A S O C I A C I Ó N D E I N G E N I E R O S P E T R O L E R O S D E M É X I C O, A. C. D E L E G A C I Ó N V I L L A H E R M O S A

Transcripción

1 A S O C I A C I Ó N D E I N G E N I E R O S P E T R O L E R O S D E M É X I C O, A. C. D E L E G A C I Ó N V I L L A H E R M O S A

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3 Mejores Prácticas en el Manejo de Datos en Tiempo Real CASO DE ÉXITO: REGIÓN SUR Dr. Carlos A. Palavicini Cham Petrolink Services Inc. Ing. Reginaldo Rodríguez Rosas PEMEX Exploración y Producción

4 AGENDA Contexto Estándar de datos de Perforación Mejores Prácticas en Región Sur Estandarización de Datos Continuidad del Flujo de Datos y Centralización Interoperabilidad Resultados Conclusiones y Nuevos Retos

5 Contexto Retos de la Perforación El costo de perforación ha aumentado drásticamente, especialmente en aguas profundas y en otras áreas alejadas y/o de condición geológica heterogénea. La complejidad y el volumen de los datos adquiridos en pozo se incrementa sustancialmente. No hay suficientes especialistas disponibles para administrar y analizar en tiempo y forma los datos de pozo. Llevar los datos a los especialistas, es menos costoso que enviar a los especialistas a cada pozo. CHARACTERISTICS OF SOUTH REGION RESERVOIR MIN - MAX MODE Depth (m) Displacement (m) Inclination ( o ) Temp. ( C) Form. Grad.(gr/cc) Thicknesses of Salt (m) Time (Days)

6 Contexto Beneficios del Tiempo Real Visualizar los parámetros de perforación en tiempo real. Analizar datos de perforación en tiempo y forma. Diagnosticar, disminuir y controlar problemas operativos. Permitir la toma de decisiones oportunas. Resguardar y explotar información eficientemente. Incrementar la probabilidad de alcanzar el éxito geológico y mecánico de los pozos.

7 Estándar para Datos de Perforación en Tiempo Real El consorcio Energistics facilita el desarrollo, administración y asimilación de los estándares para intercambio de datos de la industria del gas y petróleo. Wellsite Information Transfer Standard Markup Language Conjunto de estándares de datos de perforación. Disponible para todas las compañías operadoras y de servicio para su uso y explotación. Permite el intercambio de datos entre tecnologías y aplicaciones para monitorear y administrar operaciones de perforación, terminación y reparaciones mayores. Ha sido implementado con éxito alrededor del mundo.

8 Beneficios del Estándar Disminución de la dependencia tecnológica Explotación de los datos con la aplicación tecnológica requerida, indistintamente de la compañía que generó los datos. Reducción de costos asociados a la conversión de formatos. Preservación de los datos de acuerdo con un estándar aceptado por la industria. Estándar en evolución constante para incluir todas las familias de datos generados durante el proceso de perforación

9 Mejores Prácticas en el Manejo de Datos en Tiempo Real ESTANDARIZACIÓN Estandarización del protocolo de entrega y transmisión de datos de perforación en tiempo real, aplicable a contratos de servicios de PEMEX, de acuerdo con el estándar internacional WITSML. CONTINUIDAD Visión integral del proceso de generación, recolección, transmisión, visualización y explotación de datos en tiempo real. CENTRALIZACIÓN Almacenamiento estandarizado de todos los datos en tiempo real y tiempo oportuno de los pozos en un solo repositorio WITSML de PEMEX. INTEROPERABILIDAD Integración con aplicaciones técnicas en tiempo real, por ejemplo, Predict, Petrel, TechLog, Compass, DSP-ONE

