54 Oilfield Review

Soporte técnico remoto a la localización del pozo

Nos hallamos frente a un cambio cultural. Los expertos en soporte técnico a

operaciones de campo ya no se encuentran exclusivamente en la localización

del pozo. Con el objetivo de brindar conocimientos y soporte técnico inmediato,

Schlumberger ha incrementado el número de centros de soporte de operaciones

para asistir localizaciones de pozos estratégicas en el mundo entero.

Charles CosadGatwick, Inglaterra

Kerby J. DufreneRosharon, Texas, EUA

Katy HeidenreichMike McMillonAberdeen, Escocia

Alex JermiesonAGR Petroleum ServicesAberdeen, Escocia

Meghan O’KeefeHouston, Texas

Louise SimpsonCrawley, Inglaterra

Traducción del artículo publicado en inglés en Oilfield Review Verano de 2009: 21, no. 2.Copyright © 2009 Schlumberger.Por su colaboración en la preparación de este artículo, se agradece a Graham Douglas, Stavanger; Sanjay Kanvinde, París; Tim Lloyd, Crawley, Inglaterra; Colin Myles, Cambridge, Inglaterra; y Yakov Shumakov, Aberdeen.ArchiTest, DART, EverGreen, InterACT, IRIS, NODAL y OSC son marcas de Schlumberger.Flickr es una marca de Yahoo! Inc. Lotus y Sametime son marcas de IBM Corporation. Office Communicator es una marca de Microsoft Inc. WITSML es una marca de Energistics. YouTube es una marca de Google Inc.

A comienzos de la década de 1980, la industria de E&P adoptó la tecnología que posibilitó la trans-misión de datos de campos petroleros desde localizaciones de pozos remotos hasta otros dis-tritos para su evaluación y manipulación. Pero recién a mediados de la década de 1990, en coin-cidencia con la difusión monumental de la Internet, dicha transmisión sería posible en todo el mundo.1 La Internet proporcionó una red con alcance global y protocolos de comunicación nor-malizados que simplificaron la configuración de una localización para la transmisión de datos para el ingeniero especialista en tecnología de la información (TI). No obstante, en ese momento, el costo relacionado con la tecnología de la infor-mación y la inercia de las modalidades de desarrollo de las actividades comerciales implan-tadas limitaban la adopción de esa capacidad. Hoy, esas barreras asociadas con los costos han sido eliminadas, las culturas de perforación y operaciones están evolucionando y el cambio se ha puesto en marcha.

Uno de los impulsores del cambio es la existen-cia de un grupo limitado de personal experimentado, capaz de abordar los desafíos de E&P de nuestros días. Esta carencia crea la necesidad de apre-surar el entrenamiento de nuevos candidatos a

contratación y cultivar el intercambio de sus conocimientos con los especialistas disponibles hoy en día. Por otro lado, los flujos de trabajo ope-rativos tradicionales constituyen un obstáculo para los especialistas: el envío de un especialista a una localización de pozo implica tiempo y recursos e introduce riesgos relacionados con los viajes y la localización. Además es difícil—y raro—para un especialista que se encuentra en una localización de pozo colaborar con proyectos que se están desarrollando en otros sitios.

Otro tema apremiante es la creciente comple-jidad involucrada en el proceso de recuperación de hidrocarburos. Por ejemplo, una operación puede requerir los conocimientos prácticos de petrofísi-cos, geofísicos e ingenieros de yacimientos, pero no resulta práctico ubicar físicamente a los espe-cialistas de cada una de estas disciplinas en cada localización de pozo. Utilizando los mismos princi-pios que los de la tecnología desarrollada en las décadas de 1980 y 1990, el soporte remoto—como se conoce comúnmente—constituye una forma práctica de dotar a todas las localizaciones con el personal necesario.2

Schlumberger fue una de las empresas precur-soras en materia de servicios de soporte remoto, y continúa investigando y desarrollando la tecnología.

1. Isaacs WR y Bobo JE: “Design and Impact of a Real-Time Drilling Data Center,” artículo SPE 13109, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, Houston, 16 al 19 de septiembre de 1984.

2. El concepto de soporte remoto se utiliza aquí para describir el soporte provisto mediante un enlace de telecomunicaciones desde un lugar físico que no sea la localización del pozo. El término “soporte” se emplea en forma general para describir las operaciones de monitoreo, intervención o control directo de las actividades de servicios al pozo.

3. Un ambiente anfitrión describe a un servidor en una localización físicamente segura que opera con las mejores prácticas de TI, tales como los servidores redundantes, los sistemas de respaldo del suministro de energía universal y una conexión de datos con gran ancho de banda. Todos los servidores son operados durante las 24 horas del día por un equipo de TI.

4. Para obtener más información sobre cómo se transmiten los datos de la localización del pozo, consulte: “Actuar a tiempo para maximizar el aprovechamiento de los hidrocarburos,” Oilfield Review 17, no. 4 (Primavera de 2006): 4–15.

Volumen 21, no. 2 55

Una de las principales extensiones del concepto tiene lugar en los centros de soporte de operacio-nes OSC. Ubicados estratégicamente en todo el mundo, estos centros están dotados de equipos de especialistas multidisciplinarios. Los equipos elevan el nivel de experiencia en los sitios en que se provee soporte y los centros constituyen la pie-dra angular de una red de soporte global que integra a las personas con el sistema de manejo de conocimientos de la compañía.

Además, existe una profusión de conocimientos de dominios y experiencia laboral en los especialis-tas de Schlumberger que trabajan en otros sitios y sus contribuciones resultan particularmente valiosas para los retos específicos que plantean las

localizaciones de pozos. Al ser requeridos por los equipos OSC, los conocimientos técnicos de los especialistas son provistos a través de la misma red de soporte global.

Para la conexión de un equipo de perforación a la red de soporte, es necesario un hardware dedi-cado. Los datos recolectados en la localización del pozo son transmitidos a servidores seguros si-tuados en un ambiente anfitrión.3 Los servidores proveen un control estricto de la seguridad y manejo del acceso del usuario a los datos. Efectuadas por satélite o mediante un cable físico, tal como una fibra óptica, las transferencias de datos son susceptibles de pérdida parcial y fluc-tuaciones en las velocidades de transferencia.

