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Informe Final LA AUTOMATIZACIÓ� DE POZOS CO� BOMBEO MECÁ�ICO E� ARGE�TI�A

LA AUTOMATIZACIÓ� DE POZOS CO� BOMBEO MECÁ�ICO E� ARGE�TI�A

Ing. Alberto Gasparri [email protected]

Lufkin Argentina S.A.

SI�OPSIS En nuestros días nadie puede poner en duda que la automatización de los yacimientos petroleros es una necesidad más que un proyecto, donde la posibilidad de detectar desviaciones de funcionamiento, conocer en tiempo real la información de estado y el control remoto hace de la automatización sea parte del proceso productivo diario. En esta presentación se desarrollara el avance de la automatización de pozos con bombeo mecánico en Argentina de los últimos años, las ventajas de aplicar estas tecnologías y la proyección del crecimiento de la aplicación de estas tecnologías para los próximos años. Inicialmente se dará a conocer las estadísticas de crecimiento de los últimos años de esta herramienta. Es importante remarcar que aunque este tipo de controladores están disponibles un largo tiempo en el mercado, es solo en los últimos años que se ha masificado en los campos petroleros argentinos, dejando de ser proyectos pilotos aislados, por yacimientos completamente automatizados. Luego se fundamentara el crecimiento detallando los beneficios de haber aplicado esta tecnología, evaluándose los aspectos técnicos que aporta la automatización, tales como: dinamometría en tiempo real de superficie y de fondo, detención por baja producción (Pump-off), control de velocidad (si se incluye Variadores de velocidad), protecciones, data logger, RTU para los instrumentos instalados en boca de pozo, entre otras. Otros aspectos a evaluar será la optimización de producción, minimización de paradas, disminución del mantenimiento, detección de fallas prematuramente, disminución de las horas hombre, donde se hará hincapié en los aspectos económicos tangibles e intangibles de la automatización. Por ultimo para cerrar este trabajo se hará una proyección en el crecimiento futuro de la aplicación de esta herramienta dentro del marco de los cambios económicos mundiales y dentro de este contexto de la actividad petrolera en la Argentina


I�TRODUCCIO�

La automatización de los ambientes industriales es ya una necesidad para lograr opmitizar la productividad del proceso. La industria del petróleo no esta excluida de esta realidad y la mayoría de las plantas, baterías, estaciones compresoras, etc. están siendo automatizadas y controladas a través de softwares SCADA (Supervisory Control and Data Acquisition; Supervisión, Control y Registro de Datos). Si nadie discute los beneficios de tener información de las variables de producción de una planta de almacenamiento de petróleo, por que motivo sobre un total de 21392 pozos productores, donde 14683 pozos son producidos mediante sistemas de extracción por bombeo mecánico, solo algo mas de 2900 de estos están automatizados? Los líderes de producción reconocen el alto costo que significa realizar reparaciones en las instalaciones de un pozo. El solo hecho de perder un día de producción de un pozo genera muchas veces aumento de las tareas administrativas y operacionales. Los sistemas de automatización para sistemas de extracción por bombeo mecánico permiten optimizar la producción minimizando los tiempos de parada, proteger las instalaciones, ahorrar energía, generar información estadísticas vitales al momento de tomar de decisiones, optimización de las tareas del personal de campo, etc. Los controladores de pozos de bombeo mecánico tienen la capacidad adicional de ser una RTU (Remote Terminal Unit, Unidad Terminal Remota) para los sensores e instrumentos que se requieran colocar en los pozos para optimizar las operaciones, tales como medidor de niveles en tanques de químicos o en los tanques elevados, sensores sobre la línea de producción, control de Variadores de velocidad (VSD/VFD), detectores de perdida de boca de pozo (Stop Leak), etc. Esta información facilita la logística de las tareas de mantenimiento. Con todos estos beneficios nuevamente, se observa que la cantidad de pozos automatizados es llamativamente baja, considerando que durante el periodo 2006 y 2007 el nivel de inversión dentro de los yacimientos ha sido muy alto. Los motivos probables es la dificultad para demostrar la recuperación de la inversión, la falta de convicción de la dirección acerca de los resultados de estos proyectos, resistencia a los cambios estructurales, ect. Para iniciar un proyecto de automatización es necesario preparar un trabajo que muestre claramente los puntos fuertes y la forma en que se podrá medir las mejoras que provee esta aplicación. La solución de automatización que se busca mostrar, persigue la mejora continua del valor del proceso de operaciones de producción de petróleo y gas, mediante los siguientes puntos:

• El incremento de la eficiencia operacional y la disminución de riesgos ambientales por reacción inmediata ante eventos operacionales y vandalismo.

• El incremento de la producción. • La reducción de la producción diferida y optimización de costos operacionales por la

anticipación de problemas operacionales. • Reingeniería de estructuras y de procesos de trabajo (optimización de recursos). • Administrar la transformación de los procesos requerida para la obtención de los beneficios de la

Automatización (desarrollo organizacional, entrenamiento y capacitación del personal). • Gerenciamiento de datos que aseguren una óptima gestión de calidad y de utilización de los

mismos. Por último, como cierre del trabajo analizará la evolución de los últimos años de la automatización de los pozos con sistemas de extracción de bombeo mecánico y se realizara una proyección para los años venideros.


DESARROLLO Proyectos de Automatización de pozos de Bombeo Mecánico Para comenzar un proyecto de automatización se debe establecer un primer grupo de pozos, los cuales presenten características particulares. Casos típicos son pozos con alta tasa de fallas, pozos que se requiere optimizar, pozos lejanos, etc. En primer término se procede a revisar y evaluar la información del pozo. Esta debería incluir:

a. Bases de datos de pozos para estudio b. Reportes Generales por pozo con:

i. Historia de controles ii. Eventos iii. Instalación de Subsuelo iv. Mediciones de Nivel v. Potenciales vi. Paros vii. Datos de sistema de extracción viii. Otros

c. Reportes dinamométricos de cada pozo d. Reporte de infraestructura completa de cada pozo e. Perdidas por pozo. Preferentemente durante un periodo largo para tener un valor promedio real. f. Curvas de Producción por pozo y por formación/miembro productivo g. Tabla de datos petrofísicos h. Mapas generales de ubicación de áreas productivas, baterías y pozos

En cada pozo se analiza con un software simulador con el objeto de recrear el comportamiento actual del mismo y su potencial optimización. De la comparación de los casos surgen las oportunidades de mejora que dan sustento a las hipótesis en las que se basa el estudio En todos los casos de pozos donde se encuentren discrepancias en la información, ausencias de datos en donde se han realizado asunciones, o cualquier tipo de observaciones sobre los datos de ingreso o resultado, los mismos se documentan para que sean tenidos en cuenta ante desviaciones en los resultados esperados A partir de los mencionados análisis y del estudio de la documentación recibida (estadísticas de paros, historia de fallas, mediciones físicas, y pronósticos de producción) se realiza un resumen de las particularidades destacables, problemáticas y oportunidades. Con esta información se proponen y evalúan las jerarquías de automatización, así como los beneficios aparejados. Determinados los beneficios esperados mediante la instalación de un sistema de automatización que soporte la administración Integral de Activos se cuantifican los mismos, indicándose la metodología adoptada para la mensura del potencial evaluado. Con estos resultados se procede a la ejecución de los cálculos de los casos de negocio.

