistemáticamente el desempeño de los seres humanos cuando las con-diciones de perforación —geología, presiones y temperaturas de las formaciones— son bien conocidas y varían gradualmente, pero su desem-peño ha sido pobre ante el cambio abrupto de estas condiciones.5

> El trayecto hacia la automatización. Los sistemas y las industrias pasan de los sistemas de control manual a los sistemas de control automatizados en forma predecible. Inicialmente, en el primer nivel (extremo inferior), los sistemas ejecutan una función limitada de análisis y asesoramiento y sugieren un curso de acción óptimo para que siga el operador humano. En el segundo nivel (centro), el sistema automatizado semiautónomo escoge la acción y la ejecuta, pero sólo después de recibir la aprobación del perforador. En el tercer nivel (extremo superior), el sistema automatizado es autónomo e informa al perforador acerca de sus acciones a medida que las realiza.

Decide todo y actúa en forma autónoma.

Ejecuta una acción automáticamente e informa al perforador sólo si realizauna acción.

Ejecuta una acción automáticamente e informa al perforador sólo si se le solicita.

Niv

el 3

10.

9.

8.

Ejecuta una acción automáticamente, luego informa necesariamente al perforador.

Concede al perforador un tiempo limitado para vetar una acción antes de la ejecución de la automatización.

Selecciona y ejecuta una sugerencia si el perforador lo aprueba.

Niv

el 2

7.

6.

5.

Sugiere un solo curso de acción.

Ofrece una serie de alternativas y estrecha la selección.

Ofrece un conjunto completo de alternativas de decisión y acción.

No ofrece asistencia. El perforador debe tomar todas las decisiones y adoptar medidas.

Niv

el 1

4.

3.

2.

1.

Volumen 24, no.2 21

La introducción de los frenos de disco dio ori-gen a los perforadores automáticos electrónicos que utilizaban algoritmos de control por compu-tadora para mantener un WOB constante o una ROP constante.6 Las mejoras introducidas en los perforadores automáticos llevaron a los ingenie-ros a desarrollar programas de computación cada vez más complejos que simplificaban el control y ajustaban los parámetros de perforación en res-puesta a los cambios de las características de la

formación a medida que la barrena continuaba perforando (arriba).

Los perforadores automáticos se encuentran en el segundo nivel del proceso de automatización porque dependen de la aprobación del perforador. Aunque dependiente de la automatización y la mecanización del equipo de perforación, la auto-matización de la perforación procura basarse en esos sistemas a través de la integración de la máquina de perforación con los sistemas y las

mediciones de fondo de pozo. Los objetivos son mejorar y reducir el costo del acceso a los yaci-mientos y superar el desempeño de las operacio-nes manuales de manera segura y consistente.

La automatización del proceso de perforación es compleja. Los ingenieros de Schlumberger segmentaron el proceso en módulos manejables que pueden ser utilizados en forma indepen-diente o combinada para ofrecer finalmente un sistema inteligente capaz de perforar un tramo

3. El perforador ajusta la posición del aparejo para mantener el peso sobre la barrena dentro de un rango deseado. El peso sobre la barrena se calcula como la diferencia entre la carga medida en el gancho, que es una medida de la cantidad de tubería suspendida debajo del aparejo, y una referencia que se toma midiendo la carga en el gancho cuando se está fuera del fondo.

> Perforadores automáticos modernos. En tanto que el peso sobre la barrena (WOB) era el único parámetro considerado por los primeros perforadores automáticos como dato de entrada para controlar el proceso de perforación, los perforadores automáticos posteriores utilizaban múltiples parámetros. En este ejemplo de la salida de un perforador automático de múltiples parámetros, la barra horizontal multicolor que se encuentra en el extremo superior indica, mediante el color, qué parámetro está controlando el freno en ese punto. Las curvas sólidas del extremo inferior representan los datos de los parámetros y las líneas de guiones son los puntos de ajuste de los parámetros. La línea negra horizontal que atraviesa la parte central de la gráfica muestra el estado del perforador automático. Cuando la línea se encuentra en el valor bajo, el perforador automático está desconectado; el valor más alto significa que se encuentra en funcionamiento. A medida que se perfora la sección de 27 m (90 pies) de largo a través una formación bastante homogénea, la función ROP (rojo) controla cuándo el perforador automático se pone en funcionamiento y la barrena se encuentra sobre el fondo. Cuando la ROP alcanza su punto de ajuste, el WOB y el torque (azul oscuro y verde, respectivamente) se incrementan conforme la barrena llega automáticamente al fondo. El torque toma el control a medida que la ROP y el WOB se nivelan. Cuando el torque se reconoce como el factor limitador, el perforador automático eleva el límite del torque y la perforación continúa con ΔP (azul claro) —la presión del tubo vertical cuando se perfora con un motor para circular el lodo menos la presión de perforación del tubo vertical justo en el momento en que se deja el fondo— a través de la mayor parte de la sección, si bien la ROP experi- menta un breve control intermitente a lo largo de todo el período de control de la presión ΔP primaria. Hacia el final de la sección, el WOB asume el control cuando la barrena encuentra roca más dura. (Adaptado de Florence et al, referencia 5.)

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Torque

WOB

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4. de Wardt JP y Rogers J: “Drilling Systems Automation—A Technology that Is at a Tipping Point,” artículo IPTC 14717, presentado en la Conferencia Internacional de Tecnología Petrolera, Bangkok, Tailandia, 7 al 9 de febrero de 2012.