Para evitar la pérdida de datos y mitigar las fluc-tuaciones, el software ejecutado en el servidor verifica y almacena automáticamente la informa-ción en forma temporaria; los paquetes de datos perdidos son solicitados y reenviados de manera automática desde los servidores que se encuen-tran en la localización del pozo.4

En un centro OSC, la información proveniente de cada una de las localizaciones de pozos que reciben soporte se despliega en múltiples panta-llas de computación, lo cual permite que sólo un especialista provea soporte simultáneo a varias localizaciones de pozos. Además del monitoreo, algunos servicios ahora pueden proveerse en forma autónoma o por control remoto. El soporte

888888::::0000000000 9999::::000000000000000000000

777::000000000000666666:::::0000000000000000

13:00 11444::00000 1111555:::000000 111166:00000000 171717771 ::::::::0000000000000000000

10:00

1100

1011

1010

1 1100101110101

1100101110101

1100101110101

56 Oilfield Review

MJM—Fig. 03

de los centros OSC permite lograr mejoras en la calidad del servicio, incluso en períodos de gran actividad de perforación; fases en las que suelen producirse los eventos imprevistos (arriba).5

Este artículo pone de relieve aquellos ambien-tes en los que el soporte remoto puede mejorar la calidad de los servicios, reducir la exposición a los riesgos que plantea la localización del pozo y proveer al personal en sitio alternativas económi-camente efectivas. Dos estudios de casos ilustran el soporte provisto desde diferentes dominios de servicios. En el primero, la experiencia y cola-boración ayudan a resolver los desafíos de un proyecto de perforación difícil. El segundo mues-

Alcance extendido de los especialistasLos especialistas son activos vitales de las compa-ñías de servicios de campos petroleros, cuyos conocimientos técnicos especializados se han per-feccionado con la antigüedad en sus puestos de trabajo y después de recibir entrenamientos rigu-rosos a lo largo de sus carreras. Son muy solicitados porque el diseño y la ejecución de los desafiantes proyectos de E&P de nuestros días requieren equi-pos multidisciplinarios de especialistas de alto nivel. A pesar de las gestiones realizadas para con-tratar candidatos o entrenar nuevos, la provisión de recursos especializados para una localización sigue siendo una tarea difícil.

Los servicios de soporte remoto ofrecen una solución para la industria: permiten que los especialistas trabajen en sitios ajenos a las loca-lizaciones de pozos, cuyo acceso es complejo, y ejecuten operaciones múltiples simultáneamente. Las tecnologías utilizadas en un ambiente de cola-boración, ahora comunes, hacen posible que los especialistas ubicados en múltiples localizaciones interactúen—y se conecten con los grupos de interés—y trabajen como un equipo. El hecho de reunir a todas las partes involucradas mejora la

> Indicadores clave de desempeño. En el año 2006, el centro OSC de México redujo el número de problemas relacionados con la calidad de los servicios (negro) mediante la provisión de soporte experimentado a los ingenieros del Golfo de México desde su localización en tierra firme. El recuento de ingenieros de campo (azul) creció en un 40%. El número de solicitudes de tickets de soporte efectuadas al equipo del centro OSC (rojo) indica el crecimiento del nivel de actividad durante el año.

MJM—Fig. 01

Ene. Feb. Mar. Abr. May. Jun.

Mes

Even

tos

rela

cion

ados

con

la c

alid

adde

los

serv

icio

s po

r mes

Pobl

ació

n de

FE

y tic

kets

OCS

Jul. Ago. Sep. Oct. Nov. Dic.0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

500

0

1

2

3

4

5

Eventos relacionados con la calidad de los servicios

Tickets OCS

Población de ingenieros de campo

> Semejanzas entre los centros de control. En el Centro de Control de Misiones de la NASA (abajo, a la derecha), un equipo multidisciplinario monitorea, en tiempo real, numerosos suministros de datos transmitidos desde la Estación Espacial Internacional. Los sistemas de videoconferencia mejoran la comunicación y ayudan al equipo de tierra a conocer la situación del espacio. Un centro OSC de Schlumberger (abajo, a la izquierda) y un centro OSC de cliente (arriba) comparten muchos de los principios de diseño del Centro de Control de Misiones de la NASA. [Fotografía (abajo, a la derecha), cortesía de la NASA.]

tra una situación de colaboración en tiempo real que implica múltiples sitios, entre especialistas de Canadá, Inglaterra y Escocia, y una localiza-ción marina cerca de las Islas Shetland, en el Reino Unido.

Volumen 21, no. 2 57

comunicación y comprensión, lo cual resulta de gran utilidad durante la toma de decisiones y tam-bién a lo largo del desarrollo de un proyecto.

En cada localización de pozo al que se provee soporte, el trabajo de los ingenieros de Schlumberger totalmente entrenados es complementado por los especialistas de los centros OSC. En tal sen-tido, se pueden extraer paralelismos con el Centro de Control de Misiones de la NASA, en donde un gran número de especialistas—cada uno de los cuales posee competencias especiali-zadas—sustenta el trabajo de los astronautas que se encuentran en el espacio; sería imposible enviar todo el equipo de especialistas al espacio (página anterior, abajo).

Optimización del ambiente de trabajoPara los especialistas en campos petroleros y el personal de operaciones que brinda soporte a las actividades del equipo de perforación, es esencial contar con un ambiente de trabajo efectivo y ade-cuado. En el diseño de este tipo de instalación se debe considerar la diversidad de operaciones sus-tentadas desde la sede central y otros factores tales como el tamaño de los equipos, las disciplinas existentes dentro de los equipos, y la frecuencia y duración de las operaciones. Con el objeto de garan-tizar un grado máximo de eficiencia, Schlumberger compromete un equipo interno de diseño de ambientes de colaboración (CED), tanto para las instalaciones internas como para las instalacio-nes construidas para los clientes.

Una de las tareas más importantes del equipo CED es la de comprender las actividades que se desarrollarán en el centro OSC y la tecnología

requerida; dicha comprensión dirige el proceso de diseño desde la fase conceptual hasta su puesta en práctica (arriba, a la izquierda).

Las consideraciones ergonómicas no sólo con-sideran atentamente las posiciones del personal en sus asientos y las posiciones de las pantallas, sino que además determinan cómo cada inte-grante del equipo se relaciona con los componentes del centro OSC e interactúa con los otros inte-grantes. Todas las actividades que tienen lugar en el centro OSC, desde el monitoreo de la localiza-ción del pozo hasta la impresión de reportes y las reuniones con los clientes, se evalúan.

El flujo de trabajo general del centro OSC gira en torno al nivel de colaboración requerido. Las estaciones de trabajo pueden disponerse en forma de islas; organizadas por disciplina para mejorar la comunicación entre los grupos. Los reque-rimientos en materia de videoconferencias y teleconferencias se consideran e integran ade-

cuadamente en las salas de debate y en las estaciones de trabajo. Si se requieren tareas tales como la colaboración para el modelado de yaci-mientos en profundidad, en el diseño se incorporan herramientas especiales de visualización 3D.

En un ambiente diseñado para las comunica-ciones, una consideración esencial es el control del ruido y de las distracciones indeseadas. En áreas de trabajo grandes, de diseño abierto, esto se logra preservando una zona de trabajo perso-nal, a la vez que se conserva la conexión visual entre los compañeros de trabajo que colaboran con frecuencia. Las separaciones, cielorrasos y alfombras también son utilizadas para atenuar el ruido de fondo e impedir que se propague a través de una zona abierta (arriba, a la derecha).

5. Karr GK, Landgren KM y Fleury SG: “End to End Drilling Collaboration Infrastructure,” artículo SPE 107574, presentado en la Conferencia y Exhibición de Energía Digital de la SPE, Houston, 11 al 12 de abril de 2007.