Análisis de pozos, problemas y oportunidades

Del resultado del análisis de la información suministrada y los estudios ejecutados mediante el procesamiento de la misma en simuladores para recrear las condiciones actuales y optimizadas del sistema tendientes a detectar las oportunidades de mejoras mediante el sistema de automatización, se resumen las siguientes observaciones generales que establecen las bases para tomar decisiones de las jerarquías de automatización a seleccionadas para el estudio

• Total de pozos analizados


• Producción neta promedio • Producción promedio de agua • Corte de agua promedio • Índice de intervenciones promedio anual. • Perdida de producción media de crudo y de gas • Porcentaje de paradas por fallas espontáneas o indeterminadas en el pozo.

Los índices de paradas por fallas espontáneas o indeterminadas en los pozos se obtienen de computar el total de pérdidas cuyas causas son indeterminadas o fallas espontáneas que acontecen en la locación que pudieran ser identificadas con un sistema de automatización con la inteligencia suficiente para detectar la causa raíz. El porcentaje está medido sobre la producción total pérdida por estas causas respecto al volumen total de pérdidas acumuladas. Determinación de jerarquías de automatización

Se debe luego seleccionar el tipo de técnica para los sistemas de automatización de pozos de bombeo mecánico:

• Monitoreo On-Off: Constando de dispositivos de monitoreo que permita determinar si el pozo está

en marcha o parado, sin identificación de causa raíz, nivel de procesamiento alguno in situ o en el sistema SCADA.

La detección del estado de bombeo se ejecutaría monitoreando el enclavamiento del contactor principal de energía, movimiento de la unidad de bombeo (revoluciones motor, giro manivela, inclinación viga, o flujo de fluido en boca de pozo)

La funcionalidad de este sistema de automatización sería brindar alerta temprana de parada para dar al recorredor o responsable de la supervisión del pozo que atienda este incidente.

Se trataría en esencia de Radios, dispositivos celulares, o Satelitales con capacidad de detección mediante entradas discretas el comportamiento de una variable directa que permita determinar si el pozo está en marcha o detenido.

• Telesupervisión variables existentes: Se trataría de dispositivos tipo RTU con capacidad de

colectar múltiples variables de los pozos y ejecutar rutinas de control

La filosofía de este sistema constaría en telesupervisar las variables o instrumentos hoy existentes en los pozos y que generan estados, alertas, alarmas o eventos de parada que puedan ser monitoreados.

Se utilizarían RTU o PLC orientados a la colección de datos, sin requerimientos específicos de cálculos avanzados locales, ya que la funcionalidad primordial es el monitoreo de entradas digitales y analógicas de campo. En consecuencia el nivel de complejidad de los programas en los RTU o PLC sería bajo

En esencia el criterio de este sistema apunta a telesupervisar todas las variables que actualmente se disponen en el sitio con la meta de realizar los diagnósticos de posibles fallas en forma remota, pudiéndose identificar en ciertos casos la causa raíz u posible origen del problema con la meta de minimizar los tiempos de parada y ordenar las acciones correctivas o que permitan ahondar el diagnóstico con la mayor celeridad

• Sistema automático experto

Se trataría de dispositivos tipo RTU con capacidad de colectar múltiples variables de los pozos y ejecutar rutinas integrales de control (marcha/parada/velocidad, parámetros operativos, variables de producción, y variables eléctricas)

Se dotaría a los pozos de bombeo mecánico con controladores que permitan monitorear y controlar por medio de carta de superficie y bomba en forma permanente, tomado acción sobre parámetros de superficie y subsuelo.

Es un sistema dotado de herramientas de diagnóstico y simuladores para evaluar el desempeño del


sistema, evaluar desvíos de las variables de funcionamiento, en forma experta detectar y alertar predictivamente sobre problemas, y brindar herramientas de optimización

En materia de costos de inversión la opción primera es la más económica y la última la más costosa El factor de incremento de la inversión de un sistema rudimentario (opción Monitoreo On-Off) respecto a un sistema experto, está el orden del 2 a 3, es decir el doble o triple del costo, siendo los costos de mantenimiento relativamente similares. Aun con esta diferencia económica, el sistema experto permite un beneficio tal, que la instalación de estos sistemas son amortizados mas rápidamente que cualquiera de los otros sistemas antes mencionados. Basado en lo antes expresado es que el presente trabajo la jerarquía de automatización más adecuada para maximizar las oportunidades es la enunciada como “Sistema automático experto”. Esta opción, además, está alineada con las tendencias internacionales y locales en automatización de pozos productores Metodología para cuantificación de beneficios potenciales del sistema de automatización Los factores directos que determinan oportunidades potenciales de mejoras cuantificables económicamente que forman parte del estudio, si la jerarquía o tipo de automatización sea el “Sistema automático experto”, son los siguientes:

• Mejora en optimización del régimen de bombeo por incremento del llenado:

Se simulan todos los casos optimizando el llenado de bomba a un 95% en equivalencia de potencia hidráulica de elevación, es decir manteniendo la producción bruta en el mismo valor. De esta manera se simula un control de pozo por llenado de bomba.

La diferencia entre la velocidad de bombeo obtenida del caso optimizado respecto a la existente se reporta como optimización de régimen, lo cual impacta como extensión del la vida útil del sistema de subsuelo (por reducción de cantidad de ciclos). Con este factor se calcula la minimización del IPA (Índice promedio de intervenciones por pozo por año), oportunidad de ahorro de costos en intervenciones anuales y producción diferida

No se consideran en este factor las oportunidades de mejora dadas por el control de llenado de bomba y minimización de golpe de fluido/bomba, que derivan en incremento del índice de intervenciones, que será indicado como oportunidad con beneficio indirecto

• Mejora en optimización de carga en varillas por incremento del llenado:


La diferencia entre la máxima solicitud (Goodman) de las varillas entre el caso existente y el optimizado se evalúa como extensión proporcional de la vida útil del sistema de extracción

Con este factor se calcula la minimización del IPA, oportunidad de ahorro de costos en intervenciones anuales y producción diferida

No se consideran en este factor las oportunidades de mejora dadas por el control de transitorios cargas picos en las varillas, que derivan en incremento del índice de intervenciones, que será indicado como oportunidad con beneficio indirecto

• Mejora en optimización de pandeo en varillas por incremento del llenado:


Se evalúa si el sistema de bombeo tiene varillas en condiciones de buckling (pandeo) con más de 210 libras. Se compara con el sistema optimizado, donde se evalúa si el buckling es normalizado. Si esto se cumple y si


las varillas no son superadas en Goodman, se considera que la vida del sistema optimizado es 106 ciclos

Con este factor se calcula la minimización del IPA, oportunidad de ahorro de costos en intervenciones anuales y producción diferida

No se consideran en este factor las oportunidades de mejora dadas por el control de transitorios cargas mínimas en las varillas, efectos de flotación como ser surgencia transitoria, bloqueo de válvulas, candado de gas, que derivan en incremento del índice de intervenciones, que será indicado como oportunidad con beneficio indirecto

• Oportunidad de ahorro de energía:

Se calcula la minimización de demanda de potencia comparando la carga del motor simulada del caso existente respecto al optimizado (cuando el llenado de bomba es 95% en equivalencia de potencia hidráulica de elevación o producción bruta es equivalente).