5. Florence F, Porche M, Thomas R y Fox R: “Multiparameter Autodrilling Capabilities Provide Drilling/Economic Benefits,” artículo SPE/IADC 119965, presentado en la

Conferencia y Exhibición de Perforación de las IADC/SPE, Ámsterdam, 17 al 19 de marzo de 2009.

6. Para obtener más información sobre los perforadores automáticos, consulte: Aldred W, Belaskie J, Isangulov R, Crockett B, Edmondson B, Florence F y Srinivasan S: “Una nueva forma de perforar,” Oilfield Review 17, no. 1 (Verano de 2005): 48–55.

22 Oilfield Review

de pozo en forma autónoma. Los módulos son los siguientes:•integracióndelequipodeperforaciónylossis-

temas de fondo de pozo•optimizacióndelaROP C detección y mitigación de eventos anormales C monitoreo y mitigación de impactos y

vibraciones•direccionamientodelpozo•integridaddelpozo•manejodelasecuenciaoperacional.

La integración de los módulos de automatiza-ción, que utilizan información de fondo de pozo y de superficie, con el sistema de control del equipo de perforación requiere que los perforadores

intercambien su rol supremo de supervisores por el de un componente crítico de un proceso. El sis-tema integrado debe ser diseñado de manera que el perforador interactúe con éste intuitivamente y esté en condiciones de tomar el control del equipo de perforación en cualquier momento. Para eso, el perforador debe comprender qué está haciendo el sistema de automatización a medida que aborda sus numerosas tareas y debe anticipar qué hará a continuación. Por consi-guiente, contrariamente a los preconceptos comu-nes en la industria, la intervención humana en las operaciones de perforación puede incremen-tarse en lugar de reducirse como resultado de la automatización.

Más rápido Los ingenieros están aplicando estos algoritmos de control por computadora a los distintos aspec-tos del proceso de perforación; los algoritmos corresponden a cada uno de los niveles del tra-yecto hacia la automatización completa. La mayo-ría de los programas basados en estos algoritmos actúan en calidad de asesores y requieren la inter-vención humana para iniciar una acción. Otros son sistemas autónomos o casi autónomos, que ejecu-tan acciones sin pedir permiso al perforador o noti-ficarlo y pueden describirse mejor como poseedores de una autonomía supervisada. Uno de esos algorit-mos ayuda a optimizar la ROP y ha sido utilizado en programas que cuentan con ambas capacidades: de asesoramiento y de control absoluto.

La optimización de la ROP automatizada se basa en el hecho de que mientras la barrena se encuentra en el fondo, el perforador sólo puede controlar tres cosas: el WOB, la velocidad de rota-ción de la sarta de perforación en revoluciones por minuto (rpm) y la tasa de flujo del lodo. Por consi-guiente, es posible crear un sistema automatizado de optimización de la ROP en el que los puntos de ajuste del WOB y las rpm se cargan directamente en los controles del equipo de perforación.7 A par-tir de esta idea, los ingenieros de Schlumberger desarrollaron el módulo de optimización de la velocidad de penetración ROPO.

El algoritmo ROPO se basa en un modelo de la interacción entre una barrena de PDC y la forma-ción, y en una técnica de procesamiento de datos que detecta los cambios producidos en la res-puesta de la barrena. El modelo de la barrena de PDC asume que la interacción entre la barrena y la formación se divide en tres fases lineales basadas en la profundidad del corte (izquierda). Durante la primera fase, en la que la barrena recién comienza a girar en el fondo y antes de alcanzar la profundidad crítica, el incremento del WOB produce poco incremento de la profun-didad del corte y, en consecuencia, una ROP baja. Durante la segunda fase, el mayor WOB genera un aumento de la profundidad del corte. La fase tres comienza cuando esta eficiencia mejorada condujo al punto precursor (founder point); el momento en el cual el sistema de fluido ya no puede limpiar correctamente la cara de la barrena y la eficiencia de corte se reduce.8

> Algoritmo para la ROP automatizada. La profundidad del corte por revolución se estima dividiendo la ROP por las rpm, de manera que los datos de perforación pueden ser representados gráficamente en tiempo real en tres dimensiones de WOB, torque de la barrena y profundidad del corte. El WOB puede describirse como la suma de dos componentes: la fricción y el corte. La respuesta de perforación de una barrena de PDC se modela como tres regímenes de operación diferentes. Durante la primera fase (azul), los componentes de fricción y corte se incrementan en ambos casos mientras el WOB se mantiene bajo ya que la interacción es dominada por la fricción en las superficies planas de desgaste de los cortadores de la barrena. El segundo régimen (tostado) comienza cuando el WOB sobrepasa el punto crítico y la fricción es óptima; por consiguiente, el incremento del WOB se traduce en una acción de corte puro. El tercer régimen (verde) tiene lugar cuando la barrena pasa el punto precursor en que los cortes se incrementan alrededor de la barrena, lo que disminuye la eficiencia de corte. Si la barrena penetra una formación nueva, las respuestas cambiarán abruptamente y los puntos de medición caerán en líneas nuevas.