> Proceso de diseño. El equipo CED sigue un proceso que combina el análisis concienzudo, la creatividad y los conocimientos ergonómicos. Su función abarca la investigación de soluciones alternativas y la refinación gradual de esas soluciones para lograr un diseño óptimo. A través de todo este proceso, el equipo OSC asegura que se analicen todas las consideraciones.

MJM—Fig. 04

Análisis y definición

Proceso de diseño CEDRe

troin

form

ació

n

Diseño conceptual

Diseño detallado

Implementación

> Configuración de las estaciones de trabajo en el centro OSC de Aberdeen. El agrupamiento de estaciones de trabajo en cubículos incentiva la comunicación estrecha entre los miembros de un equipo de trabajo. Los cubículos permiten además la comunicación con los técnicos contiguos. Esta disposición agiliza las actividades y los flujos de trabajo de soporte durante las 24 horas de un día de trabajo en el centro OSC.

MJM—Fig. 05

58 Oilfield Review

Dado que muchas condiciones cambian durante el transcurso de un día, el equipo CED optimiza los diseños de los lugares de trabajo donde se desarrollan actividades de soporte las 24 horas, lo que incluye rotación de turnos, tareas repetiti-vas, períodos de descanso, trabajo administrativo, llamadas telefónicas y la permanencia frente a los monitores de las computadoras (arriba). Después de efectuar un análisis detallado de los

requerimientos de las tareas y la iluminación, el equipo CED puede proponer distintos tipos de luces: luz ambiente, iluminación hacia arriba uti-lizando el cielorraso como difusor, iluminación hacia abajo e iluminación del área de trabajo.

Para la comunicación fluida a nivel mundial, es importante seleccionar aquellas tecnologías que representan un equilibrio entre desempeño, compatibilidad, estabilidad y facilidad de uso, y

estandarizar el hardware y software utilizados. El empleo de un estándar reduce la probabilidad de interrupción de las comunicaciones por factores tales como la incompatibilidad o por problemas de entrenamiento. Este concepto constituye un componente integral del diseño de las instalacio-nes OSC, destinadas al uso de Schlumberger o bien para el uso de clientes (abajo).

> Diseño ergonómico para las estaciones de trabajo del centro OSC de Aberdeen. En esta estación de trabajo, un operador puede monitorear cómodamente varias operaciones de perforación en forma simultánea. La postura y distancia de alcance de los equipos se optimizan para evitar el cansancio. Se provee espacio para los equipos auxiliares, tales como computadoras portátiles y teléfonos, y para la ejecución de tareas de oficina. (Adaptado de Pheasant S: Bodyspace: Anthropometry, Ergonomics and the Design of the Work, 2da edición. Londres: Taylor & Francis Ltd., 1996.)

MJM—Fig. 06

Altu

ra d

e lo

s oj

os d

e un

té

cnic

o ho

land

és s

enta

do

para

el p

erce

ntil

95: 8

80 m

mDistancia de visión confortable mínima: 500 mmDistancia de visión recomendada: 700 a 800 mm

Línea de observación en posición de descanso

Línea de observación horizontal

420 mm

1,200 mm

1,200 mm

800 mm

Monitor de 21 pulgadas

Zona de visualización aceptada

Zona de visualización preferida

15°

30°

45°

Altu

ra d

el

escr

itorio

= 7

20 m

m

Dimensiones ergonómicas clave de un operador sentado

Espacio en escritorio

Zona de alcanceZona de visualización

Panel acústico

Pantallas de 21 pulgadasInstalación de 3 x 2

Teclado y ratón inalámbricos

Estación de puertos

Ordenador portátil (laptop)

Altu

ra d

e lo

s oj

os d

e un

a m

ujer

de

Sri L

anka

par

a el

per

cent

il 5:

620

mm

> Instalaciones OSC en todo el mundo. La mayoría de los centros se encuentran centralizados para brindar soporte a una región geográfica; sin embargo, otros, como el centro OSC de Rosharon, Texas, proveen soporte de operaciones en múltiples países. La infraestructura global pone los conocimientos multidisciplinarios a disposición de cada localización que recibe soporte. Y además provee acceso a la experiencia de los especialistas cuando se plantean retos específicos.

MJM—Fig. 02

Instalaciones OSC de Schlumberger

Instalaciones de soporte de la compañía operadora

Aberdeen

Rosharon

Volumen 21, no. 2 59

Utilización de las mejores herramientasEl monitoreo de los eventos que tienen lugar en la localización del pozo y la provisión de soporte remoto, intervención y control son actividades que requieren datos. En la mayor parte de las localizaciones de pozos, los datos utilizados para interpretar las condiciones de fondo de pozo pro-vienen de una diversidad de fuentes, las cuales incluyen compañías independientes tales como proveedores de servicios y contratistas de perfo-ración. Para obtener una visión precisa de los eventos, estos datos diversos deben ser vistos y analizados en conjunto. Por ejemplo, durante una operación de terminación de pozo para el control de la producción de arena, los datos pueden incluir información tal como la posición del apa-rejo móvil y la carga en el gancho, así como también las presiones de bombeo, las tasas de

flujo y posiblemente las propiedades de los flui-dos en tiempo real (abajo).

Se incentiva a las compañías que producen datos de pozos para que cumplan con el estándar de transferencia de información del pozo (WITS) con el fin de mejorar las capacidades de intercam-bio de datos entre las distintas aplicaciones de computación. Una extensión del estándar WITS, la especificación WITSML, aplica la codificación XML, lo cual reduce aún más los problemas asocia-dos con el intercambio de datos.6 Para minimizar la pérdida de datos y la interrupción de las conexiones de red, Schlumberger ha desarrollado un dispositivo de red automatizado que se instala en la localización del pozo. A menudo se lo conoce como caja negra, tanto por su aspecto como por el hecho de que no requiere ninguna intervención para ejecutar su función. Acepta los formatos

WITS y WITSML, además de los formatos de datos patentados. La caja arroja como salida un flujo de datos WITSML seguros y comprimidos.

Una vez empaquetados para formar una corriente segura, se puede acceder a los datos en forma remota vía satélite o a través de redes cableadas; cada opción ofrece una capacidad de ancho de banda diferente.7 El ancho de banda para la transferencia de datos representa la cantidad máxima de información que puede ser transmitida

> Ejemplo de flujo de datos de una operación de perforación, desde el equipo de perforación hasta el escritorio. La información del equipo de perforación se recolecta en los diversos sensores del equipo y luego se encamina a través de una caja de red instalada en la cabina. Los datos de servicios, obtenidos con las herramientas LWD y MWD, son procesados con un módulo de procesamiento de alta velocidad que decodifica los datos a partir de los pulsos de lodo. El hardware InterACT, instalado en la localización del pozo, recibe los datos de los sensores del equipo de perforación y los datos de servicios en una diversidad de formatos y los convierte a formato WITSML en tiempo real. La corriente de datos se envía luego a través de la red de comunicación del equipo de perforación, al centro OSC, a la oficina del cliente o a los usuarios itinerantes (roaming users).

