El santo grial de la medición de pozos – PARTE 2.2
Como prometí en la primera parte de este artículo, a continuación, describiré los pasos que se deben observar al ejecutar una medición de pozos y trataré de describir el sistema perfecto para tal medición. ¡Empecemos!
Proceso de medición de pozos
Con los procedimientos actuales, las compañías siguen un procedimiento de flujo de trabajo que puede ser más manual o más automático, dependiendo de la compañía.
Los pasos para la metodología actual son los siguientes:
1. Programación la medición de pozo
Las mediciones de pozo se programan de acuerdo a los diferentes niveles de necesidades. El pozo a medirse debe ser identificado, en que recurso de medición de pozo (tanque, separador trifásico, multifásico, etc.) y en qué momento. Se crea un listado de los pozos a medir con sus prioridades. Se utiliza un conjunto de reglas lógicas para determinar la prioridad del pozo que seguirá en la secuencia: El tiempo transcurrido desde la última medición de pozo, la producción del pozo, si el pozo ha tenido problemas operacionales recientemente o si está en operación anormal, pozos con trabajo en el fondo o en la superficie, etc. Esta lista luego es revisada y aprobada.
2.Preparación de la medición
Una vez que el pozo ha sido seleccionado bajo un recurso de medición, la etapa de preparación permite configurar los parámetros básicos que el sistema necesita para llevar a cabo la medición de ese pozo. Nuevamente, dependiendo de la compañía, el sistema puede ser más o menos automático. Configuración del modo de medición de pozo (continuo, por lote o semi-continuo), configuración automática de los lazos de control de la medición para el pozo a ser medido según el modo de medición, carga de cromatografía, salinidad, medición histórica del pozo, tiempo de purga, tiempo de medición, etc. Estos son algunos de los parámetros, además de muchos otros, para la preparación individual de cada pozo a ser medido. Estos parámetros se transmiten al PLC/DCS local (si existen) para que puedan comenzar a llevar a cabo las actividades de medición de pozo.
3. Ejecutar y Controlar la medición
Una vez que el pozo se ha preparado y programado para ser medido, la medición del pozo en sí es llevada a cabo utilizando el sistema y la instrumentación seleccionados para cada caso. Dependiendo de la infraestructura de procesos (recursos de medición de pozos), instrumentación, control y comunicaciones, la medición puede ser completamente automática o tener tareas que deban realizarse manualmente.
La medición primaria y la duración de la medición, además del cálculo del flujo total (líquidos, gases y cortes de agua totales), son generalmente llevados a cabo en un PLC o un DCS de la planta. Este PLC/DCS debe contener la lógica para determinar la condición de flujo estable. Para ello, el PLC/DCS comienza la medición luego de esperar un tiempo de purga que es diferente para cada pozo. El tiempo de purga es el tiempo medio de desplazamiento requerido por el fluido del pozo a los recursos de medición que están alineados para la medición más el tiempo requerido por el fluido para desplazar el fluido del pozo anterior y poner el recurso de medición del pozo en el régimen.
En una operación completamente automatizada, el sistema de medición de pozos ejecuta la lógica de la medición de pozos de acuerdo con la preparación (continuo, por lote o semi-continuo), calcula y almacena históricamente las diferentes variables para cada fluido. Durante la medición de un pozo, los posibles estados de la medición de pozo serán mínimamente los siguientes; Pozo en purga, comienzo de la medición de pozo, medición en ejecución, medición en pausa, finalización de la medición, almacenamiento de resultados, etc.
Con recursos de medición de pozos adecuados y completamente automatizados, la precisión obtenida será máxima y la duración de la medición de pozo será mínima y al mismo tiempo, aumentaremos la frecuencia de medición de pozo.
4. Visualizar, analizar y compartir los resultados
Durante el progreso de la medición de pozo y una vez finalizada, los resultados deben ser enviados a una base de datos donde sean almacenados históricamente. Finalmente, se almacenan los resultados de la medición de pozo, todo el historial de la ejecución de la medición, sus parámetros, la calificación de la medición y todos los parámetros que han sido relevantes durante la ejecución.
La información resultante es también relevante para la mejora de las mediciones subsiguientes del mismo pozo, pudiendo reutilizar la información. Estos resultados son una fuente de información para generar reportes de gestión, indicadores clave y asistencia en la toma de decisiones estratégicas.
Esta base de datos es una fuente de consultas para la toda la organización. Desde aquí, los resultados validos de la medición son enviados al sistema de gestión de producción para ser utilizados en la contabilidad de la producción.
Normalmente, este proceso de flujo de trabajo está integrado con otros componentes y sistemas tales como telemetría de pozos, sistema de gestión de producción, sistema de mantenimiento, etc.
¿Cuáles son las variables que podemos mejorar del proceso actual?
Considerando la importancia de la información que una medición de pozos provee, es altamente deseable aumentar tanto la frecuencia como la precisión de las mediciones. No obstante, quizás debamos pensar fuera de la caja, y no pensar en los procesos de medición de pozos como son hoy en día, los cuales requieren medición con cierta frecuencia por pozo. Sería ideal medir de forma más continua y más económica. El proceso explicado anteriormente podría cambiar radicalmente.
¿Cuál sería el sistema ideal?
- Un sistema o quipo completamente “rangeable”. Podemos alcanzar a medir cualquiera de los pozos y las condiciones que tenemos en nuestros yacimientos petrolíferos.
- Que pueda medir continuamente y precisa (sin necesidad de medir el tiempo de parada del pozo).
- Que sea lo suficientemente económico como para que pueda ser colocado en muchos pozos de baja producción.
- Un sistema que permita realizar las mediciones de pozo de una manera organizada.
- Reducir el número de instalaciones de superficie necesarias.
- Mejorar la precisión de las mediciones.
- Con resultados de mayor fiabilidad a los resultados
- Lograr una operación automatizada y supervisada de todo el proceso de medición de pozos.
Este es el “Santo Grial”, el sistema que todas las compañías buscan, pero que hoy todavía es solo un mito, al menos respecto a las condiciones mencionadas anteriormente.
Entonces… ¿qué podemos hacer?
Se pueden hacer muchas cosas para acercarse a algo como el Santo Grial, y las compañías están trabajando principalmente en estas tres líneas:
- Equipos de medición más y más “rangeables”
- Sistemas de gestión que optimicen los procesos de medición
- Ciencia de datos aplicada a la medición de pozos
Cada día nos acercamos más al Santo Grial, a medida que la tecnología mejora con mediciones más rápidas y precisas. Sin embargo, sigo creyendo que la respuesta está fuera de la caja. Debemos dejar de pensar en los procedimientos de trabajo actuales, romper estos paradigmas y concentrarnos en los objetivos finales para encontrar nuevas tecnologías y nuevos procesos de trabajo. Sin duda, esto sería un gran cambio para la industria del gas y petróleo, dado que la industria del gas y petróleo ha estado realizando la medición de pozos de la misma manera, o casi de la misma manera, durante décadas.
En el próximo artículo, trataré de analizar la razón de esto.