10 Estandarización de los Datos PEMEX - PERFORACIÓN PARÁMETROS DE SUPERFICIE PEMEX - PERFORACIÓN La estandarización consiste en: Tipo de parámetros WITSML PARÁMETROS DE SUPERFICIE Objeto de Objeto de Tiempo Profundidad Parámetros requeridos por el CCPTR Unidades Mnemonico YYYY-MM-DD Fecha Ejemplo: DATE PEMEX HH:MM:SS.S - PERFORACIÓN Time Depth Hora Ejemplo: TIME 08:15:30 WITSML Código de Actividad ACTC Time Depth PARÁMETROS DE REGISTRO DE HIDROCARBUROS barrena medida m DBTM Time Depth Profundidad de la Tipo de Objeto de Objeto de requeridos por CCPTR Profundidad de la barrena Parámetros vertical el m DBTV Unidades Time PEMEX Mnemonico Depth - PERFORACIÓN parámetros Tiempo Profundidad PEMEX m - PERFORACIÓN DMEA Profundidad del Agujero medida Time Depth YYYY-MM-DD Profundidad del Agujero vertical m TVD Time Depth PARÁMETROS DE REGISTRO DE HIDROCARBUROS Fecha Ejemplo: DATE Posicion del bloque m BPOS Time Depth PARÁMETROS DE min/m HERRAMIENTAS ROPM HH:MM:SS.S Time DE FONDO Depth Time Depth Velocidad de penetracion WITSML del Hora gancho Ejemplo: Time Carga tonus HKLD Depth TIME 08:15:30 Carga del gancho máxima tonus HKLDM Time Depth Tipos de Objeto de Objeto de Código Parámetros de Actividad Mnemónico ACTC Time Depth WITSML requeridos por el CCPTR Unidades parámetrospeso sobre la barrena tonus WOB Time Depth Tiempo Profundidad (promedio) Profundidad de la barrena medida TQAAm Depth DBTM Time Depth Torque A Time Tipos de Objeto de Objeto de Parámetros requeridos por el CCPTR TQA Time m Depth DMEA Unidades Time Mnemónico Depth Torque Profundidad (máximo) del Agujero medida parámetrosa Tiempo Profundidad Profundidad DBTV de la barrena vertical m Time Depth Velocidad de la Rotaria Depth WITSML Profundidad del rpm del RPM Agujero medida Time m TDV Agujero vertical Time m DMEA Depth Profundidad Time Depth m Time Depth Profundidad del Agujero medida DMEA de Bombas SPPA Depth Presión psi Time Profundidad del Agujero vertical m m CromaTime TDV CromaDepth Time Depth Profundidad de la muestra medida DRTM Profundidad del Agujero vertical TVD Time Depth m Emboladas por minuto 01 (EPM01) Parámetros Tipo de de 1/min Profundidad de EPM1 la muestra medida Time Depth Objeto mde Objeto DRTM de CromaTime CromaDepth Profundidad Parámetros de la muestra requeridos vertical por el CCPTR Unidades m Mnemónico DRTV CromaTime CromaDepth superficie parámetros Emboladas Tiempo Time Profundidad Depth CromaTime Posicion por minuto del 02 bloque (EPM02) 1/min Profundidad de EPM2 la muestra m vertical Time Depth BPOS m DRTV CromaDepth Flujo Metano Salida (C1)* % Metano (C1)* MFOP ppm Time DepthC1 CromaTime ppm CromaDepth C1 CromaTime CromaDepth Velocidad de penetracion min/m ROPM Time Depth Gasto Profundidad del Agujero medida galus/min m DME9 PwdTime PwdDepth Etano (C2)* Etano (C2)* GPM Time Depth ppm C2 CromaTime ppm CromaDepth C2 CromaTime CromaDepth Carga del gancho tonus HKLD Time Depth Densidad Salida