A partir de este parámetro se calcula el ahorro de energía teórico

No se considera optimización de factor de potencia ya que se desconoce

• Oportunidad de mejora en mantenimiento equipo de superficie


Se calcula la optimización del régimen de carga estructural de la unidad de bombeo

Se calcula la optimización del régimen de carga de torque de la unidad de bombeo

Combinando ambos factores se obtiene el factor de optimización de equipo de superficie

Se debe adoptar un valor de reparación promedio de equipo de superficie y se recomienda aplicarle un TMEF de 10 años. Con el factor de optimización existente se valoriza la oportunidad de mejora en la solicitación del equipo

• Determinación de las oportunidades de detección temprana de paros

Acorde a lo mencionado anteriormente, se debe computar la historia total de eventos que han derivado en pérdidas por producción diferida. Estos eventos han sido clasificados en “Detectables” y “No Detectables”

En el primer caso se computan todos aquellos eventos que pueden ser detectados o inferidos por el sistema de automatización. También los casos indeterminados donde el sistema de telesupervisión tiene la oportunidad de potencialmente aclarar la causa origen.

Basado en experiencias similares al presente caso (por ejemplo lo documentado en el SPE 95046) las pérdidas por producción diferida pueden ser optimizadas en un 65%. Como medida conservadora se ha asumido en el presente estudio la optimización del 50% de tal producción diferida por las causas indicadas como “Detectables”

A continuación se indican que eventos son recomendado de utilizarse para computar y cuales descartados para evaluar la potencialidad del beneficio indicado. • Actúan protecciones: Estas protecciones son detectadas remotamente en tiempo real. • Agota nivel-recupera presión: Las variables de subsuelo son monitoreadas y se accionan algoritmos de

control asociados. • Corte corriente por desperfecto en línea o subestación (causa interna): Este evento seria detectado e

informado remotamente en tiempo real. • Desperfecto o cambio celda de arranque y/o tableros: Este evento seria detectado e informado

remotamente en tiempo real. • Desperfecto o cambio motor eléctrico: Este evento de desperfecto seria detectado e informado

remotamente en tiempo real. • Desperfecto o cambio de transformadores: Este evento de desperfecto seria detectado e informado


remotamente en tiempo real. • Empaquetado de pozo: Los eventos de parada producto de la rotura de las empaquetaduras seria

detectado mediante sensores de derrames e informado remotamente en tiempo real. • Espera pulling: Las causas que conducen a esta falla son detectadas en tiempo real y el sistema permite

identificar la causa raíz, consiguiendo que se minimicen los tiempos en determinar este evento. • Espera u opera hot oil: Las causas que conducen a esta falla son detectadas en tiempo real y el sistema

permite identificar la causa raíz, consiguiendo que se minimicen los tiempos en determinar este evento. • No produce: Las variables de subsuelo/producción superficie son monitoreadas/inferidas y se accionan

algoritmos de control asociados. • Obstrucción de cañería (sal/carbonato/etc.): Las variables de subsuelo/producción superficie son

monitoreadas/inferidas y se accionan algoritmos de control asociados. • Otras causas operativas: El sistema aporta los elementos que permiten identificar en forma temprana el

evento y causas asociadas que derivan en la parada. • Otros desperfectos eléctricos: El sistema aporta los elementos que permiten identificar en forma

temprana el evento y causas asociadas que derivan en la parada. • Otros desperfectos mecánicos: El sistema aporta los elementos que permiten identificar en forma

temprana el evento y causas asociadas que derivan en la parada. • Otros desperfectos sistema de extracción: El sistema aporta los elementos que permiten identificar en

forma temprana el evento y causas asociadas que derivan en la parada. • Problema correas: Este evento seria detectado e informado remotamente en tiempo real. • Rotura o cambio de cañería de conducción: Este evento podría ser detectado o alertado mediante el

monitorea de la presión y caudal de producción. • Rotura de colectores y/o puentes de producción: Este evento podría ser detectado o alertado mediante el

monitorea de la presión y caudal de producción.

Las Causas que pueden identificarse como “No detectables” que no seran computadas

• Alineación AIB/centrado cabeza mula • Cambio de motor (eléctrico o cualquiera) • Cambio de variador por arrancador • Cambios de régimen AIB ( carrera ó GPM ) • Con equipo de reparación por reservorios • Con pulling • Contrapesado de AIB • Desperfecto en freno de AIB • Espera equipo de reparación por reservorios • Espera u opera equipo RPT • Estudios geofísicos • Falta capacidad de instalaciones (baterías, plantas, oleoductos y gasoductos) • Limpieza y pintura • Mal estado de caminos ó locación por contaminaciones ambientales • Maniobra pozo • Mantenimiento preventivo integral AIB-motor-tablero • Mantenimiento preventivo de cañerías/puentes/satélites etc. • Mantenimiento preventivo mecánico de AIB • Otras causas mineras • Otras maniobras de producción • Otros mantenimientos preventivos • Otros por contingencia ambiental • Por paro de compresoras • Razones gremiales • Reparación de separadores


• Rotura de válvulas o accesorios • Suspensión de licencia ambiental Oportunidad de Reducción de costos en mediciones ecodinamométricas

La implementación del sistema integral de automatización del tipo “Sistema Experto” permitirá adquirir información que sustituya o complemente a los datos actualmente colectados mediante mediciones físicas ecodinamométricas

Se asume que se reducirá estas mediciones en 80%, dejando solamente mediciones periódicas de contraste o verificación.

Experiencias internacionales reportan que las mediciones se eliminan por completo luego del primer año, pero para el presente estudio se mantiene el criterio antes indicado Mantenimiento

En análisis de los casos de negocio se debe contemplar los costos necesarios para mantener el sistema. Tales costos se podrían calcular en base a una la tercerización del servicio. Para dar una idea al tema, una cuadrilla de mantenimiento mensual podrá cubrir 200 pozos automatizados. De todas formas además de la cantidad de pozos hay que tener en cuenta la distancia entre los mismos, la topografía del yacimiento, caminos, etc. Si la cantidad de pozos hace que no se requiera una cuadrilla mensual, pueden utilizarse parte del tiempo a realizar mantenimiento en facilities o contratarse por una cantidad de días especifica (part-time). Beneficios indirectos y factores no valorizados

Adicional a los factores mencionados en el punto anterior, los cuales forman parte directa del la evaluación económica de las oportunidades de mejora, existen muchos otros beneficios indirectos o no valorizados, destacándose los siguientes:

Aspectos HSE

• Minimización de necesidad de visitas a locaciones: Pudiendo monitorear, operar, diagnosticar y configurar remotamente variables de los pozos se reduce la necesidad de movilizarse al sito para atender estas tareas. Asimismo y gracias a los diagnósticos remotos que permiten determinar causas raíces, se minimiza la necesidad de realizar servicios tales como mediciones ecométricas o circulación del pozo para determinar el estado u origen de anomalía. Sumado a la minimización de tareas de mantenimiento correctivo indicadas, se reduce el requerimiento de movilizarse a las locaciones, con lo que baja la exposición a accidentes operativos y de manejo

• Sistema de alerta de personal en emergencia: Permite establecer, tal como existe hoy en muchos campos, sistemas de alerta de personal en emergencia, tal que si acontece algún accidente o incidente, este pueda ser reportado mediante la acción de pulsadores de emergencia en la locación para tomar acciones de ESD en el pozo y/o reportar el evento

• Alerta de arranque automático: dado que existan partes en superficie en movimiento que pudieran ser causales de accidentes, se instrumenta sistema de alerta de arranque automático (evento hoy existente en caso de cortes y restauración de energía) para advertir a cualquier persona presente en locación esta acción

• La detección temprana de pérdidas con enclavamientos de control automático para su mitigación así como el seguimiento predictivo de ciertos causales (por ejemplo parafinamiento de líneas) permiten actuar preventivamente al incidente reduciendo la posibilidad de que estos acontezcan

• Optimización energética del sistema de elevación artificial por unidad volumétrica producida: Lo que también apareja minimización de contaminación por consumo energético por unidad de fluido elevado artificialmente como consecuencia de la optimización del sistema