MJM—Fig. 07

Datos del equipo de perforación, talescomo el peso sobre la barrena y la posición

del aparejo móvil

Adquisición de datos enlocalizaciones de pozos InterACT

Comunicación vía satélite,terrestre o por red de fibra óptica

Datos de servicios LWD y MWD

Módulo de procesamientode alta velocidad

Caja de enrutamiento de losdatos del equipo de perforación

Instalación OSC, centro de soporte al cliente o una localización de soporte

6. La especificación WITSML es manejada por el consorcio global Energistics. Para obtener más información, consulte: Energistics, http://www.witsml.org/witsml/Default.asp? (Se accedió el 3 de marzo de 2009).

7. Groner J, Gutman L, Halper M, Maness F, Robertson L, Sullivan J, Williams DG, Harvey T, Robertson C y McPherson I: “Redes con el mundo,” Oilfield Review 14, no. 2 (Otoño de 2002): 20–31.

60 Oilfield Review

en un tiempo dado; se puede establecer una analo-gía sencilla con la capacidad de tránsito de una carretera. Por ejemplo, el límite de velocidad de una carretera es similar a la velocidad de transfe-rencia de datos por red. Las unidades no son la distancia por unidad de tiempo sino la produc-ción de datos por unidad de tiempo, expresada en general como bits por segundo; las redes moder-nas se caracterizan por poseer velocidades que alcanzan varios gigabits por segundo. El número de automóviles que circula en la carretera es aná-logo al volumen de datos que se está transmitiendo; si el volumen de datos excede la capacidad de la red, se produce un embotellamiento. Así como el incremento del límite de velocidad o el agregado de carriles resuelve las congestiones de tránsito, la tecnología de redes más rápidas y el agregado de más conectores de red reducen las congestio-nes que se producen en las redes.

La mayor parte de las comunicaciones con equipos de perforación grandes o remotos se pro-vee utilizando satélites VSAT. La velocidad de las comunicaciones VSAT, que alguna vez fuera de tan sólo 64 Kbps, ahora excede los 512 Kbps.8 Esta velocidad es suficiente para transmitir la mayor parte de los datos de pozos en tiempo real; sin embargo, no puede sustentar las velocidades de transmisión de datos requeridas por muchas de las nuevas herramientas de generación de imá-genes de la pared del pozo o las oleadas de datos provenientes de columnas de perforación cablea-das, que llevan los requerimientos de ancho de banda en la localización del pozo a 10 Mbps.9 Las redes que utilizan fibra poseen una capacidad muy superior—ya que sustentan sin problemas velocidades de 10 Mbps—y pueden ser económi-camente efectivas para soportar velocidades varias veces más altas. Las localizaciones de pozos maduros y la mayoría de los equipos de per-foración terrestres son conectados mediante redes terrestres o redes de fibra óptica, y cada vez es mayor el empleo de una combinación de tecno-logías de comunicación para lograr un equilibrio entre el desempeño y la efectividad económica durante un período de 24 horas.

A través de cualquier medio de comunicación, los datos son recibidos por servidores distribui-dos globalmente. Los servidores poseen una capacidad de red suficiente para sustentar todas las corrientes de datos en sus áreas. Los usuarios que acceden a un sistema de conectividad, tal como el sistema de conectividad, colaboración e información InterACT de Schlumberger, deben conectarse a los servidores para autorizar su acceso siguiendo las reglas establecidas por los propietarios de los datos. El sistema InterACT utiliza una diversidad de métodos de protección

para controlar el acceso a los datos, entre los que se encuentran el protocolo criptográfico SSL (capa de conexión segura) de 128 bits, los sistemas de compresión de datos binarios y las herramientas de protección patentadas que brindan protección frente a ataques malintencionados, tales como la vulnerabilidad cross-site scripting.10

Operaciones de perforación optimizadas y bien planificadasLas formaciones de creta en diversos campos del sector noruego del Mar del Norte, se compactan cuando la producción de los yacimientos conduce a una reducción de la presión de formación.11 Los pozos de estos campos pueden perderse cuando la tubería de revestimiento es sometida a esfuerzos cortantes como resultado del movimiento diferen-cial causado por la compactación. Un operador halló una solución que incrementa la vida útil de los pozos productivos: permitir un mayor movi-miento lateral de las formaciones adyacentes antes de que la tubería de revestimiento sea sometida a esfuerzos cortantes. Esto se realiza aumentando el diámetro del pozo. Cuando se rein-gresa en un pozo, la capacidad para aumentar su diámetro a veces es limitada por el tamaño de la tubería de revestimiento superior. Por consi-guiente, se necesita un método para atravesar la tubería de revestimiento superior angosta y agran-dar el agujero debajo de la zapata de entubación.

La rectificación es un método de perforación utilizado para incrementar el diámetro de un pozo.12 No obstante, este método tiende a produ-cir un incremento de las vibraciones y los golpes durante la perforación. Además, se trata habi-tualmente de un proceso de dos pasos: primero se perfora un tramo estrecho y luego se lo rectifica. La rectificación durante la perforación permite ahorrar una cantidad significativa de horas de equipo de perforación, pero trae aparejados otros desafíos.13

Los intentos previos para combinar las opera-ciones de perforación y rectificación en esta área habían sido infructuosos. La mayor parte de los problemas reportados se relacionaba con condi-ciones que son propias de la perforación de formaciones de creta; tales como los altos niveles de vibración resultantes de episodios de aprisiona-miento-deslizamiento.14 Después de verse obligado a salir del pozo varias veces, el contratista de per-foración decidió proceder a perforar y rectificar el pozo como dos procesos independientes.

En el pozo siguiente, Schlumberger gestionó la combinación de perforación y rectificación, reuniendo un equipo de especialistas ubicados en la instalación OSC de Aberdeen. Por otro lado, algunos especialistas de LYNG Drilling, una compa-

ñía de Schlumberger, y Smith Services colaboraron en forma estrecha con el equipo de Schlumberger. Este estudio de un caso práctico documenta la investigación que llevaron a cabo.

Los ingenieros del equipo de trabajo—espe-cialistas en optimización de las operaciones de perforación y barrenas—pusieron en marcha un análisis extensivo de toda la información rele-vante existente, incluidos los datos de pozos vecinos suministrados por el cliente. Los detalles de un sistema de manejo del conocimiento de Schlumberger proporcionaron información valiosa sobre las rectificaciones efectuadas en condicio-nes de perforación similares.15

Como resultado de la investigación, Schlumberger identificó la existencia de golpes y vibraciones como dos de los problemas más importantes de fondo de pozo. El mejoramiento del equilibrio y la interacción entre la barrena y el rectificador mitigaría estas condiciones y, con la información esencial provista por los especialistas en perfora-ción de LYNG y los especialistas en rectificadores de Smith Services, el arreglo de fondo de pozo (BHA) fue básicamente rediseñado.

El equipo OSC sabía que la existencia de gol-pes y vibraciones seguiría siendo problemática, incluso con un arreglo BHA mejorado, de modo que los especialistas en perforación del centro de Aberdeen monitorearon todo el proyecto de perfo-ración. Si bien el proceso de perforación se llevó a cabo sin mayores problemas, el hecho de disponer de los servicios de expertos aseguró que no se per-diera tiempo valioso si surgían dificultades.

