Operaciones de completación SIMOPs en Vaca Muerta: variables, estadísticas y KPIs en tiempo real

Por Gonzalo Cabo (Pluspetrol); Juan Manuel Turcumán, Henry Almea y Rafael Battagini (NOV).

En este paper los autores proponen una tecnología que permite transmitir en tiempo real la actividad que se está realizando en cada pozo, en locación, en pantallas de una sala de control o desde cualquier computadora o teléfono celular. La tecnología está basada en la utilizada en el ámbito de perforación, con la capacidad adicional de procesar datos de distintos pozos y distintos servicios.

Los reservorios No Convencionales contienen hidrocarburos que dadas sus condiciones no permiten fácilmente el movimiento de fluidos dada su muy baja permeabilidad y requieren de tecnología especial para su desarrollo. Las formaciones shale, como Vaca Muerta, entran dentro de esta categoría. Para que el fluido de reservorio se desplace hacia el pozo es necesario generar artificialmente vías de mayor conductividad. Estás vías son creadas por la técnica de Fractura hidráulica en la cual se inyectan grandes cantidades de fluido y arena.  La cantidad de Etapas de fractura por pozo ha ido aumentando desde el inicio de la explotación de estos tipos de reservorios.

Existen distintas técnicas de completación para mejorar el rendimiento del equipamiento necesario. Plug&Perf   es la técnica más utiliza gracias a su flexibilidad de diseño. La posibilidad de realizar la terminación de varios pozos en una misma locación (PADs) en forma simultánea mejoró su eficiencia ampliamente. En las terminaciones en PADs el uso eficiente de los recursos es fundamental para disminuir el tiempo total de ejecución y los costos.
Durante la completación de un PAD con múltiples pozos se realizan operaciones simultaneas (SIMOPs) de Fractura, Wireline + Pump Down y Coiled tubing entre otras. Estas operaciones registran variables que normalmente son visualizadas en un VAN o cabina de control en locación. Frecuentemente, las compañías de servicio entregan los datos de las operaciones en formatos tales como “.las” o “.csv” posterior a la ejecución de los mismos. Algunas de ellas, principalmente en el servicio de fractura, suelen transmitir estas variables a una nube para su visualización en tiempo real. Sin embargo, de esta forma es muy difícil visualizar la interacción entre los distintos servicios cuando operan en forma simultánea. El resto de los datos queda en reportes de la compañía de servicio, reportes de la operadora y en muchos casos se pierde el registro digital si es que lo hubo.
El presente es un desarrollo donde se ha logrado transmitir en tiempo real cada uno de los servicios involucrados de forma paralela permitiendo una cómoda y rápida visualización de la actividad que se está realizando en cada pozo. Esta visualización se puede ver en una computadora en el tráiler del Company Man en locación, en pantallas de una sala de control o desde cualquier computadora o teléfono celular.

La tecnología está basada en la utilizada en el ámbito de perforación, con la capacidad adicional de procesar datos de distintos pozos y distintos servicios, desarrollados de forma simultánea. En la actualidad no se ha aplicado en Argentina una herramienta integral como la presentada en esta ocasión, capaz de resolver la captura, visualización y obtención de indicadores en tiempo real para el ámbito de las completaciones en PAD. Así mismo, hay pocos casos de servicios de estas características, disponibles en otros países.

A partir de la información transmitida se pudo identificar, posterior a la ejecución de las operaciones, mediante distintos algoritmos, qué tipo de operaciones se realizaron en cada pozo de forma automática, tales como tiempos de ejecución de cada tarea, identificación de desvíos con el plan, NPTs, consumos de productos, y distintos KPIs adaptados a las necesidades de cada servicio, según las preferencias de la operadora. En el trabajo se mostrarán varios ejemplos de visualización de éstos KPI disminuyendo considerablemente el tiempo de procesamiento, generación de reportes automáticos, y la obtención de una base de datos confiable. Si bien aún no se ha implementado éste análisis en tiempo real por falta de continuidad de operaciones, ya están dadas las condiciones de utilizarlo.