• Minimización de contaminación e impacto ambiental por reducción de mantenimientos: Toda tarea de mantenimiento, especialmente las que involucra equipos de torre, tiene un impacto ambiental por lo que


significa la tarea en si, logística y consumo energético asociado. La reducción de tareas de mantenimiento representa una optimización de estos factores que colaboran a minimizar impactos ambientales y exposiciones a accidentes

Factores humanos

• Jerarquización de labores: Toda implementación tecnológica requiere capacitación del personal con redefiniciones de roles para atender las nuevas herramientas. La información que brinda el sistema facilita las oportunidades para que los involucrados en roles directos operativos e indirectos de mantenimiento o clientes internos de los resultados generados se nutran de esta nueva fuente posibilitando el crecimiento profesional y eficiencia laboral

• Planes de carrera: En sintonía con lo indicado en el punto anterior, el sistema requiere de nuevos roles y brinda oportunidades para planes de carrera para el desarrollo de los involucrados

• Oportunidades de roles de mantenimiento: El sistema de telecomunicaciones, SCADA, controladores de campo e instrumental ofrecerá oportunidades para roles internos y servicios contratados de mantenimiento, principalmente para profesionales y técnicos especializados que con su labor agreguen valor al proceso

• Capacitación del personal en nuevas tecnologías: Todo el personal que participe o tenga contacto alguno con el sistema recibirá capacitación sobre nuevas tecnologías. Experiencias internacionales demuestran que si bien existen tendencias a resistir el cambio en la instauración de cualquier sistema, al tratarse de herramientas innovadoras y tecnológicas como las presentes cuentan con buena recepción porque representan indicadores de progreso, oportunidad y modernización

• Generación de oportunidades laborales en montaje y puesta en servicio del proyecto: La ejecución del proyecto generará mano de obra directa interna y contratistas en todas las etapas, desde su definición, montaje y puesta en servicio

Imagen institucional

• Mejora de imagen asociada a aspectos HSE y factores humanos: Acorde a lo indicado en los puntos anteriores, las mejoras y potencialidades mencionadas brindarán la oportunidad de enfatizar aspectos de imagen institucional

• Tecnificación de los procesos: aportando valor a la imagen institucional como compañía alineada con las tendencias y vanguardia internacional. Se genera la oportunidad para participar en publicaciones y eventos de divulgación internos, IAPG, SPE y organismos de difusión tecnológica

• Mejor aprovechamiento de los recursos productivos: Optimizando los procesos y recursos, maximizando la producción por reducción de pérdidas, lo cual brinda la oportunidad de potenciar la imagen institucional en resultados directos, publicaciones y publicidad

• Inversiones en capital: La instauración del proyecto apareja una inversión en capital con aporte de valor de los departamentos internos de servicios, contratistas locales e internacionales. Con la convocatoria de concurso de precio o procesos de contratación del proyecto de innovación tecnológica, se potenciaría la imagen de desarrollo y oportunidades por parte de la empresa en la industria local e internacional

• Inversiones en mantenimiento de personal capacitado: En correlatividad al postulado del ítem anterior se desprende la misma potenciación de imagen en la industria y empresas de servicios para atender los requerimientos de mantenimiento y desarrollo del proyecto

Aspectos geológicos

• Mayor conocimiento del comportamiento de las variables productivas de subsuelo: El detalle de la información de comportamiento del sistema productivo, como ser las presiones en bomba o evolución del caudal, permiten correr cálculos de Vogel, entre otros sobre el desempeño y declinación del reservorio. Las mediciones continuas en tiempo real mejoran resolución de las tendencias históricas de los parámetros referidos. El objeto es ampliar el conocimiento del comportamiento del reservorio para facilitar la decisiones sobre tratamientos y estrategias de explotación o proyectos de recuperación

• Seguimiento detallado de los proyectos de recuperación secundaria: En los casos de los pozos afectados


y a ser afectados a proyectos de recuperación secundaria el sistema permite monitorear en tiempo real la respuesta a la estimulación y facilitar la adecuación del sistema productivo para acompañar al proceso y sus variaciones

• Potencialidad de integración de la información con sistemas de simulación de reservorios: La información colectada en tiempo real y tendencias históricas de variables escrutadas o inferidas pueden ser integradas a sistemas de monitoreo y simulación de reservorios en forma automática y continua. Con esto se logra ahondar en precisión y conocimiento integral del reservorio

Aspectos de Ingeniería de extracción

• Conocimiento detallado del desempeño integral del sistema extractivo: Así como se ha mencionado para el caso del reservorio, de igual manera el sistema aporta valiosa información producto de las variables colectadas e inferidas en tiempo real sobre el desempeño del sistema de elevación en superficie y subsuelo, posibilitando mejorar las oportunidades de optimización y diagnóstico de fallas

• Seguimiento on-line del desempeño del pozo y respuesta a modificaciones en su diseño. Se minimizan en un 80% los tiempos de evaluación requeridos para verificar la respuesta ulterior a intervenciones o cambios operativos del sistema extractivo. Esto se traduce en eficiencia en la toma rectificaciones sobre decisiones realizadas de existir divergencias en el desempeño esperado. La eficacia en estas acciones reportará beneficios en reducción de tiempos en lograr los objetivos planteados, evitando que se exponga prolongadamente al sistema a condiciones no deseadas

• Posibilidad de efectuar ajustes de régimen y verificaciones en forma remota: Es decir realizar cambios en las velocidades de operación (VFD), control remoto de marcha/paro, y otros parámetros operativos o de protección del sistema

• Integración con simuladores: El propio sistema experto cuenta con simuladores y herramientas de diagnóstico, pero también puede ser integrado con otras bases de datos o sistemas de simulación y diagnóstico disponibles, facilitando la carga de datos y precisión de los cálculos gracias a la exportación de las variables actuales e históricas

Aspectos energéticos

• Menor consumo energético: Como se ha expresado en el capítulo anterior, el sistema posibilita optimizar el sistema extractivo, minimizando el consumo energético por unidad volumétrica producida

• Minimización de carga en líneas: A resultas de optimizar el sistema extractivo es posible disminuir la demanda de potencia que se traduce en carga en las líneas, tableros, conjunto de generación y distribución en general

• Mayor disponibilidad de potencia en las instalaciones existentes para otras aplicaciones o desarrollos: Esta mayor disponibilidad de potencia puede ser utilizada para desarrollo de otros proyectos o desarrollos. Del estudio de la información entregada se observa que las pérdidas asociadas a factores eléctricos son cercanas al 30%

• Control remoto y limitación de potencia (falta de potencia): El sistema permite evaluar los costos energéticos por unidad neta y bruta de fluido elevado, calificando a los pozos por eficiencia de elevación. En caso de requerir minimizaciones en potencia o energía, se facilita la acción eficiente de esas decisiones para maximizar la producción. También resulta de utilidad estas herramientas en situaciones donde es necesario control de potencia en hora pico o estacional.

• Optimización de picos de rearranque: En caso de simultaneidad de arranques por reenergizado de un sector del campo, el sistema puede configurar tiempos precisos de escalonamiento de arranque.