Como resultado de un análisis exhaustivo de todos los datos disponibles, la colaboración de especialistas de muchas localizaciones y el soporte permanente durante toda la operación de perfo-ración, el pozo nuevo fue perforado y rectificado simultáneamente en sólo dos viajes.

Pruebas de pozos a gran distanciaLas Islas Shetland se encuentran a aproximada-mente 160 km [100 mi] al norte de Escocia. Una compañía canadiense que operaba en la zona contrató a AGR Petroleum Services para perforar y manejar un pozo de evaluación al noreste de las islas; un área de petróleo y gas conocida por las condiciones climáticas peligrosas que limitan el acceso.

El proyecto en sí planteó diversos retos técni-cos: el diseño de la prueba de pozo debía cumplir con las regulaciones del Mar del Norte y—de acuerdo con el análisis de datos de pozos veci-nos—tendría que dar cabida a una amplia gama de presiones de yacimiento y tasas de flujo.16 Los datos de pozos vecinos también generaron inquie-tudes en AGR en cuanto a la eficiencia del proceso

Volumen 21, no. 2 61

de limpieza posterior a los disparos. Además, las sartas de tubería de producción y los paquetes de pruebas de pozos de superficie debían diseñarse para ayudar a mantener las presiones de flujo de boca de pozo por encima del punto de burbujeo.

Otra consideración fueron las comunicacio-nes. La compañía operadora, AGR y la compañía de servicios de pruebas tenían grupos de interés en Canadá, Londres y Aberdeen. Esto planteaba diversos requerimientos para asegurar el acceso a los datos desde cada una de las localizaciones, la

disponibilidad de diversos métodos de comunica-ción multidireccionales y un tiempo de recuperación mínimo para la transferencia tanto de los datos como de las comunicaciones.

Utilizando el software ArchiTest, Schlumberger efectuó el modelado hidrodinámico del flujo multifásico a través de diversos diseños para las pruebas de superficie.17 El modelado incluyó las tasas de flujo máximas esperadas y la pérdida de presión en el equipo de pruebas de pozos. Los resultados de las operaciones de simulación

cumplieron con las especificaciones de AGR. Schlumberger propuso un paquete de pruebas de pozos de dos zonas que incluyó las pruebas de formación efectuadas a través de la columna de perforación (DST), con la herramienta de válvula dual del sistema de implementación remota inte-ligente IRIS, medidores compensados de cuarzo, sistemas de disparos operados con la tubería de producción y el equipo submarino y de superficie (abajo).18

> Equipo de prueba de superficie. Las pruebas de pozos constituyen una operación desafiante y compleja. Efectuadas bajo condiciones dinámicas, requieren equipos correctamente dimensionados y planificados en materia de seguridad, efluentes y regímenes de flujo en ambientes de temperatura y presión variables. Para una operación marina, un equipo típico de pruebas de pozos de superficie contiene más de 500 componentes certificados, conectados al yacimiento a través de una sarta de terminación temporaria. La sarta permite que la producción del pozo llegue a la superficie, donde se interconecta con el cabezal de flujo (extremo superior izquierdo). El separador (extremo superior derecho) es utilizado para convertir un flujo multifásico en petróleo, agua y gas para que pueda ser medido efectivamente. Se utiliza un quemador EverGreen (extremo inferior izquierdo) para eliminar cualquier fluido remanente.

MJM—Fig. 11

Cabezal de flujo

MangueraVálvula deaislamiento

Estructura del quemador de babor

Colector múltiple de gas

QuemadorEverGreen

Líquido

Al tanque

Del tanque

Babor

Estribor

Babo

rEs

tribo

r

Gas

Gas

Petróleo

Gas

PetróleoQuemador

Estructura del quemador de estribor

QuemadorEverGreen

Gas

PetróleoQuemador

Agua

Válvula de seguridad de presión

Válvula de seguridad de presión

Válvula de seguridad de presión

Válvula de seguridad de presión

Colector múltiplede estranguladores

(choke manifold )

Patín de mediciónde flujo de gas bajo

Intercambiadorde vapor

Bomba de transferencia

Colector múltiplede petróleo

Líneas de ventilación y alivio por la borda

Separador

Tanquecompensador

8. En ciertos casos, la tecnología VSAT soporta velocidades de hasta 4 MB/s.

9. Además de transmitir datos de herramientas y equipos de perforación utilizados para las operaciones de soporte y análisis remotos, la tecnología VSAT también puede transmitir datos por correo electrónico, la Internet y teléfono.

10. El estándar SSL fue desarrollado originalmente por la empresa Netscape Corporation. La última versión fue lanzada en el año 1996: Especificación SSL 3.0, http://www.freesoft.org/CIE/Topics/ssl-draft/3-SPEC.HTM (Se accedió el 3 de marzo de 2009).

Cross-site scripting es un término asociado con las operaciones de jaqueo, que se refiere a un sitio malintencionado en la Red, que adopta la apariencia de un sitio confiable; típicamente a través de la carga del sitio confiable en un marco propio y de la intromisión mientras los usuarios ingresan sus datos personales, inadvertidos del agujero de seguridad.

11. Para obtener más información sobre las formaciones de creta, consulte: Doornhof D, Kristiansen TG, Nagel NB, Pattillo PD y Sayers C: ”Compactación y subsidencia,” Oilfield Review 18, no. 3 (Invierno de 2006/2007): 50–69.

12. Los rectificadores poseen un estado abierto y un estado cerrado. Cuando están cerrados su diámetro es estrecho; en general más pequeño que el de la barrena. Cuando están abiertos, pueden superar el diámetro de la barrena. Esto permite que un rectificador abra un agujero de mayor diámetro por debajo de una tubería de revestimiento angosta, lo cual sería imposible de lograr con las operaciones de perforación convencionales. Un rectificador se utiliza típicamente para incrementar el contacto con el yacimiento y suavizar las superficies rugosas del pozo.

13. Dewey CH y Miller GC: “Drilling and Underreaming Simultaneously: A Cost-Effective Option,” artículo SPE 36462, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, Denver, 6 al 9 de octubre de 1996.

14. El término aprisionamiento-deslizamiento suele asociarse con diseños agresivos de barrenas de perforación y con un alto grado de fricción del pozo. Entre las soluciones habituales se encuentran la reducción del peso sobre la barrena, el incremento de la velocidad de perforación, la limpieza del pozo y el incremento de la lubricidad del lodo.

15. Drnec ML, Balci B y Etkind J: “New Shared Organization-Learned Project Management System Provides a Knowledge Hub for Integrated Reservoir Optimization,” artículo SPE 77226, presentado en la Conferencia de Tecnología de Perforación de la Región del Pacífico Asiático de las IADC/SPE, Yakarta, 8 al 11 de septiembre de 2002.