Prof

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Torque de la barrena

Peso sobre la barrena

Punto precursor

Profundidadcrítica

Volumen 24, no.2 23

El modulo ROPO caracteriza la respuesta de la barrena en tiempo real y determina valores óptimos de rpm y WOB —dentro de un conjunto de límites complejos que abarca el WOB, el esfuerzo de torsión (torque), las rpm de superfi-cie, la ROP y los límites del motor— para lograr la ROP máxima.9

En 150 000 m [492 000 pies] perforados a tra-vés de una variedad de ambientes, los pozos per-forados en el modo de asesoramiento ROPO mostraron un mejoramiento promedio de la ROP del 32%, respecto de la ROP de los pozos vecinos perforados manualmente o con un sistema de perforador automático (arriba). Cuando se uti-lizó el algoritmo ROPO en modo de automatiza-ción en circuito cerrado, o modo de control, durante el cual envió comandos directamente al sistema de control del equipo de perforación, las mejoras de la ROP fueron aún mayores y los pozos en modo de control experimentaron un incremento de la ROP del 53,1% respecto de la ROP de los pozos perfora-dos en modo de asesoramiento.10

Para los operadores involucrados en proyectos de múltiples pozos, ahorrar tiempo de equipo de perforación sistemáticamente sin sacrificar la calidad del pozo, constituye un gran incentivo para

mejorar la ROP. En la cuenca de Burgos de México, PEMEX proyectó perforar 400 pozos, muchos de los cuales se encuentran en el campo Comitas donde la litología es bien conocida. Los puntos que presentaban problemas de perforación correspon-dían a una sección de 81/2 pulgadas mayormente a través de lutita y una sección de 61/8 pulgadas que se caracteriza por la presencia de formaciones interestratificadas de lutita y arenisca.

En sus evaluaciones de los numerosos pozos ya perforados en el campo Comitas, los ingenie-ros observaron que la ROP promediaba 23 m/h [75 pies/h] en la sección de 81/2 pulgadas y 16,15 m/h [52,98 pies/h] en la sección de 61/8 pulgadas. Ambas velocidades se encuentran bien por debajo del límite técnico. Los ingenieros determinaron que la reducción del tiempo de perforación mediante el incremento de la ROP representaba

una oportunidad singular para mejorar la econo-mía del proyecto.

Primero, seleccionaron los pozos que parecían ser buenos candidatos para las aplicaciones ROPO y luego recopilaron datos de pozos vecinos relevantes. A continuación, los pozos fueron perforados en modo ROPO y los resultados se evaluaron en fun-ción de los resultados de los pozos vecinos. Se efec-tuaron dos comparaciones con los resultados de los pozos vecinos: la ROP rotativa y la ROP total para la sección. Cuando se utilizó el algoritmo ROPO en la sección de 81/2 pulgadas, la ROP rotativa se incre-mentó hasta alcanzar 55,40 m/h [181,8 pies/h]. En la sección de 61/8 pulgadas, la utilización del algo-ritmo ROPO incrementó la ROP promedio hasta 25,2 m/h [82,6 pies/h]. Los ahorros de tiempo en las secciones de 81/2 pulgadas y 61/8 pulgadas fue-ron del 37% y el 39%, respectivamente.

> Ventaja del algoritmo ROPO. Cuando se perforaron ocho pozos desde la misma localización de múltiples pozos, los cuatro que utilizaron el módulo ROPO (azul) mostraron velocidades de perforación significativamente más altas en la sección tangente final que los perforados en forma convencional (rojo). Además, cada uno de los pozos que utilizaron la técnica ROPO exhibió resultados consistentes de tiempo de perforación. El tiempo requerido para perforar la sección en los pozos perforados sin la técnica ROPO osciló entre 6,8 y 8,3 días. En los pozos perforados con el método ROPO, el tiempo requerido para perforar una sección varió entre 5,3 y 5,8 días. (Adaptado de Chapman et al, referencia 10.)

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Tiempo, días0 1 2 3 4 5 6 7 8

Perforado convencionalmente

Perforado con la ROP automatizada

7. Dunlop J, Isangulov R, Aldred WD, Arismendi Sánchez H, Sánchez Flores JL, Alarcón Herdoiza J, Belaskie J y Luppens JC: “Increased Rate of Penetration Through Automation,” artículo SPE/IADC 139897, presentado en la Conferencia y Exhibición de Perforación de las IADC/SPE, Ámsterdam, 1º al 3 de marzo de 2011.

8. Detournay E, Richard T y Shepherd M: “Drilling Response of Drag Bits: Theory and Experiment,” International Journal of Rock Mechanics and Mining Sciences 45, no. 8 (Diciembre de 2008): 1347–1360.

9. Si bien los valores de rpm y WOB son fijados por el sistema, también pueden limitar el sistema. Por ejemplo, el diseño de una barrena de PDC puede incluir el WOB máximo permitido o recomendaciones de las rpm para prevenir el daño de la barrena.

10. Chapman CD, Sánchez Flores JL, De León Pérez R y Yu H: “Automated Closed-Loop Drilling with ROP Optimization Algorithm Significantly Reduces Drilling Time and Improves Downhole Tool Reliability,” artículo IADC/SPE 151736, presentado en la Conferencia y Exhibición de Perforación de las IADC/SPE, San Diego, California, 6 al 8 de marzo de 2012.

24 Oilfield Review

Más suaveEn los pozos de alto ángulo, en especial los pozos de alcance extendido con objetivos que pueden tener un desplazamiento horizontal de varias millas desde la localización en la superficie, algu-nos ingenieros consideran a la ROP alta como un objetivo secundario respecto de la precisión de la trayectoria del pozo. Para planificar una trayecto-ria exacta, el perforador direccional debe emplazar el pozo en tres dimensiones y ejecutar detencio-nes y giros con precisión. El objetivo es una tra-yectoria que constituya el trayecto más eficiente hacia un objetivo lejano o que mantenga el pozo dentro de rangos de profundidad a menudo estre-chos para maximizar la exposición de la formación.