Aspectos operativos y facilities

• Ensayos de producción: El proyecto de automatización prevé el monitoreo directo o inferencia de la producción continua del pozo. No se ha computado como beneficio la oportunidad de reducción en las mediciones periódicas, lo cual es latente ya que las tendencias internacionales dan muestra de esto, tal como ha acontecido en Alberta – Canadá, y Rusia, por citar ejemplos, donde las técnicas de control de producción por inferencia de la misma basadas en el desempeño de la bomba cuentan con aprobación


gubernamental como método fiscal de escrutinio. Se brinda la oportunidad de extender el intervalo de ensayo posibilitando que una misma instalación de testeo atienda a un número superior de pozos. Asimismo se complementa los resultados de los ensayos tradicionales con las mediciones monitoreadas en tiempo real, ampliando la resolución de estas tendencias

• Manejo de contingencias: En caso de problemas de roturas o mantenimientos de líneas o facilities, falta capacidad en planta o cualquier evento que lo requiera, es posible en forma selectiva y remota acondicionar la capacidad productiva de los pozos, detener los mismos o accionar funcionamientos escalonados e intermitentes de los pozos con la meta de acondicionar los volúmenes producidos, detener/rearrancar completamente una zona o batería

• Cómputo detallado de pérdidas: El monitoreo del desempeño de los pozos permite determinar en forma precisa las paradas improductivas, su causal, duración y producción diferida. Esto facilita y mejora el reporte de pérdidas por producción diferida, estableciendo estadísticas detalladas que brindan la oportunidad de ejecutar planes específicos para mitigar las causas raíces.

Aspectos de mantenimiento

• Merma en el índice de intervenciones del equipamiento de superficie y subsuelo por los factores indirectos antes mencionados pero no computados, como ser: o Minimización de transitorios que solicitan al sistema, por control de carga máxima, potencia de

superficie, torque del motor, caída en la eficiencia de la bomba, etc. o Eliminación del golpe del fluido y bomba o Ajuste preciso de los parámetros de control y protección gracias al acceso remoto en línea vía el

sistema que permite optimizar la gestión minimizando fallas o Protecciones complementarias mediante controles expertos, como es el caso de algoritmos de control

por PIP (presión de entrada en la bomba)

• Disminución de problemas de parafinamiento de líneas por mejora en el downtime: Por detección temprana predictiva del parafinamiento o problemas de obstrucción de tuberías, se consigue anticipar estos eventos evitando roturas de líneas

• Minimización de carga en motores, correas, líneas, tableros y transformadores: Así como se ha expresado y computado la minimización de la carga de las unidades de superficie y subsuelo de producción, también esta minimización de solicitación se traduce a los accesorios tales como motores, correas, transformadores, VFD, tableros y demás accesorios. Asimismo se aporta información que permite diagnosticar predictivamente fallas y anticipar tareas de mantenimiento tendentes a minimizar correctivos

• Mayor disponibilidad de equipos de intervenciones de subsuelo para otras labores: A resulta de la optimización de las intervenciones por mantenimiento correctivo sobre los equipos de subsuelo se genera la oportunidad de mayor disponibilidad de los equipos de torre para minimizar los tiempos de espera de equipos de torre (que según el análisis de pérdidas está en el orden de 37% de la producción diferida), o bien reasignar los mismos a mantenimientos preventivos o perfectivos

• Estadísticas de fallas: La información que el sistema genera con indicación de causa raíz es potencialmente integrable con los sistemas de gerenciamiento de mantenimiento. El mayor detalle de las fallas, consecuencia y causa raíz genera la oportunidad de determinar acciones correctivas

Ahorros indirectos en consumibles

• Dosificación de químicos: La dosificación de químicos puede ser ejecutada en forma predictiva y automática asociada a variables que permitan optimizar el uso de este consumible.

• Aceites, lubricantes y repuestos de desgaste: La minimización de carga sobre los equipos extractivos permite que el uso de consumibles sea optimizado. Tal es el caso de los aceites de las cajas reductoras, el cual puede ser reemplazado o no a resulta de los exámenes químicos periódicos del mismo. Si la unidad es solicitada a un régimen inferior producto de la optimización o a cargas reducidas, es de esperar que el aceite aumente su vida útil. Lo mismo es extrapolable a los aceites de los motores a explosión, lubricantes en general y repuestos de desgaste (correas por ejemplo)


Optimización de recursos El Paper SPE 95046 “Application of Intelligent Well Management System to Optimize Field Performance in Golfo San Jorge Basin – Argentina”, donde cuentan con más de 2000 pozos automatizados a la fecha, se documenta la optimización de las rutinas de los recorredores de producción a partir del soporte dado con el sistema de automatización de pozos

Las observaciones sobre este tópico concluyen:

� Optimización de tiempos asociados a las rutinas de recorido de pozos.

� Minimización de frecuencia de visita presencial a los pozos

� Eficiencia en la definición de los programas de visita a partir de la determinación de las mismas conforme a las tendencias o comportamiento de los pozos observados remotamente

� Mejoramiento de los tiempos en determinación de causa raíz de los problemas, evitando la necesidad de investigar localmente eventos que son pre-establecidos remotamente

También el paper citado menciona la optimización asociada al gerenciamiento de la información de producción. Como ejemplos cita:

� Colección de datos asociados a los reportes de producción diferida (Capítulo IV API) mediante la confección automática de los mismos basado en la información colectada de campo

� Consolidado de la información de desempeño de los sistemas extractivos, con la posibilidad de verificación en tiempo real del funcionamiento, como herramienta de asistencia a operaciones e ingeniería de producción

� Minimización de tiempos de adecuación y análisis de respuesta de pozos a proyectos de recuperación secundaria y nuevos de alta declinación

Conforme a lo documentado en el paper SPE 29636 “Testin And Practically Applying Pump-Off Controllers In A Waterflood”, que da referencias de las experiencias obtenidas en el piloto ejecutado en el yacimiento Lost Hills de Chevron en Backersfield (USA), se han registrado un 20% de optimización en cuanto al consumo energético de los pozos automatizados con controladores inteligentes

El paper SPE 30636 “Automation in Cyclical Rate Promary Reservoir Sifnificantly Reduces Beam Pump Failures”, en el campo Dagger Draw de Conoco Inc en Nuevo Mexico, indica que luego de 20 meses de análisis y producto de la implementación de controladores automáticos inteligentes en los pozos, pudo ser optimizada la estructura de operaciones del campo reduciendo un empleado de campo, lo cual daría prueba de la optimización de la productividad de los recursos

Mejoramiento de producción

Conforme a lo documentado en el paper SPE 29636 “Testin And Practically Applying Pump-Off Controllers In A Waterflood”, que da referencias de las experiencias obtenidas en el piloto ejecutado en el yacimiento Lost Hills de Chevron en Backersfield (USA), se ha registrado un incremento de producción en el promedio de los pozos. Antes de la automatización la media era 160 BOPD y 767 MCFPD y luego se pasó a 178 BOPD y 898 MCFPD Arquitectura de Control

Aquí se indican las recomendaciones generales sobre las especificaciones del sistema de automatización seleccionado. Se hace referencia a tecnologías de probada trayectoria alineadas con las tendencias internacionales en la materia


Sistema de comunicaciones

Para establecer la estructura de comunicaciones necesaria se debe cumplir que el ancho de banda requerido. Este depende de la cantidad de pozos y el tiempo promedio del ciclo de Scan (tiempo para que el sistema SCADA pueda recorrer todos los pozos). Valores tipicos son un ancho de banda de 20,6 kbits por segundo, permitiendo que la red puedan automatizarse hasta 1000 pozos y un ciclo de Scan completo: 10 minutos

Imagen 1 Sobre esta base el sistema de radio debe contar con los siguientes requerimientos mínimos

• Frecuencia Spred Spectrum, ya que es de libre de licencia. • Los equipos deben están homologados en Argentina por la CNC • Puerto de comunicación Ethernet en estación Maestra, • Puerto de comunicación serie RS-232/485/422 en estaciones remotas, con velocidad de 115,2 kB en las

comunicaciones seriales • Ancho de banda de 100 kB o superior en las transmisiones inalámbricas, sobre capa UDP/TCP-IP • Clasificación de área: Clase I div 2

Se deberá hacer también un estudio de la ubicación de los pozos, las características topográficas para poder


determinar como se dispondrá la red, tipo y la altura de las antenas, la necesidad de repetidoras, etc. (Imagen 1).Algunas empresas proveedoras de radios, realizan estos estudios de forma gratuita. En los casos de pocos pozos o el caso que haya pozos muy alejados que requieran la colocación de repetidoras u otras instalaciones que encarezcan las comunicaciones, se puede evaluar el uso de radio satelitales. Estos conlleva un gasto de mantenimiento mensual, por tanto estas tecnologías no son de uso común. En realidad si debe hacer una proyección de gastos relacionados y ver cual seria la amortización del sistema convencional de radios necesarios versus las radio satelitales antes de optar por una de estas opciones.