16. Para obtener más información sobre las regulaciones del Mar del Norte, consulte: UK Oil & Gas Environmental Legislation, http://www.ukooaenvironmentallegislation.co.uk/Contents/Tables/Welltest_table.htm (Se accedió el 22 de febrero de 2009).

17. Para obtener más información sobre pruebas de pozos, consulte: Ruscev M: “The High-Tech World of Testing,” Journal of Petroleum Technology 59, no. 9 (Septiembre de 2007): 34–36.

18. Para obtener más información sobre los equipos para pruebas, consulte: Bersås K, Stenhaug M, Doornbosch F, Langseth B, Fimreite H y Parrott B: “Disparos sobre el objetivo,” Oilfield Review 16, no. 1 (Verano de 2004): 30–39.

62 Oilfield Review

Las herramientas de comunicación en tiempo real, tales como los servicios de mensajería ins-tantánea y teleconferencias y videoconferencias, fueron sólo una parte de la solución para satisfacer la necesidad de AGR de disponer simultánea-mente de datos de pruebas de pozos en diversos países. El software de análisis de Schlumberger posibilitó que los datos fluyeran directamente permitiendo, entre otras cosas, la evaluación y el modelado del desempeño en el momento de abrir el pozo. Esto redujo el tiempo de equipo de perfo-ración e incrementó el tiempo de evaluación del desempeño.

Para poder reaccionar rápidamente a los cambios del programa de pruebas, AGR solicitó la disponibilidad del soporte de especialistas y un servicio de monitoreo las 24 horas del día. El centro OSC de Aberdeen se ajustaba a las necesi-dades de soporte de AGR. Dicho soporte incluyó la asignación de especialistas y expertos en ope-raciones para el proyecto y el establecimiento de una rotación de turnos para un día laboral de 24 horas. Para la transmisión segura de datos con niveles variables de acceso, el equipo utilizó el sistema de conectividad InterACT, lo cual posibilitó que los grupos de interés ajenos al sitio monitorearan el avance.

Después de la terminación del pozo, pero antes de las operaciones de disparos, un especia-lista en adquisición de datos del centro OSC en

Aberdeen puso en marcha en forma remota un proceso de control de calidad de la configuración del software, los coeficientes de los sensores y la configuración del proceso de transmisión de datos del sistema marino de adquisición de datos y presentación de informes DART. Instalado en la localización del pozo, este sistema recolecta los datos de pruebas de fondo de pozo y superfi-cie y los publica para el servidor InterACT.

A medida que disponían de los datos, las personas involucradas monitoreaban la prueba simultáneamente desde Aberdeen, Londres y Canadá. Las operaciones de disparos se efec-tuaron después del horario normal de oficina, pero los especialistas en pruebas y los grupos de interés seguían monitoreando la operación desde sus hogares a través de las conexiones seguras del servidor InterACT. Los especialis-tas en operaciones del centro OSC de Aberdeen también monitorearon el avance de la prueba, manteniendo contacto con el equipo de perfo-ración para asegurarse de que no se presentara ningún problema.

Después de las operaciones de disparos, teniendo en cuenta el avance de la descarga del período de flujo inicial y de acuerdo con las regulaciones del Mar del Norte, el operador cerró el pozo hasta la mañana siguiente. La adquisición de los datos iniciales de incre-mento de presión continuó según el programa

de pruebas de pozos. Al día siguiente, cuando las personas clave en Canadá y el Reino Unido pudieron reanudar el proceso de monitoreo remoto, se reabrió el pozo.

Durante el período de flujo principal, el per-sonal de AGR asistió a una reunión en Aberdeen para analizar el desempeño del pozo con el personal del centro OSC. Utilizando datos de producción obtenidos en tiempo real, un inge-niero de yacimientos de Schlumberger llevó a cabo un modelado directo después de efectua-dos varios cambios de flujo escalonado con el separador. El empleo de técnicas de análisis de flujo transitorio permitió pronosticar los facto-res de daño mecánico y permeabilidad con un grado de seguridad razonable.

Utilizando las mediciones reales de la tasa de flujo del separador, las presiones en boca de pozo con estranguladores de tamaños diferen-tes, y el diagrama de la sarta de terminación, los ingenieros calcularon la presión de flujo de fondo de pozo (BHFP) que luego fue extrapolada para diferentes tamaños de estranguladores utilizando correlaciones de desempeño del flujo vertical. Los parámetros de las formaciones se verificaron mediante la representación gráfica de las mediciones reales de la tasa de flujo y la presión BHFP calculada para producir una curva teórica de desempeño del pozo (IPR). La curva IPR, además de un análisis de la veloci-dad de flujo de la sarta de producción, permitió validar el desempeño del yacimiento (arriba, a la izquierda).

Después de examinar el desempeño real del pozo durante el período principal de incre-mento de presión, AGR contempló la idea de extender el programa de prueba de pozo hasta satisfacer sus objetivos; no obstante, esto incre-mentaría el costo del proyecto.19 Schlumberger sugirió luego aplicar el proceso de modelado directo al incremento de presión en base a los parámetros de yacimiento previstos y la inter-pretación del período de flujo.

Los resultados del modelado fueron alenta-dores y los especialistas de AGR se sintieron confiados de que podía concluirse la prueba. Como resultado, se ahorraron seis horas de tiempo de equipo de perforación y la prueba de pozo concluyó como se había planificado con todos los objetivos logrados. El ahorro de tiempo

19. Aghar H, Carie M, Elshahawi H, Gómez JR, Saeedi J, Young T, Pinguet B, Swainson K, Takla E y Theuveny B: “Nuevos alcances en pruebas de pozos,” Oilfield Review 19, no. 1 (Verano de 2007): 44–59.

> Curva de desempeño del pozo. El análisis de producción NODAL evalúa varios nodos discretos, o puntos, dentro de un sistema definido. Efectuado generalmente mediante la combinación de las curvas de desempeño del pozo y de levantamiento vertical, el análisis utiliza los datos de pruebas de pozos para pronosticar con precisión el comportamiento de producción del pozo.

MJM—Fig. 10

Gasto, bbl/d0 700 1,400 2,100 2,800 3,500

Pres

ión,

lpc

0

2,000

4,000

6,000

8,000

10,000

Flujo abierto absoluto = 3,178 bbl/dÍndice de productividad de la formación = 1.14 bbl/d/lpcDaño mecánico = 10

Curva simulada de desempeño del pozoMediciones reales de la tasa de flujo para diferentes tamaños de estranguladores

Volumen 21, no. 2 63

fue el resultado de haber cargado los datos en el software de modelado e interpretación y de haber tenido acceso a los especialistas durante todo el proceso.

Lanzamiento de nuevos serviciosHacia fines de 2007, Schlumberger abrió un centro OSC para servicios de manejo de la pro-ducción de arena (SMS) en Rosharon, Texas. Antes de inaugurar el centro, era difícil pro-porcionar servicios de expertos locales para todas las áreas en las que se brinda el servicio SMS. A la demanda de conocimientos técnicos especializados, se sumaban las localizaciones nuevas, introducidas para un mercado de ope-raciones SMS en crecimiento. Claramente, se necesitaban tecnologías disponibles en tiempo real para explotar la cultura tradicional de la

compañía, consistente en intercambiar el cono-cimiento y la competencia global.