En la perforación direccional, ya se han auto-matizado ciertos procesos. Para las operaciones de perforación direccional con motores de fondo de pozo con una cubierta acodada, los ingenieros de PathFinder, una compañía de Schlumberger, desa-rrollaron el sistema automatizado de control de

rotación de superficie Slider. Este sistema está diseñado para incrementar la eficiencia de perfo-ración de un motor con una cubierta acodada cuando se encuentra en modo de deslizamiento mediante la rotación repetitiva de la columna de perforación en la superficie, primero en sentido horario y luego en sentido anti-horario, sin pertur-bar la orientación del conjunto de fondo (BHA). El sistema Slider utiliza las lecturas del torque de superficie como retroalimentación para un sistema automatizado que controla el movimiento de balan-ceo de la sarta de perforación con el fin de minimi-zar la fricción por deslizamiento a lo largo de la sarta de herramientas. Al mismo tiempo, el sistema reduce la necesidad de extraer la barrena del fondo para restablecer la orientación de la herramienta.

Si utilizan motores de lodo con una cubierta acodada para cambiar la dirección del BHA, los perforadores direccionales deben detener la perfo-ración con frecuencia. Por el contrario, el sistema

de control Slider permite el cambio direccional del BHA sin detener la perforación y en consecuencia puede mejorar la ROP total, como objetivo secun-dario. Por ejemplo, cuando utilizaron el sistema Slider en la sección de incremento angular de un pozo del Condado de Wood, en Oklahoma, EUA, los ingenieros incrementaron la ROP en modo de des-lizamiento en un 118% respecto de los resultados de las operaciones manuales (arriba).

A diferencia de los motores de lodo, los siste-mas rotativos direccionales (RSSs) no involucran secciones de deslizamiento de modo que propor-cionan una ROP más alta y pozos más parejos. Además, dado que la sarta de perforación rota durante la perforación, la limpieza del pozo es más eficiente que en el modo de deslizamiento.11 Por consiguiente, el pozo puede ser perforado con una presión de bombeo más baja, lo que reduce la densidad de circulación equivalente y reduce tam-bién el peligro de fracturar la formación.12

>Mejoras notables de la ROP. Un operador utilizó el modo de perforación por deslizamiento en dos secciones de un pozo perforado en la lutita Marcellus. En la sección superior, el pozo fue perforado manualmente y exhibió una ROP promedio de 5,8 pies/h. En la sección inferior, para la que se utilizó el sistema Slider, la ROP se incrementó hasta alcanzar 16,1 pies/h (carril 1). El WOB (dorado) y la carga del gancho (púrpura) se mantuvieron esencialmente iguales a través de ambas secciones (carril 2). El sistema Slider mantuvo bajo el torque de la unidad de mando superior (azul), mediante el ajuste de la velocidad rotativa (rojo) a través de las secciones inferiores (carril 3).

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Torque de la unidad de mando superiorpies × lbf0 30 000

Sección inferior

Volumen 24, no.2 25

En la mayoría de los sistemas rotativos direccionales, la transmisión de los comandos de direccionamiento desde la superficie hasta la herramienta RSS se lleva a cabo utilizando el método de variación cronometrada con control manual en el flujo del lodo; el perforador manipula las bombas de lodo para cambiar la configuración de la herramienta. El hecho de que el comando de direccionamiento sea enviado directamente al regulador de la bomba de lodo a través de una señal digital permite que los perforadores direccionales controlen la trayectoria del pozo en forma remota.

Muchos sistemas rotativos direccionales de nuestros días están provistos de cierta autonomía. Por ejemplo, los comandos para mantener la incli-nación y el azimut, enviados desde la superficie al sistema PowerDrive RSS, obligan al BHA a conser-var un curso constante sin ninguna intervención posterior desde la superficie. El sistema de perfo-ración vertical PowerV mantiene una trayectoria vertical sin la intervención humana, mediante la detección de las fuerzas que actúan sobre el BHA y

pueden producir su desviación, y el redirecciona-miento de regreso a la posición vertical.

Este tipo de operación de direccionamiento automatizado remoto se ejecutó en la sección de 121/4 pulgadas del pozo Jacinto 1002 localizado a unos 150 km [93 mi] de distancia de Villahermosa en el sur de México. El único pozo vecino, el pozo Jacinto 1001, encontró areniscas muy duras que producían una ROP baja. En esta sección, la forma-ción está compuesta por zonas intercaladas con valores de resistencia a la compresión no confinada oscilantes entre 41 y 83 MPa [6 000 y 12 000 lpc], lo que produce vibraciones considerables del BHA y un desgaste anormal de la barrena.

Para abordar estos desafíos, los ingenieros de perforación utilizaron un sistema de perforación direccional que combinaba las herramientas RSS con una sección de potencia del motor para circu-lar el lodo. Este sistema, que proporciona más energía a la barrena, desacopla mecánicamente la barrena de la sarta de perforación, lo que amor-tigua las vibraciones por encima del motor porque

la sarta de perforación rota con menos rpm que la barrena y la herramienta RSS. Los ingenieros enviaron 21 enlaces de bajada automatizados a la herramienta RSS desde un centro de control localizado a distancia para construir la curva, manteniendo el pozo tangente con respecto a la profundidad de entubación siguiente y perfo-rando la sección de 121/4 pulgadas con una sola barrena (izquierda).13