Arquitectura de comunicaciones

A continuación se indica un diagrama de bloques general y conceptual de la arquitectura de comunicaciones típica

El Sistema SCADA interrogaría a las remotas vía protocolo Ethernet. En caso de que los equipos de campo solo cuenten con puertos series, será la radio la encargada de transprotocolizar o desencapsular el mensaje. Los datos serían traficados desde y hacia el campo en la red industrial, separada de la red administrativa. La comunicación Cliente-Servidor del sistema SCADA sería en la red administrativa


Imagen 2 SCADA

Aquí se explayan los puntos importantes para la integración de un software SCADA. Siempre hay que tener en cuenta que en el mercado hay productos locales e importados, se debe evaluar las posibilidades de integración entre los distintos softwares que utilizan en la empresa, ya sean los que utilizan en producción, ingeniería, reservorios, etc. Una buena integración permitirá que todas las áreas tengan acceso, se lograra cumplir con los beneficios anteriormente mencionados. El sistema estará compuesto por un computadora que cumplirá las tareas de servidor dedicado, donde se ejecutará el driver de comunicaciones, el sistema SCADA, la base de datos (SQL/Oracle) y servidor Web (o de clientes dedicados) con aplicaciones, integrando desarrollos licenciados al usuario final, como así también

IP wireless comm

Access Point Ethernet at

Master Radio Station

RTU with Serial/Ehernet Remote radio

Local wireless Network

LAN

Host Software

RS232/485

or Ethernet

Local Clients 10/100 MB LAN connection

LAN

WAN

WAN

Remote Clients (License free)

Local Client Other Software / client PI OSIsoft


productos del mercado. Las interfaces del sistema deberán estar en idioma español, pudiendo personalizarse los textos y ubicación de la información básica propuesta durante la etapa de diseño. Que permita la selección de unidades y que según el cliente pueda configurarlas a su necesidad. El formato final y de detalle de las interfases se analizará y diseñarán en conjunto con el cliente final. El sistema contará con funciones y características comunes a todos los tipos de pozos a ser soportados, y otras características y funciones propias de cada tipo de pozo soportado. El sistema debe disponer de modernas herramientas de control, análisis y diagnóstico disponibles en la actualidad, especialmente atenienses al seguimiento, historiado y reporte de Tiempos de parada y fallas. Así mismo deberá contener embebidas las herramientas de diagnóstico que posibiliten detectar fallas directas e insipientes, ejecutando exámenes expertos El sistema debe contar con la capacidad de comunicarse con los protocolos de los dispositivos en campo

Estructura Operativa

La instauración del sistema de automatización requerirá la cobertura de roles que permitan dar seguimiento en la operación y mantenimiento del sistema. Sin embargo la implementación del sistema requerirá la asignación de nuevos roles que cubran las posiciones de líderes en la operación y mantenimiento del sistema. Estos roles se definen en base a las referencias internacionales y locales en cuanto a la modalidad de operación de las empresas con mayor experiencia en operar campos automatizados. El requerimiento de estos roles no significa que se deba preveer asignar a nuevo personal, si no que es factible y usual que se reasignen recursos existentes redefiniendo el perfil de los mismos. La definición de lo antes expresado surgirá del análisis final de la estructura necesaria y su integración en la organización operativa existente.

Imagen 3


Definición de roles

Analista de Pozo: Es una persona de perfil técnico. Esencialmente se requiere que tenga sólidos conocimientos técnicos en diagnosticar fallas en pozos y optimizarlos. Es recomendable que sea un recorredor de producción experimentado con buen conocimiento del campo.

Es el responsable de monitorear desde terminal SCADA el desempeño de las instalaciones, observando alarmas/alertas en tiempo real, pero también analizando tendencias e indicadores de fallas latentes. Se ocupa de ingresar y mantener todos los datos y configuraciones que el sistema requiere con el objeto de optimizar el funcionamiento de los sistemas de elevación Especialista de Automatización: Debe contar con un perfil análogo al supervisor o coordinador de mantenimiento de los equipos de instrumentación y control del campo. Su responsabilidad es coordinar y supervisar las tareas de mantenimiento de los equipos asociados al sistema de automatización de pozos. Debe conocer integralmente el sistema, desde el instrumental de campo hasta la sala de control

Sus responsabilidades pueden ser compartidas o delegadas parcialmente a departamentos específicos de servicios, como ser IT, sistemas o comunicaciones, pero sin delegar el rol de ser capaz de diagnosticar el sistema en forma integral para determinar su desempeño y potencial anomalías Cuadrilla de mantenimiento de automatización de pozos: Se trata de una cuadrilla compuesta por dos técnicos con el perfil de instrumentistas. Su labor será atender las necesidades de mantenimiento preventivo y correctivo de los equipos de automatización de pozos. Plan de capacitación

Deben preverse el dictado de curso de configuración, operación y mantenimiento de los controladores, instrumental, comunicaciones, y software de supervisión. A cada uno de los roles antes mencionados se deberán preparar capacitaciones especialmente dedicadas para cumplimentar sus tareas de forma Indicadores

Se debe preveer que se implementen indicadores que establezcan un control de calidad sobre el desempeño, uso del sistema, y beneficios obtenidos. A tales efectos se propone utilizar indicadores de Calidad tipo KPI (Key Performance Indicators).

Estos índices apuntarán a calificar los siguientes factores

• Desempeño del sistema

o Volumen de pozos automatizados o Eficiencia de las comunicaciones o Disponibilidad de datos en campo o Disponibilidad de sistema de SCADA o Eficiencia general del sistema o Performance de la aplicación SCADA

• Utilización del sistema

o Conectividad de usuarios o Consultas a pozos o Cambios en configuraciones o Pozos en control automático o Grado de control/protección de pozos o Nivel de protección de pozos o Tiempo medio en reconocimiento de alarmas


• Mantenimiento del sistema o Tiempo medio en resolución de casos de mantenimiento o Cumplimiento de programa de mantenimiento preventivo o Tiempo medio entre fallas

• Materialización de beneficios

o Mejoramiento en el promedio de intervenciones o Mejoramiento en los tiempos de pozo parado o Mejoramiento en la producción o Mejoramiento en las tareas de mantenimiento de equipamiento de superficie o Optimización de consumo energía

• Evolución económica general del proyecto o Evolución de costos de mantenimiento o Capitalización de beneficios o Balance y evolución del negocio

Los controles de calidad deberán ser realizados en forma periódica y quedarán registrados en las Actas de las Registros de Calidad (KPI)