g/cm3 Profundidad del Agujero vertical Propano (C3)* MDOA Time Depth m TVD9 PwdTime ppm PwdDepth C3 CromaTime CromaDepth Propano (C3)* ppm C3 CromaTime CromaDepth Densidad Carga Entrada del gancho máxima g/cm3 Isobutano (IC4)* MDIAtonUS Time Depth HKLDM Time ppm IC4 Depth CromaTime CromaDepth Isobutano Presión (IC4)* anular (TR) psi ppm MBPA IC4 PwdTime CromaTime PwdDepth Temperatura Salida degc CromaDepth Peso sobre la barrena N-butano (NC4)* MTOA Time Depth tonus WOB Time ppm NC4 Depth CromaTime CromaDepth Temperatura N-butano Presión Entrada (NC4)* interna (TP) degcisopentano (IC5)* MTIA psi ppm Time Depth MBPI NC4 PwdTime CromaTime ppm PwdDepth CromaDepth IC5 CromaTime CromaDepth PWD Torque (promedio) A TQAA Time Depth Emboladas por minuto totales (EPMT) 1/min N-pentano (NC5)* EPMT Time Depth ppm NC5 CromaTime CromaDepth Isopentano Profundidad (IC5)* del Sensor ppm m PSEN IC5 PwdTime CromaTime PwdDepth CromaDepth Lag Depth Torque (profundidad (máximo) de retorno del gas) m Velocidad de penetracion LAGDA Time Depth TQA Time min/m ROP Depth CromaTime CromaDepth N-pentano Temperatura (NC5)* degc ppm TEMP NC5 PwdTime CromaTime PwdDepth CromaDepth Gas Total Velocidad (detector de de ionización la Rotaria de llama - FID) ppmgas Total (GasT) GASArpm Time Depth RPM Time ppm GASA Depth Time Depth Velocidad de penetracion Registro de Tiempo perforación Densidad equivalente de circulacion (ECD) h Temperatura Salida DRTM g/cm3 min/m Time Depth ECD ROP PwdTime CromaTime degc PwdDepth MTOA CromaDepth Time Depth Presión de Bombas Hidrocarburos psi SPPA Time Depth Número Lingada Gas Total (GasT) Solubilidad STDN Time Depth ppm GASA % SOLUDepth Time Depth Inclinación continua dega WLIN PwdTime PwdDepth Emboladas por minuto 01 (EPM01) 1/min EPM1 Time Depth Registro Parámetros de Revoluciones de por minuto totales (Total RPM) rpm Tipo de litología TRPM 1 Time Depth PEMEX L1TY - PERFORACIÓN Mudlog Mudlog Temperatura Salida degc MTOA Time Depth Hidrocarburos superficie Volumen Emboladas Survey de Presa de Totales profundidad por minuto 02 desarrollada (EPM02) (md m3 survey) % Litología 1 TVT 1/min mtime Depth DSVM EPM2 MwdTime % MwdDepth L1PC Mudlog Mudlog Volumen Solubilidad % SOLU Time Depth Flujo Survey Presas Activo Salida de profundidad vertical (tvd survey) m3 Tipo de litología TVA 2 % mtime Depth DSVV MFOP MwdTime MwdDepth L2TY Mudlog Mudlog PARÁMETROS DE HERRAMIENTAS DE FONDO Perdidas Tipo o Ganancias de litología 1 m3 % Litología 2 TVCA Time Depth L1TY Mudlog % L2PC Mudlog Mudlog Mudlog Gasto Inclinación galus/min dega SINC GPM MwdTime MwdDepth Volumen de Presa 1 m3 Litología Interpretada TV01 Time Depth % LIPC Mudlog Mudlog % Litología 1 % L1PC Mudlog Mudlog Volumen Densidad Azimuth de Presa 2 Salida m3 Descripción de TV02 la muestra g/cm3 dega Time Depth SAZU MDOA MwdTime MwdDepth DEMU Mudlog Mudlog Tipo de litología 2 L2TY Mudlog Mudlog Volumen Densidad Magnetismo de Presa 