Era importante inyectar conocimientos de especialistas en las áreas nuevas. Y ahora se dis-ponía de ese soporte gracias a los especialistas del centro OSC de Rosharon. Para formalizar su participación, el equipo del centro OSC intro-dujo un flujo de trabajo de cuatro niveles que abarcaba la planeación previa a la operación, los recursos para las necesidades locales, la supervisión de los especialistas tanto en los procesos de monitoreo como en las intervencio-nes y la recopilación de las lecciones aprendidas sobre las operaciones (arriba). Este flujo de tra-bajo de cuatro niveles fue diseñado para constituir una solución de soporte proactiva; los desafíos se ponen de manifiesto antes de que comience el trabajo, y con la previsión de los especialistas,

los eventos imprevistos pueden ser identificados más rápido para ser resueltos o mitigados.

Cuando se introduce nueva tecnología en el campo, los especialistas que la desarrollaron se dedican proactivamente a su aplicación, lo cual agiliza el proceso de aprendizaje acerca del desempeño de la herramienta y contribuye a mejorar el diseño. Para ampliar ese concepto, los especialistas de dominio de los departamen-tos de ingeniería, manufactura y sustentamiento de Schlumberger, utilizan los sistemas y la infra-estructura global del centro OSC de Rosharon durante las pruebas de las nuevas herramientas con el fin de obtener información que podría reducir el tiempo que abarca desde la manufac-tura hasta la comercialización.

> Flujo de trabajo SMS de cuatro niveles. Los cuatro niveles utilizados en los servicios de manejo de la producción de arena (SMS) se centran en el análisis de las operaciones, el soporte en sitio, el monitoreo y la intervención en tiempo real, y el mentoring interactivo y la capacitación. Se introdujeron estos niveles del flujo de trabajo para ayudar a desarrollar nuevas aplicaciones para el manejo de la producción de arena, reducir el número y la severidad de los incidentes relacionados con la calidad de los servicios y optimizar el desempeño del pozo. En cada fase, los especialistas de todo el mundo interactúan con los ingenieros de operaciones de la localización del pozo, impartiendo instrucciones y compartiendo conocimientos valiosos.

MJM—Fig. 08

Nivel IV—Mentoringinteractivo y entrenamiento:

comunicarse con las localizaciones por teleconferencia o videoconferencia

para proporcionar entrenamiento y orientación.

Nivel III—Monitoreo en tiempo real e intervención:conectarse con cada localización de pozo en tiempo real

y monitorear los datos de bombeo y del equipo de perforación. El equipo de soporte interviene y trabaja con el jefe de la

localización del pozo para garantizar la ejecución adecuada o descubrir cualquier causa raíz de un incidente con el fin de

hallar una solución rápidamente.

Nivel II—Soporte en sitio: proveer la dirección logística para el personal ylos equipos para cada operación, y efectuar un análisis concienzudo de la

disponibilidad operacional.

Nivel I—Análisis de las operaciones: organizar reuniones en las que el objetivo sea examinar los planes yprocedimientos de trabajo. Las reuniones involucran a todo el personal operativo, los ingenieros especialistas enmanejo de la producción de arena y la comunidad global de especialistas. Esta comunidad incluye a especialistasen operaciones de cementación, control de la producción de arena, estimulación, tubería flexible y equipamientos,

y especialistas en seguridad operacional.

64 Oilfield Review

Desde su apertura, el centro de Rosharon ha incrementado rápidamente el número de localizaciones y operaciones a las que brinda soporte; en las cuatro categorías del sistema de niveles (arriba).

Soporte remoto en el campo petrolero del mañanaEl soporte de los servicios a distancia provee más conocimientos técnicos especializados para los proyectos asociados con los campos petroleros. Durante los últimos 30 años, la tec-nología ha evolucionado de manera tal que cualquier localización de campo puede recibir soporte desde cualquier lugar del mundo.

Muchas compañías están incorporando los servicios de mensajería instantánea en sus flu-jos de trabajo de correo electrónico y teléfono. Se trata simplemente de otra forma de fortale-cer la comunicación entre todas las partes involucradas en un proyecto asociado con una localización de pozo; un método comprobado de reducción de la duración de los proyectos y logro de los objetivos.

El sistema de videoconferencia, un medio de comunicación hasta ahora no muy generali-zado, es probable que pronto encuentre más aplicación ya que ahora está alineado tanto con aplicaciones para consumidores como el software para empresas. Los sistemas de videoconferencias para empresas pueden ser prohibitivamente caros y complejos.20

No obstante, las cámaras Web dirigidas al con-sumidor son a la vez económicas y simples de operar. Pueden utilizarse con fines personales, y la tecnología actual posibilita las conferencias hasta con seis vías y entre pares. Este enfoque más simple está pasando a formar parte de los flujos de trabajo de las empresas a través de aplicaciones tales como los productos Office Communicator y Lotus Sametime. Las cámaras Web, ahora integra-das en muchas computadoras portátiles (laptops) e incluso en algunas computadoras miniportáti-les (netbooks), permiten que los ingenieros de campo de todo el mundo intercambien experien-cias y puntos de vista utilizando las herramientas de mensajería instantánea con las que están familiarizados.

Los sistemas de videodistribución también están avanzando.21 Los puntos de reunión en la Internet para el establecimiento de redes socia-les, tales como los conocidos sitios YouTube y Flickr, permiten que los usuarios suban sus videos y fotos y los intercambien utilizando métodos de colaboración comunitarios. Dichas capacidades, en un ambiente corporativo seguro, podrían cons-tituir una herramienta revolucionaria para la proliferación de las mejores prácticas y la asis-tencia en las revisiones de desempeño.

Por ejemplo, en un escenario futuro, un inge-niero se conecta a un sistema de manejo del conocimiento y busca información sobre operacio-nes de empaque de grava en agujero descubierto. Los resultados incluyen artículos técnicos, table-ros de anuncios, bitácoras (blogs) e información sobre cómo contactarse con especialistas de campo. Además, el ingeniero recibe información en formato de video que incluye películas sobre entrenamiento y entrevistas con especialistas.

Mientras que la década pasada puso de relieve los temas y oportunidades asociados con el manejo de datos, la próxima será la década del

> Actividad del centro OSC en Rosharon. Desde su apertura en agosto de 2007, el centro OSC de Rosharon, Texas, introdujo su procedimiento de soporte de operaciones de control de la producción de arena de cuatro niveles en localizaciones de todo el mundo. Para fines del año 2008, el equipo de trabajo había efectuado 57 reuniones de revisión por pares (azul), 49 instancias de soporte en sitio (verde), 8 operaciones de monitoreo, 45 intervenciones (que ascendieron a 53, púrpura) y 11 sesiones de mentoring y entrenamiento (marrón), que en su totalidad ayudaron a incrementar el nivel de experiencia del equipo local.

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

Ago. Sep. Oct. Nov. Dic. Ene. Feb. Mar. Abr. May. Jun. Jul.