Los ingenieros de Schlumberger están desa-rrollando un sistema automatizado de control de trayectoria que recibe los datos de levantamientos en tiempo real para caracterizar el comportamiento de un BHA en términos de direccionamiento. El sis-tema utiliza esa información de fondo de pozo en tiempo real para crear proyecciones más precisas y determinar el comando de direccionamiento adecuado a fin de mantener la herramienta de per-foración a lo largo de la trayectoria planificada. Actualmente, el sistema se utiliza en el modo de asesoramiento, pero una versión actualizada en las pruebas de campo podrá actuar en forma autónoma, emitiendo para la herramienta comandos de tipo enlace de bajada que lo conver-tirán en un sistema totalmente automatizado de control de trayectoria.14

El cambio de las características formacionales o la presencia de características formacionales inesperadas puede producir la disfunción de la barrena o del BHA, lo que requiere ajustes conti-nuos del WOB y de las rpm como respuesta. Si uti-liza mediciones de superficie, a un ingeniero le puede resultar difícil reconocer un cambio o su causa en el momento en que lo detecta. Por lo general, existe un retraso de tiempo significativo entre el momento en que se produce un evento y el momento en que el perforador lo reconoce y adopta la medida de corrección adecuada. Dado el retraso y los numerosos factores que inciden en las lecturas de superficie, no es sorprendente que un perforador tome una decisión incorrecta; que será ineficaz en el mejor de los casos y perjudicial en el peor.

Existe un nuevo arreglo automatizado con potencial para superar esta falencia. Este arreglo consta de dos elementos: sensores de fondo de pozo recién desarrollados con capacidad de mues-treo de alta frecuencia y una columna de perfora-ción cableada capaz de transmitir a la superficie los grandes volúmenes de datos resultantes. Mediante la interpretación rápida de tales volúme-nes de datos, estos sistemas automatizados alertan a los perforadores en tiempo real acerca de la pre-sencia de fenómenos amenazantes asociados con

11. Melgares H, Grace W, González F, Alric C, Palacio J y Akinniranye G: “Remote Automated Directional Drilling Through Rotary Steerable Systems,” artículo SPE/IADC 119761, presentado en la Conferencia y Exhibición de Perforación de las IADC/SPE, Ámsterdam, 17 al 19 de marzo de 2009.

12. La densidad de circulación equivalente, o ECD, es la densidad efectiva ejercida por un fluido de circulación contra la formación. La ECD se calcula como: ECD = d + P/ (0.052*D), donde d es la densidad del lodo en libras por galón (lbm/galón US), P es la caída de

>Mejoramiento de los enlaces de bajada. Los ingenieros utilizaron enlaces de bajada automatizados en el pozo Jacinto 1002 (azul) para perforar una sección de 121/4 pulgadas en 172 horas menos que las requeridas para la misma sección en el pozo vecino Jacinto 1001 (rojo). El pozo Jacinto 1002 requirió sólo una barrena con un motor para circular el lodo y un BHA provisto de un sistema RSS, a diferencia de la necesidad de disponer de cuatro barrenas experimentada en el pozo Jacinto 1001 que fue perforado con un sistema RSS controlado de manera convencional por el perforador direccional. (Adaptado de Melgares et al, referencia 11).

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Jacinto 1002

150100500

presión (lpc) producida en el espacio anular entre la profundidad D y la superficie, y D es la profundidad vertical verdadera (pies).

13. Melgares et al, referencia 11.14. Pirovolou D, Chapman CD, Chau M, Arismendi H,

Ahorukomeye M y Penaranda J: “Drilling Automation: An Automatic Trajectory Control System,” artículo SPE 143899, presentado en la Conferencia y Exhibición de Energía Digital de la SPE, The Woodlands, Texas, EUA, 19 al 21 de abril de 2011.

26 Oilfield Review

el BHA, tales como los fenómenos de atascamien-to-deslizamiento, remolino, impacto axial y rebote de la barrena.15

La columna de perforación cableada hace posible la obtención de mediciones de tempera-tura y presión anular a lo largo de la sarta de per-foración, lo que permite que los operadores monitoreen todo el pozo. Los algoritmos conden-san rápidamente estos datos y los convierten en marcas y señales de control para el sistema de automatización (arriba). Otros algoritmos clasifi-can los datos, reconocen un evento y pasan por alto al perforador para poner en marcha las medidas correctivas adecuadas si es necesario.

Mediciones automáticas de fluidosUno de los factores más importantes que inciden en el éxito de las operaciones de perforación es la capacidad del operador para mantener las pro-piedades de los fluidos de perforación dentro de un rango prescripto de valores. La automatiza-ción del dominio de los fluidos de construcción de pozos (WCF) aborda cuatro sistemas principales. Además de los fluidos, el dominio de WCF abarca los conductos de flujo, los tanques y el equipo de proceso. A su vez, estos cuatro sistemas corres-ponden a cuatro áreas: tratamiento y bombeo de fluidos, fondo del pozo, control de sólidos y manejo de residuos (próxima página, arriba).16

El surgimiento de la técnica de manejo de la presión durante la perforación (MPD), en la que los ingenieros utilizan un estrangulador para regular la contrapresión en el pozo con el fin de preservar una presión de fondo de pozo constante (BHP), ha sido esencial en el camino hacia la automatización del dominio de WCF.17 El punto de ajuste para el estrangulador se determina utili-zando un modelo hidráulico. El modelo hidráulico se construye y se actualiza en forma constante durante las operaciones de perforación, utili-zando datos suministrados por el equipo de per-foración, tales como tasa de flujo, profundidad de la barrena, rpm, torque y densidad del lodo, tem-