3 Entrada de la cara de la herramienta m3(magnetic Comentarios TV03g/cm3 Time Depth dega SMTF MDIA MwdTime COME MwdDepth Mudlog Mudlog MWD % Litología toolface - 2 mtf) Profundidad Tubería revestimiento % L2PC Mudlog m PRTR Mudlog Mudlog Mudlog WITSML Temperatura Gravedad de Salida la cara de la herramienta (gravity toolface - degc MTOA Time Depth Litología Interpretada Manifestaciones dega % SGTF LIPC MwdTime Mudlog MwdDepth MANI Mudlog Mudlog Mudlog Temperatura gtf) Entrada Núcleo degctipo de MTIA Time NUCL Depth Mudlog Mudlog Objeto de Objeto de Parámetros requeridos por el CCPTR Unidades Mnemónico Descripción Posición Norte-Sur de la muestra (NS) parámetros m SNS DEMU MwdTime Mudlog MwdDepth Mudlog Tiempo Profundidad Emboladas por minuto totales (EPMT) Fluorescencia 1/min EPMT Time % FLUO Depth Mudlog Mudlog Comentarios Posición Este-Oeste (EO) Salinidad m Profundidad SEW COMEdel Agujero MwdTime Mudlog medida ppm MwdDepth SALI Mudlog Mudlog m MudlogDME9 PwdTime PwdDepth Lag Depth (profundidad de retorno del gas) m LAGD Time Depth Profundidad Severidad Tubería (dog leg revestimiento severity - dlgs) dega/30m m Profundidad SDLS PRTRdel Agujero MwdTime Mudlog vertical MwdDepth Mudlog m TVD9 PwdTime PwdDepth Gas Total (detector de ionización de llama - FID) ppm GASA Time Depth Presión anular (TR) psi MBPA PwdTime PwdDepth Manifestaciones MANI Mudlog Mudlog Tiempo perforación h Presión DRTM interna (TP) Time Depth psi MBPI PwdTime PwdDepth Núcleo PWD NUCL Mudlog Mudlog Número Lingada Profundidad STDN del SensorTime Depth m PSEN PwdTime PwdDepth Fluorescencia % Temperatura FLUO Mudlog Mudlog degc TEMP PwdTime PwdDepth Revoluciones por minuto totales (Total RPM) rpm TRPM Time Depth Salinidad ppm Densidad SALI equivalente de Mudlog circulacion (ECD) Mudlog g/cm3 ECD PwdTime PwdDepth Volumen de Presa Totales m3 TVT Time Depth Inclinación continua dega WLIN PwdTime PwdDepth Volumen Presas Activo m3 Survey TVA de profundidad desarrollada Time (md survey) Depth m DSVM MwdTime MwdDepth Perdidas o Ganancias m3 Survey TVCA de profundidad vertical Time (tvd survey) Depth m DSVV MwdTime MwdDepth Inclinación dega SINC MwdTime MwdDepth Volumen de Presa 1 m3 TV01 Time Depth Azimuth dega SAZU MwdTime MwdDepth Volumen de Presa 2 m3 TV02 Time Depth Magnetismo de la cara de la herramienta (Magnetic MWD dega SMTF MwdTime MwdDepth toolface - mtf) Volumen de Presa 3 m3 TV03 Time Depth Gravedad de la cara de la herramienta (gravity toolface - dega SGTF MwdTime MwdDepth gtf) Posición Norte-Sur (NS) m SNS MwdTime MwdDepth Posición Este-Oeste (EO) m SEW MwdTime MwdDepth Severidad (dog leg severity - dlgs) dega/30m SDLS MwdTime MwdDepth 1. Definir los parámetros que serán transmitidos en tiempo real, así como sus unidades y formato de entrega. 2. Convertir los datos de los formatos específicos de cada compañía de servicios (WITS0, LAS, XML, XLS, ASCII, CSV) al estándar WITSML en su versión actual.