2007 2008

Mes

11

53

49

57

Suma del Nivel IVSuma del Nivel IIISuma del Nivel IISuma del Nivel I

Ago. Sep. Oct. Nov. Dic.

Oper

acio

nes

por m

es

MJM—Fig. 09

20. Un sistema típico de videoconferencia de empresas para un grupo de 10 personas, puede costar US$ 100,000, incluidos todos los costos de hardware y mano de obra.

21. El término videodistribución describe un sistema que permite subir y guardar un video para luego compartirlo con un grupo.

22. “Britain’s Lonely High-Flier,” The Economist Online (8 de enero de 2009), http://www.economist.com/display Story.cfm?story_id=12887368 (Se accedió el 25 de junio de 2009).

23. Las lecturas de los sensores de golpes y esfuerzos de torsión existentes pueden interpretarse para conocer el estado o la falla de las herramientas; sin embargo, los resultados no siempre son conclusivos. Esto es similar a conjeturar cuánto combustible queda en el tanque en base a la cantidad de millas recorridas y a una relación aproximada de millas por galón. Un sensor similar a los utilizados en los automóviles que advierte al usuario cuando un componente ha dejado de funcionar correctamente, sería más útil.

Volumen 21, no. 2 65

> Sistema de manejo del conocimiento de Schlumberger. Los sistemas de manejo del conocimiento han recorrido un largo camino; las herramientas utilizadas en la actualidad permiten clasificar e intercambiar la información entre todos los empleados de Schlumberger. La tecnología es un habilitador esencial para la colaboración, con los sistemas de video en el horizonte como nueva modalidad de intercambio de información visual. Al mismo tiempo, la tecnología de conectividad se actualiza continuamente para fortalecerse y proporcionar capacidades adicionales a otras partes del sistema.

MJM—Fig. 12

Conocimiento

Copia impresa

Libreta de direcciones corporativas

Correo electrónicoConectividad

Repositorio de documentos

Repositorio del usuario

Entrenamiento animado

Comunidad

Manejo de la competencia

Comunicación quese expande como un virus

Video

manejo del conocimiento (derecha). La industria de E&P acumula datos de todos los rincones posi-bles del campo petrolero, y el desafío de nuestros días consiste en aprovechar toda esa información. Los sistemas automatizados inteligentes tal vez sean una vía para el aprovechamiento de los datos de los sistemas corporativos en una forma que tenga sentido para los usuarios y en el con-texto de su entorno. Imaginemos una operación de perforación que está siendo asistida por un ingeniero de perforación del centro OSC. Puede suceder que el pozo experimente el riesgo de pérdida de circulación. El software identifica el riesgo de inmediato y presenta al ingeniero de perforación, y a los otros ingenieros de la localiza-ción del pozo, el material significativo proveniente de un sistema de manejo del conocimiento. El sistema identifica además al personal con expe-riencia relevante. Utilizando herramientas de colaboración, tales como las herramientas de mensajería instantánea de múltiples vías, el inge-niero de perforación pone en marcha una reunión entre el centro OSC y los ingenieros del campo, los especialistas sugeridos y, si fuera necesario, los demás responsables de tomar las decisiones.

Sin lugar a dudas, los cambios más promiso-rios e interesantes aún están por producirse. Trascendiendo los datos, el conocimiento y la colabo-ración, los científicos del centro de Investigaciones de Schlumberger en Cambridge, Inglaterra, están investigando la tecnología de automatización que permitirá el control de los servicios de perfora-ción en el fondo del pozo, utilizando un rango completo de datos de sensores y, en particular, datos de los sensores de la barrena. Una de las direcciones futuras de esta tecnología pueden ser los arreglos BHA con control adaptativo, prepro-gramados con objetivos y capaces de reaccionar a los datos de los sensores de inmediato sobre la base de un modelo precargado o activo. Al igual que los sistemas de piloto automático de los avio-nes, el sistema automatizado de respuesta podría encarar la mayor parte de las situaciones de per-foración, requiriendo la intervención sólo en condiciones comprometidas. Los resultados de las pruebas iniciales indican que la velocidad de penetración puede ser mejorada utilizando un sistema automatizado.

La industria de servicios de campos petroleros no es la única amenazada por la escasez de servi-cios de expertos y la necesidad de proveer soporte de servicios globales. Un ejemplo de esta realidad lo constituye Rolls-Royce, un proveedor de moto-res para aviones que ha desarrollado un modelo de servicios que utiliza intensamente los procesos de monitoreo e intervención remotos. Desde una sala de operaciones situada en Derby, Inglaterra, la

compañía monitorea más de 3,500 motores de pro-pulsión a chorro (jet engines) en todo el mundo; con los aviones en vuelo o en tierra.22 Los ingenie-ros especialistas interpretan la condición del motor en base a las lecturas de los sensores y pro-nostican su sustentabilidad en base al uso de rutina y al uso proyectado. Proactivamente, los servicios de mantenimiento se programan en momentos óptimos, lo cual maximiza el tiempo de operación de los motores. Rolls-Royce ha modifi-cado su modelo de negocios para seguir proveyendo repuestos de motores en un mercado saturado; este servicio no podría ser provisto de otra manera que no fuera en forma remota.

En una dirección similar, la industria automo-triz ha revolucionado el sector de mantenimiento de vehículos. Los sensores inteligentes, instala-dos en todos los sistemas de un automóvil, detectan problemas potenciales y alertan a los conducto-res cuando se necesita un servicio. En los talleres, utilizando equipos de computación especiales, los técnicos de servicios automotrices se conec-tan al ordenador de abordo de un automóvil, descargan los datos de los sensores y luego leen el diagnóstico del problema y sus causas provisto por el software. Después de la confirmación del problema, las piezas sugeridas por el software se preparan en una lista en forma automática para proceder de inmediato a su pedido.

Las herramientas de fondo de pozo poseen capacidades limitadas de autodiagnóstico interno y tal vez deban ser completamente desarmadas para descubrir la causa raíz de un problema. Si bien conforman un paquete con los sensores, nin-guno informa en forma directa y específica el estado de la herramienta; todos los sensores están diseñados para proveer datos relevantes para el campo petrolero.23 Las herramientas diseñadas con una computadora interna y un paquete de sen-sores que reporta su estado, podrían manejarse desde la superficie. Los procesos de diagnóstico de problemas e intervención mientras la herramienta se encuentra en el fondo del pozo, contribuirían a prolongar los tiempos de operación y permitirían ahorrar los viajes de vuelta a la superficie.

Por ejemplo, una herramienta de perforación podría informar que se está recalentando y hasta proveer un diagnóstico, tal como un episodio de aprisionamiento/deslizamiento. Con esta informa-ción, un perforador o un sistema de perforación automatizado podría intervenir a través de la reducción del peso sobre la barrena o de la veloci-dad de rotación. Provistos de esta nueva capacidad, los centros de soporte de operaciones monitorea-rían todas las herramientas que se encuentran en funcionamiento a nivel mundial y extenderían el desempeño del servicio. —MJM