>Mecánica de la perforación automatizada. Las mediciones de fondo de pozo de alta frecuencia, obtenidas con un sensor de fondo de pozo emplazado en el BHA, pueden ser procesadas para detectar un determinado estado de la sarta de perforación. Esta información diagnóstica se envía hacia la superficie en tiempo real y es procesada por un sistema automatizado de superficie que efectúa las modificaciones adecuadas de los parámetros de perforación o de los procedimientos en la superficie. En este caso, los niveles altos de aceleración axial (extremo superior izquierdo) indican la presencia de rebote de la barrena (extremo superior derecho), lo que puede reducir la eficiencia de la perforación y dañar potencialmente la estructura de corte o los componentes de la barrena en el BHA. Una gráfica espectral (centro) identifica las frecuencias resonantes del BHA y de la sarta de perforación e ilustra la energía presente en las vibraciones axiales como una función de la frecuencia. El color rojo corresponde a la alta energía generada por las vibraciones, en tanto que el verde indica que se ha generado baja energía. Cuanto más alta es la energía, más daño potencial producirán las vibraciones. Los tres intervalos (extremo inferior) corresponden a un movimiento de rebote de la barrena de alto riesgo (izquierda), que activa una luz roja de alarma en la superficie. Las condiciones de perforación normales, o las condiciones de perforación de bajo riesgo (centro), se manifiestan con una luz verde en la superficie para indicar que es seguro continuar la perforación. La presencia de riesgo moderado de rebote de la barrena se transmite al perforador a través de una luz amarilla de precaución (derecha).

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Monitoreo del rebote de la barrena

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300 600

Rebote de la barrena

Movimiento axial

Volumen 24, no.2 27

peratura y parámetros reológicos. Dado que los parámetros de los fluidos se miden manualmente y porque a menudo existe un retraso de tiempo entre el momento en que se recolecta y analiza una muestra y el momento en que ésta se ingresa en el modelo, las mediciones pueden representar una fuente de error en el modelo.18

Recientemente, dos operadores noruegos solici-taron a M-I SWACO, una compañía de Schlumberger, el desarrollo de sensores automatizados de flui-dos de perforación. En respuesta a dicha solici-tud, un grupo de ingenieros de M-I SWACO que trabajaban con los organismos reguladores y con el apoyo de los operadores, crearon diversos sensores, la mayor parte de los cuales fueron desarrollados a medida o adaptados a partir de otras industrias.

Los ingenieros afectados a este proyecto de auto-matización de mediciones de fluidos comenzaron determinando que si bien la mayor parte de las tareas de medición de fluidos podían ejecutarse en forma remota, el análisis de fluidos debía efec-tuarse en sitio y monitorearse en forma remota. Los ingenieros identificaron los sensores existen-tes que permiten obtener mediciones de fluidos remotamente y determinaron cuáles otros senso-res requerían ser desarrollados.

Tradicionalmente, los ingenieros determinan la distribución granulométrica (PSD) de las par-tículas utilizando una serie de tamices. Por el contrario, las técnicas recién desarrolladas se basan en el análisis de imágenes y requieren la dilución de las muestras en fluidos opacos. Una de esas técnicas utiliza un instrumento automati-zado de medición de reflectancia con haz enfo-cado FBRM. El sensor se instala directamente en un circuito cerrado de flujo de 5 cm [2 pulgadas] que se dirige desde la pileta de flujo activo o la línea de flujo donde mide la PSD de los fluidos que ingresan en el pozo o que salen del espacio anular a intervalos de un segundo (abajo).19

15. Para obtener más información sobre estos fenómenos de perforación, consulte: Centala P, Challa V, Durairajan B, Meehan R, Páez L, Partin U, Segal S, Wu S, Garrett I, Teggart B y Tetley N: “El diseño de las barrenas: Desde arriba hasta abajo,” Oilfield Review 23, no. 2 (Diciembre de 2011): 4–19.

16. Geehan T y Zamora M: “Automation of Well-Construction Fluids Domain,” artículo IADC/SPE 128903, presentado en la Conferencia y Exhibición de Perforación de las IADC/SPE, Nueva Orleáns, 2 al 4 de febrero de 2010.

17. Para obtener más información sobre MPD, consulte: Elliott D, Montilva J, Francis P, Reitsma D, Shelton J y Roes V: “El manejo de la presión durante las operaciones de perforación,” Oilfield Review 23, no. 1 (Septiembre de 2011): 16–25.

18. Stock T, Ronaes E, Fossdal T y Bjerkaas J: “The Development and Successful Application of an Automated Real-Time Drilling Fluids Measurement System,” artículo SPE 150439, presentado en la Conferencia Internacional sobre Energía Inteligente de la SPE, Utrecht, Países Bajos, 27 al 29 de marzo de 2012.

19. Stock et al, referencia 18.

> Dominio de los fluidos de construcción de pozos. Los fluidos cuyas características deben mantenerse en niveles críticos durante el proceso de perforación se encuentran presentes en diversos ambientes. Un sistema automatizado de mediciones de perforación debe poder evaluar el estado de los fluidos que ingresan en el pozo y salen de éste, y adoptar las medidas correctivas necesarias entre cada etapa crítica (flechas). (Adaptado de Geehan et al, referencia 16.)