La metodología de evaluación de los indicadores deberá ser ajustada y establecida al inicio del proyecto. Sus criterios pueden ser ajustados, como ser el rango del período presente evaluado (mes, trimestre, año) y su contraste (historia completa del pozo, promedios del área, igual período anterior, etc). En cualquier caso es esencial que en caso que se reformulen los criterios, estos se apliquen retrospectivamente de modo tal de poder evaluar la evolución de las tendencias de los KPI estudiados

Planificación Integral

El plan de ejecución del proyecto debe contar considerar las siguientes etapas

Definiciones preliminares

• Definir pozos a automatizar • Establecer la modalidad de contratación (Inversión o Servicios) • Acordar programa general de implementación y asignar responsabilidades de contratación y ejecución

Contratación del equipamiento y servicios • Ejecutar relevamientos generales para definir las pautas generales de contratación, incluyendo:

o Necesidades de los clientes internos o Integración con sistemas existentes o Modalidad de montaje o Estándares técnicos de aplicación para el proyecto

• Elaboración de especificaciones técnicas y contractuales • Selección de empresas a ser invitadas a la/s compulsa/s • Licitado del servicio y/o compra de equipamiento • Evaluación de propuestas • Adjudicación

Ejecución del proyecto

• Afectar al personal para los nuevos roles internos, según se indica en el punto “Estructura Operativa” • Capacitar al personal, según se indica en el punto “Estructura Operativa” • Establecer los procedimientos para el manejo del cambio producto de la instauración del nuevo sistema

tecnológico • Ejecutar reuniones de lanzamiento del proyecto convocando a los contratistas y personal operativo


involucrado • Coordinar y supervisar la completa ejecución del proyecto • Recibir el sistema una vez puesto en marcha, completado el período de acompañamiento y capacitación

integral • Transferir el sistema a los usuarios finales y dar por completada la obra.

Operación y mantenimiento del sistema • Establecer programa de mantenimiento del sistema • Iniciar el contrato de mantenimiento, contemplando el abastecimiento de repuestos necesarios • Dar seguimiento al sistema y evaluar su prestación a partir del monitoreo de KPI • Definir un programa de mejora continua que prevea

o Capacitación permanente del personal directo e indirecto o Programa de actualización tecnológica, acompañando los nuevos desarrollos (versiones nuevas de

programas, firmwares, accesorios, modalidades de operación) o Análisis de los resultados obtenidos e investigación de los mismos para desarrollar oportunidades

que permitan potenciar los beneficios o Publicar y difundir las experiencias, tanto internamente como el órganos de divulgación de la

industria (IAPG, SPE) y medios generales de comunicación Casos de �egocios – Evaluación Comercial

El ultimo paso, una vez evaluados los aspectos técnicos y laborales, es preparar los casos de negocios, es decir valorizar las mejoras y beneficios que traerán aparejados la automatización, totalmente necesario para lograr la aprobación del proyecto. Para esto es necesario evaluar las inversiones necesarias, la forma de amortizar el proyecto de forma estadística. Establecidos los criterios de análisis conforme a lo detallado en los capítulos anteriores, donde se cuantifican las oportunidades de mejora con el sistema de automatización, se pueden establecer diferentes casos de negocio donde se evaluarán distintos escenarios. La meta es visualizar como varían los resultados de los casos de negocio en función del aprovechamiento de las oportunidades detectadas. Para este escenario se deben computar la totalidad de los costos asociados a las inversiones y mantenimiento del proyecto, solamente reduciendo el margen de aprovechamiento de los beneficios. Por ejemplo, escenarios posibles serian:

• Caso de mínima o pesimista, donde se contemplan que la materialización de las oportunidades

identificadas se reducirá al 25% de las mismas • Caso posible, donde se contemplan que la materialización de las oportunidades identificadas

se reducirá al 50% de las mismas • Caso probable, donde se contemplan que la materialización de las oportunidades identificadas

se reducirá al 75% de las mismas • Caso optimista, donde se contemplan que la materialización de las oportunidades identificadas

serán del 100% En todos los casos se debe aplicar un factor de aprendizaje o implementación del sistema para contemplar la curva de aprendizaje y manejo del cambio propio de la puesta en marcha de un proyecto. Este factor tiene el propósito de compensar la merma en la capitalización de los beneficios durante la etapa de inicio donde el personal es capacitado sobre el uso de las herramientas que brinda el sistema, al tiempo que la estructura operativa en general adopta las nuevas prácticas

El factor de aprendizaje establece que en el primer año los beneficios identificados como oportunidades serán reducidos en un 75%, el segundo año en 50% y el tercer año en 25%. Este factor se aplica en forma


independiente a los casos de negocio antes mencionados. Es decir que para el caso de mínima o pesimista, durante el primer año del 25% de las oportunidades de los beneficios detectados se utilizará el 25%, lo cual resulta en tan solo 6,25%. Par el mismo caso, el segundo año será 12,5%, el tercer año 18,17% y recién el cuarto año se conseguiría aprovechar el 25% de los beneficios.

Precio del Petróleo y el Gas Se debe luego establecer el incremento del barril y del gas en el periodo deseado de amortización. Las compañías ya tienen establecidos estos valores. Declinación Se debe contemplar la declinación de la producción de los pozos en estudio, un valor de referencia puede ser del 10% de declinación anual de la producción de los pozos. Esto aplica también para las pérdidas por producción diferida. Inflación: Se debe tomar el valor de inflación anual que el área comercial considere. Este factor opera negativamente sobre los costos de mantenimiento e inversiones, respecto al incremento del valor del petróleo. Es decir que si las expectativas de incremento del valor del petróleo superan el pronóstico o la inflación computada en U$ queda por debajo del valor tomado se favorecerá los resultados del estudio en todos sus escenarios

Inversiones Se han previsto las siguientes inversiones para el proyecto: • Costos previstos asociados al sistema de comunicaciones

o Antenas y radios para cada pozo o Mástiles o torres para la estación maestra y repetidoras (si las hubiese) o Antena Master y repetidoras (si las hubiese) o Radio Maestra y repetidoras (si las hubiese) o Montaje y Puesta en Marcha

• Costos previstos asociados al sistema de SCADA o Licencia del SCADA (depende de la cantidad de pozos) o Servidor (Computadora Personal) o Configuración y Puesta en Marcha o Capacitación

• Costos previstos asociados a la automatización del pozo o Controlador o Instrumentos de campo que se requieran montar o Montaje y puesta en marcha

• Costos previstos por el mantenimiento o Cuadrilla de mantenimiento (mensual o tiempo parcial)

Caso Pesimista Caso Cosible Caso Probable Caso Optimista

Factor aprendizaje

Factor de uso

25% 50% 75% 100%

Año 1 25% 6.25% 12.50% 18.75% 25.00% Año 2 50% 12.50% 25.00% 37.50% 50.00% Año 3 75% 18.75% 37.50% 56.25% 75.00% Año 4 y siguientes

100% 25.00% 50.00% 75.00% 100.00%


Para tener en cuenta: En los análisis de cada caso se deberá remarcar el TIR y beneficios acumulados totales en cuanto a la producción de gas y petróleo recuperada por minimización de pérdidas. En Todos los casos se debe realizar un análisis de sensibilidad para determinar la variación del VAN y TIR en función de la inversión, costos de mantenimiento y factores de utilización de los beneficios del sistema

La realidad en Argentina de la automatización de pozos de Bombeo Mecánico

Para cerrar este trabajo, se mostrará como es el escenario de la automatización de pozos de bombeo mecánico en la argentina. A continuación una tabla donde se muestra resumida todas las áreas de producción de petróleo y el método de extracción:

Cuencas Surgencia Natural

Bombeo Mecánico

Bombeo Hidráulico

Electro Sumergible

Gas Lift

Cavidad Progresiva

Plunger Lift Total

Norte 22 19 4 0 9 1 4 59

Cuyana 3 519 0 480 0 22 1 1025

Neuquina 262 4229 4 1289 103 1085 150 7122 Golfo San

Jorge 41 9736 13 1370 6 1660 5 12831

Austral 76 180 0 60 36 0 3 355

Total 404 14683 21 3199 154 2768 163 21392 Luego analizando los pozos automatizados:

Cuencas Bombeo Mecánico

Automatizados [*]

Norte 19 0

Cuyana 519 10

Neuquina 4229 100 Golfo San

Jorge 9736 2900

Austral 180 0

Total 14683 3010 [*] Automatizados con sistemas expertos Y si analizamos el crecimiento de estos sistemas anualmente, se tendrá que:


Grafico 1 El gráfico 1 muestra una pendiente de crecimiento muy buena, pero que dada la crisis financiera internacional que ha afectado a directamente a la inversión de obras, el 2009 provoco que la pendiente de crecimiento, por primera vez en 6 años sufra una declinación. Lo proyectado para el 2010 es mantener el mismo crecimiento que este año y recién a partir del 2011 comenzar a aumentar la automatización anual de pozos. Esto se observaría en un grafico de la siguiente forma:

Pozos con Bombeo Mecánico Automatizados

0

1000

2000

3000

4000

5000

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

Año

Poz

os Pozos con BombeoMecánicoAutomatizados

Grafico 2

Año Automatizados

[*]

2003 50

2004 150

2005 450

2006 850

2007 1250

2008 2500

2009 3010 [*] Automatizados con sistemas expertos

Pozos de bombeo mecánico automatizados

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

Año

Pozos Pozos de bombeo

mecánicoautomatizados


CO�CLUSIO�ES

Como primera conclusión es que la automatización de las unidades de bombeo mecánico es viable y es una solución que es amortizado rápidamente por los beneficios que conllevan estas herramientas.

Para lograr que un proyecto de automatización sea exitoso se debe cumplir los siguientes objetivos:

• Estudiar las problemáticas y necesidades particulares del campo previo a la implementación del proyecto a los fines de determinar la jerarquía de automatización necesaria y estrategia adecuada de implementación

• Determinar criterios y prioridades de automatización conforme a las necesidades y problemáticas relevadas en los estudios de viabilidad técnico-económica

• Ejecutar proyectos pilotos que representen la generalidad del campo (por ejemplo automatizar todos los pozos de una batería) con el objeto de ajustar y verificar los requerimientos así como la metodología de implementación del sistema

• Implementar un plan de capacitación intensivo a todos los niveles involucrados en el sistema en las diferentes etapas del proyecto

• Definir roles específicos con marcadas responsabilidades sobre el uso y mantenimiento de las herramientas tecnológicas implementadas

• Involucrar a toda la estructura de operaciones y mantenimiento en el proyecto, haciendo foco en los aspectos de liderazgo para garantizar el compromiso y participación de todos los niveles de operación, ingeniería y mantenimiento

• Establecer plan de mantenimiento preventivo para el conjunto de automatización, considerando actualizaciones tecnológicas tendientes a mantener vigente y funcional el sistema

• Generar prácticas de evaluación de resultados y mejoras continuas del sistema, para acompañar el desarrollo tecnológico y profundización en la obtención de valor agregado

• Pese a la imposibilidad de ejecutar análisis exhaustivos en todos los pozos por falencias en la

información, lo cual derivó en que se deban asumir escenarios conservadores o pesimistas, aún así se demuestra la conveniencia del proyecto

La jerarquía de automatización que permite lograr los objetivos propuestos ha sido definida como “Sistema experto”. En esencia se trata de sistema tecnológico que posibilita el monitoreo, diagnóstico y comando del sistema integral de elevación artificial, permitiendo medir o inferir parámetros de superficie y fondo, con la meta de minimizar fallas, detectar causales raíz, y facilitar las tareas de operación, diseño y mantenimiento El factor determinante para amortizar la inversión, el principal factor asociado a la oportunidad de obtener beneficios es el índice de mantenimiento de instalaciones de subsuelo. Este factor se posiciona por encima de la producción del pozo. Es decir que, contrariamente con lo que muchas veces se asume, resulta más provechoso equipar con automatización aquellos pozos con oportunidades de mejoras en los costos de mantenimiento aunque su producción no sea significativa frente a otros. Incluso de materializarse las oportunidades indicadas como indirectas o no valorizables para el alcance del presente estudio, se potenciará significativamente los resultados previstos Es por esto que se destaca la recomendación de priorizar y extender el proyecto de automatización a aquellos pozos que cuenten con alto índice de fallas, especialmente del tipo que requieren intervenciones del equipamiento de subsuelo. El estudio ha demostrado la conveniencia de mitigar las fallas y recuperar mermas de producción diferida.


Es por esto que se concluye que el factor determinante en el éxito en materializar los logros potenciales evaluados está asociado al factor humano. Sobre este punto se han generado las recomendaciones en cuanto a asignación de roles y capacitaciones. Se ha concluido que es necesario implementar cambios y actualizaciones a la estructura operativa, sumando roles y responsabilidades enfocadas a atender los nuevos desafíos y requisitos. Es vital que estas actualizaciones en la estructura y modalidad operativa sea implementada desde el inicio del proyecto para asegurar la capitalización de los beneficios en forma temprana, optimizando el proceso de implementación y aprendizaje Es fundamental que el proyecto sea encarado con fuertes bases de liderazgo para establecer los objetivos, programa de implementación y atacar paradigmas que atenten a mitigar resultados. En lo referente al crecimiento de estas tecnologías en Argentina han tenido un crecimiento continuo en los últimos años, aunque tal como se ha explicado en este documento aun así no hay aplicación de estas herramientas masivo en los yacimientos Argentinos. Esto esta relacionado directamente con la posición de la alta gerencia que la inversión es muy costosa y la amortización de la misma es a muy largo plazo. BIBLIOGRAFÍA “Automatización en pozos de bombeo mecánico en el yacimiento de Cerro Dragón”, Los cambios del comienzo de siglo – Unidad de Gestión del Golfo San Jorge, Pan American Energy LLC (PAE). Julio 2006. Autores: Herial Angeletti, Edgardo Costa, Alejandro Luna, Sebastian Madsen, Gustavo Cerezo. SPE 30636 “Automation in Cyclical Rate Primary Reservoir Significantly Reduces Beam Pump Failures”, Exhibición técnica y conferencia Anual del SPE, Octubre 1995. Autores: Findlay II, C. P., Herring, R. B., Conoco Inc.; Pike, J. S., Delta-X Corporation SPE 29636 “Testing and Practically Applying Pump-Off Controllers in A Water flood”, Reunion regional del Oeste del SPE, Marzo 1995. Autores: Eckel, Andy C., Abels, Harold P., Chevron U.S.A.; Merritt, Ross A., Delta-X Corporation

SPE 95046 “Application of Intelligent Well Management System to Optimize Field Performance in San Jorge Basin – Argentina”, Conferencia Latinoamericana y del Caribe de Ingeniería en petroleo del SPE, Junio del 2005. Autores: H. Moyano, R.D. Fiore, R. Mazzola, C. Ponce, Pan American Energy LLC, y E. Ferrigno, Lufkin Argentina

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