11 Estandarización de los Datos Gracias a la estandarización de los datos, es posible visualizar de manera integral los parámetros de perforación en tiempo real: o Parámetros de superficie Torque, peso sobre barrena, velocidad de penetración, volúmenes de presas, gasto, carga en gancho, entre otros. o Parámetros de herramientas de fondo tipo WD (mientras se perfora) Resistividad y gamma ray (LWD), inclinación y azimut (MWD), presiones anular e interna (PWD), entre otros. o Datos geológicos Litología y comentarios. o Registros de hidrocarburos y cromatografía. o Datos de mediciones especiales, como cementaciones, reología, estimulaciones etc. Eficiencia de tiempos operativos

12 Aseguramiento de la Continuidad del Flujo de Datos Pozo Oficina Compañía 1 Parámetros de Superficie Servidor Servidor Integrador Repositorio WITSML Aplicaciones Especializadas Compañía 2 LWD PWD MWD Servidor Ingeniero de Pozo Especialista s Bases de Datos Corporativas Compañías de Servicios Compañía 3 Registro de Hidrocarburos Servidor Programas Propuestas Recomendaciones Alertas

13 Centralización Repositorio WITSML Es la versión actualmente utilizada del estándar WITSML para los datos en tiempo real en PEMEX Pozos en el repositorio: Parámetros de Superficie, Registros de Hidrocarburos Parámetros de Fondo WD Usuarios del repositorio, distribuidos en Unidades de Perforación, Activos de Producción y Activo de Exploración. Pozos monitoreados que representan el 80% de los pozos actuales en perforación. Integración de datos con aplicaciones especializadas de perforación así como un esquema de respaldo del repositorio

14 Integración en Tiempo Real con Aplicaciones de Ingeniería Schlumberger Halliburton Weatherford The Mudlogging Company Pason Nabors Baker Huges GSM MD Totco Diversified Geolog LAS IPS ASCII WITSML Compañias de Servicio Aplicaciones Técnicas Bases de Datos Corporativas WITS CSV EXCEL Gracias a la adopción de una estrategia de estandarización de datos en tiempo real, es posible incorporar La disponibilidad al proceso de datos de tiempo en WITSML real la explotación no solo optimiza y el análisis el aprovechamiento de los datos en de aplicaciones las herramientas técnicas de especializadas. que dispone PEMEX; también ofrece una oportunidad para ampliar la cartera de proveedores tecnológicos permitiendo abrir la participación de las mejores compañías de servicio De independientemente esta manera, el análisis de su de escala. geopresiones, la evaluación de trayectorias y la visualización del pozo en el modelo geológico, por ejemplo, se pueden realizar en tiempo real.

15 Resultados en Perforación Región Sur En 2010, PEMEX estandarizó los datos de perforación en tiempo real de acuerdo con la versión de WITSML. PEMEX es el mayor usuario de WITSML en América 37 pozos actualmente monitoreados en tiempo real en la Región Sur. Incremento de la eficiencia técnica operativa del proceso de perforación a 80% en Esto ha permitido cumplir con los objetivos geológicos y mecánicos de los pozos perforados en un 90%. Región Sur ha sido reconocida como modelo exitoso de gestión en el uso de datos y reingeniería en tiempo real por compañías operadoras internacionales y de servicio.

16 Conclusiones y Nuevos Retos La implementación del estándar WITSML hace posible: o Integración de datos, tecnologías y procesos. o Reducción de costos asociados a la operación. PEMEX en Región Sur ha implementado con éxito una estrategia de manejo y explotación de datos en tiempo real. El nuevo reto es lograr el aprovechamiento máximo del dato WITSML : o Estimación de vibraciones en sartas de perforación. o Cálculo de la energía mecánica específica y de la densidad equivalente de circulación. o Cálculo de geopresiones en tiempo real.

17 Valor del Tiempo Real Contar con los datos en Tiempo Real promueve y facilita al Proceso de Perforación el seguimiento de las operaciones de distintos pozos, así como compartir los datos con cualquier parte interesada que pueda acceder a la red de PEMEX, sin importar su ubicación geográfica y sin limitación de número de usuarios. Por consiguiente, la toma de decisiones es más acelerada y efectiva, mientras se tiene mayor control sobre los flujos de datos entre PEMEX y compañías de servicio.