Control de sólidos Tratamiento y bombeode fluidos

Manejo de residuos

Fondo del pozo

Línea de ahogo

Línea deestrangulamiento

Línea de flujo

Gas

Sólidosperforados

Tubería de subida

Eliminación

Recicladode fluidos

Limpiarel lodo

> Determinación de la distribución granulométrica con el método de medición de reflectancia con haz enfocado FBRM. Durante la perforación de una sección de 121/4 pulgadas, los ingenieros agruparon las partículas por tamaño para reflejar los materiales agregados para el fortalecimiento de la formación. Con el fin de probar los sensores FBRM, los ingenieros equiparon las zarandas con telas metálicas débiles destinadas a fallar rápidamente. Cuando falló la primera tela metálica, aproximadamente a las 3:30 de la mañana, el personal del equipo de perforación observó un incremento abrupto de la concentración de partículas gruesas oscilantes entre 185 y 1 002 μm (negro, marrón y azul). La instalación de una nueva tela metálica una hora después fue seguida por una reducción de la concentración de esas partículas gruesas hasta que se produjo la falla de la tela metálica alrededor de las 10 de la mañana. Las partículas más finas, de un tamaño comprendido entre 19 y 63 μm y entre 54 y 100 μm (verde y rojo, respectivamente), mostraron un incremento continuo a lo largo de todo el período. (Adaptado de Stock et al, referencia 18.)

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28 Oilfield Review

Los ingenieros diseñaron un instrumento automatizado de análisis elemental y medición del contenido de sólidos para reemplazar los procedi-mientos convencionales de pirogenación y las titu-laciones químicas manuales. La nueva herramienta de análisis utiliza una fuente de 500 eV y un sensor que puede ser desplazado a lo largo de tres ejes y que tiene la capacidad para monitorear cualquier elemento con un peso atómico mayor que el del magnesio. Además, puede medir el contenido de sólidos de alto y bajo peso específico. El análisis puede mostrarse en las interfaces gráficas exis-tentes, como concentraciones de los diversos adi-tivos utilizados en la formulación de los fluidos.

Para crear un reómetro automatizado, el equipo de trabajo se concentró en explotar el software existente y expandir las capacidades del rango de temperatura del instrumento, para lo cual basa-ron el diseño del reómetro en la disposición espe-cificada por el API de la camisa y cilindro interno de Couett y en las mediciones de resistencia de gel de 10 segundos y 10 minutos.20 El cambio prin-cipal con respecto al equipo estándar fue una celda de carga electrónica para reemplazar el resorte fijado en el balancín que medía el torque. La celda de carga está diseñada para mejorar la precisión mediante la reducción de los efectos de la temperatura en las mediciones.

Los datos obtenidos con el reómetro automa-tizado son exportados directamente al software que actualiza las simulaciones de flujo y presión para su comparación con los datos de fondo de pozo reportados desde el equipo de perforación en tiempo real. Además, el software prepara y reporta los datos de las pruebas directamente en el lenguaje de marcación estándar para la trans-ferencia de información desde el sitio del pozo (WITSML) que se muestra en las interfaces gráfi-cas del usuario (GUIs).

Para el proyecto, se construyó y diseñó un ins-trumento automatizado de estabilidad eléctrica (AES) con el fin de que la prueba de estabilidad

eléctrica de alta frecuencia dejara de ser un análisis de punto único para convertirse en un análisis de tendencias. Luego, las tendencias pueden exhibirse al lado de otras mediciones, tales como las relacio-nes agua/petróleo y la viscosidad. Cada secuencia de pruebas incluye siete mediciones; el software excluye los extremos y las cinco mediciones restan-tes se promedian y se registran y muestran como una tendencia en una GUI. El medidor AES incluye mediciones de capacitancia de los fluidos de per-foración a base de aceite en tiempo real y se ins-tala directamente en la línea de flujo del equipo de perforación, con lo que los ingenieros pueden identificar la presencia de tendencias instantá-neas en la variación del contenido de agua.

Las mediciones de densidad que utilizan senso-res duales en tiempo real presentan las tendencias analíticas y representan un cambio significativo res-pecto de las técnicas de medición API estándar que utilizan un balance convencional de la industria. A diferencia del método de balance, el nuevo sen-sor de densidad proporciona actualizaciones en tiempo real de las presiones estática y dinámica de fondo de pozo corregidas por las variaciones de temperatura.

Dado que el densitómetro de tubo vibratorio utilizado comúnmente en nuestros días puede transferir los datos de temperatura y densidad directamente desde los sensores al software de simulación, los ingenieros de M-I SWACO incor-poraron el densitómetro en el proyecto. En con-secuencia, los datos pueden ser utilizados en el software de simulación y exhibirse en las panta-llas de visualización GUI localizadas en los equi-pos de perforación y en los centros de operaciones remotos.21

Interoperabilidad: el puente hacia la automatizaciónA medida que la capacidad de los sensores y del software se expande y es adicionalmente habili-tada gracias al incremento de la capacidad de red,

el tipo y número de tareas involucradas en la cons-trucción de pozos que pasan del control humano a las máquinas continúan incrementándose. Los nue-vos algoritmos de automatización proporcionaron mejoras sustanciales en términos de fiabilidad y desempeño de las herramientas, y los operadores que deseen hacer uso de estos algoritmos inevita-blemente llevarán la industria hacia la automatiza-ción de la perforación. Como parte de ese proceso, los operadores también impulsarán la formula-ción de estándares para facilitar el despliegue de estos algoritmos.

Un proceso de perforación totalmente automa-tizado depende en última instancia de la capaci-dad de todos los componentes para compartir la información. Esto requiere que muchas partes y procesos escudriñen, seleccionen y actúen en fun-ción de una enorme cantidad de datos de manera autónoma y sincrónica. Los métodos de LWD y de adquisición de registros de lodo ilustran la razón por la cual es preciso desarrollar un sistema de agregado de datos que recolecte y coordine varias fuentes de datos para hacer posible la automatiza-ción verdadera del proceso de perforación. En la mayoría de los casos, las herramientas LWD trans-miten sus datos a la superficie mediante pulsos a través del lodo, que luego se convierten en datos utilizables. Esto significa que los datos no están disponibles para el usuario en tiempo real sino

20. El esfuerzo de corte del lodo se mide después que el lodo se asienta en forma reposada durante un cierto período de tiempo. Los tiempos requeridos por los procedimientos del Instituto Americano del Petróleo corresponden a 10 segundos y 10 minutos, si bien también pueden obtenerse mediciones después de 30 minutos o 16 horas.

21. Stock et al, referencia 18.22. Sadlier A, Laing M y Shields J: “Data Aggregation and

Drilling Automation: Connecting the Interoperability Bridge between Acquisition, Monitoring, Evaluation, and Control,” artículo IADC/SPE 151412, presentado en la Conferencia y Exhibición de Perforación de las IADC/SPE, San Diego, California, 6 al 8 de marzo de 2012.

23. Sadlier A y Laing M: “Interoperability: An Enabler for Drilling Automation and a Driver for Innovation,” artículo SPE/IADC 140114, presentado en la Conferencia y Exhibición de Perforación de las IADC/SPE, Ámsterdam, 1º al 3 de marzo de 2011.

Volumen 24, no.2 29

> Información para la acción. Los datos de entrada que requiere un sistema de automatización de la perforación se relacionan y al mismo tiempo se diferencian, lo que dificulta la determinación de su orden de prioridades. (Adaptado de Sadlier et al, referencia 22.)

Presión de perforaciónReologíaLimpieza del pozo

Hidráulica

Automatizaciónde la perforación

Presión de formaciónCalidad del pozoEvaluación de formaciones

Geológica

ControlMediciones de superficieMediciones de fondo de pozoMantenimiento

Mecánica

Reducción del tiempo no productivoManejo del tiempo perdido invisibleAnálisis de datosDinámica de fondo de pozo

Proceso de perforación

casi en tiempo real. De un modo similar, los recor-tes de perforación utilizados como fuente de datos por los sistemas de adquisición de registros de lodo no están disponibles hasta que se hacen cir-cular a la superficie y son captados y analizados, lo que puede implicar el paso de algunas horas desde que son generados.22

Para utilizar eficazmente estos datos con el fin de responder en forma automática y adecuada a la situación de perforación, se requiere la interope-rabilidad de todo el sistema; la vinculación de per-sonas, herramientas, equipos e información en el momento correcto y en el contexto de la operación de perforación (arriba). La interoperabilidad completa es fundamental para la automatización. La interoperabilidad limitada genera islas de automatización que deben ser unidas por los seres humanos para garantizar la interacción adecuada del sistema. Como alternativa, las solu-ciones diseñadas a medida incorporadas en un número selecto de equipos de perforación son onerosas y también demandan la intervención humana. Los contratistas de equipos de perfora-

ción pueden ofrecen un camino rápido hacia la interoperabilidad mediante la provisión de siste-mas de control remoto, pero este enfoque tam-bién puede verse obstaculizado por la existencia de sistemas configurados para determinados equipos de perforación, contratistas o tipos de equipos de perforación.

También se necesitan mejoras en el movimiento de los datos en tiempo real y el acceso a éstos. Los ingenieros están trabajando en estos momen-tos para aplicar a la industria de perforación un estándar de arquitectura unificado, que ofrezca una tecnología unificada de acceso a los datos en la que se combinen las lecciones aprendidas en el control del proceso con la automatización utili-zada en las industrias aeronáutica, automotriz, espacial y otros tipos de industrias. Los ingenieros que trabajan en la automatización del proceso de perforación están particularmente interesados en la forma en que estas industrias utilizan los estándares existentes, las configuraciones y cer-tificaciones de seguridad, y las tecnologías de inte-roperabilidad en tiempo real para abordar la

redundancia y la confiabilidad. De especial interés para los escenarios de perforación automatizada resulta la forma en que otras industrias han abor-dado los conceptos de conciencia situacional, inte-racción humana y planeación, y contingencias del sistema ante la presencia de eventos inesperados.

Los contratistas de perforación, compañías de servicios, fabricantes de equipos y operadores utilizan varios estándares para la portabilidad de los datos. El estándar WITSML es utilizado con mucha frecuencia en la industria petrolera para estandarizar las interfaces entre las diversas tec-nologías de monitoreo y control de pozos y los programas de software.23 Además se necesita un nuevo estándar o una extensión de un estándar existente, tal como WITSML, para describir el equipo de perforación y el equipo de superficie, pero esto demandará los esfuerzos combinados de los operadores, las compañías de servicios, los contratistas de equipos de perforación y los pro-veedores de equipos.

Para que la automatización tenga lugar en gran escala, se deben aplicar estándares de control de equipos de perforación en toda la industria. Además de generar uniformidad en todas las uni-dades de perforación automatizadas, el cumpli-miento de estos estándares por parte de los contratistas proporcionará a los proveedores de servicios una plataforma sobre la cual integrar sus soluciones. Dicha plataforma deberá permitir una vista genérica del equipo de perforación desde una perspectiva programática. Una vez logrado ese objetivo, será necesaria la conversión para plataformas de perforación específicas y protocolos de contratistas de equipos de perfora-ción específicos, lo que requerirá un grado signi-ficativo de codificación personalizada y tiempo de equipo de perforación para asegurar que cada aplicación sea correcta. Si bien quienes primero adopten la automatización pagarán su desarrollo internamente, también cosecharán primero los beneficios financieros de ese proceso, y la estan-darización ayudará a reducir los costos totales y el tiempo de ingeniería. —RvF