Desarrollo técnico del trabajo
De acuerdo a lo descripto, y a la necesidad de hacer mejor seguimiento de las operaciones, se implementó tecnología para la captura, transmisión y procesamiento de datos.
La captura de datos se hizo mediante protocolos de comunicación de red local entre las unidades de servicio y servidores de datos. La información almacenada en bases de datos locales se transmitió en tiempo real a servidores en la nube, lo cual permite acceder remotamente a visualizaciones de las operaciones.
Finalmente, se tomaron los datos desde la nube para alimentar software de procesamiento y producción de información de valor.
La solución desarrollada se integra con dos componentes diferentes:

• Recepción y transmisión de datos
• Visualización y módulo analítico

1) Recepción-Transmisión                                     2) Visualización-Analítica
Fig.1. Esquemas de conectividad y flujo de datos; desde Recepción a obtención de información final.

1) Recepción y Transmisión de Datos.
Descripción de la tecnología:
Este componente consiste en la toma de datos de variables operativas de cada servicio (Fractura, Wireline + Pump down, Coiled Tubing), a través de conexión puerto serie a protocolo de transmisión de datos local WITS, a la base de datos contenida en los servidores instalados en sitio.

Cada servicio mencionado transmite sus datos individualmente a un servidor. Luego, los datos almacenados localmente son transmitidos a un servicio en la nube a través de un protocolo privado, por internet. La disponibilidad en la nube permite la visualización remota de la operación, mientras que un visualizador local en cada servidor permite la visualización en campo.
En los casos analizados, existe una variante en cuanto al protocolo de transmisión de datos existente en las unidades de Fractura del contratista. Estas unidades envían los datos a través de un protocolo ASCII sin formato, no compatible con WITS. Para resolver la diferencia, se desarrolló un conversor de datos ASCII a formato WITS.
La incorporación de un conversor de datos ASCII sin formato a WITS requiere prefijar la configuración de canales a transmitir. La configuración involucra:

• Nombre exacto y cantidad de canales a transmitir
• Orden de transmisión de los canales desde la unidad de fractura

Una limitación inherente al enlace instrumentado con este conversor de datos es la falta de acceso remoto para efectuar cambios en la configuración de canales requerida ante un imprevisto en la configuración, desde la unidad de fractura, lo cual hace más dificultosa la respuesta del equipo de soporte, que requiere hacerse presente en el sitio para poder intervenir el sistema y regularizar la transmisión.

A lo largo de la ejecución de las operaciones de Completación, sucedieron cambios en la configuración de canales de salida de las unidades de fractura que derivaron en falta de datos para algunos intervalos transmitidos. Esta característica demandó la normalización de la configuración de canales a ser respetada por las partes intervinientes (contratista fractura y servicio de datos).

Para el caso de los servicios de Coiled tubing y Wireline+ Pump down, comúnmente estas unidades poseen el protocolo de transmisión local WITS. Esta característica permite hacer intervenciones en WITS remotamente para resolver algún cambio en la configuración de canales capturados.


2) Visualización y Módulo Analítico
Descripción de la tecnología:
Este componente consiste en un software de monitoreo y visualización de datos en tiempo real, capaz de efectuar cálculos a medida que ingresa la información a su base de datos, y cuyos resultados son reescritos para monitoreo y análisis en tiempo real y post realización de los trabajos.
Los datos de las operaciones son enviados desde la nube a través de protocolo de internet WITSML al software de monitoreo y análisis. A medida que ingresan los datos, éstos alimentan algoritmos, creados en lenguaje C#, para la detección de actividades ejecutadas durante las Completación de un PAD.

Dado que cada servicio envía los datos a su propio servidor, se dispone de un log de tiempo separado para cada uno de ellos, y debido a la dinámica y correspondencia entre los servicios de Fractura y Wireline, es ventajoso disponer de estos logs sincronizados en uno solo y sobre este último hacer los cálculos de detección de actividades e indicadores de desempeño.
Desde el punto de vista de la utilización del software, se enumeran los principales pasos a seguir para ejecutar el procesamiento de datos y obtención de indicadores:

• Definir canales a recibir en módulo analítico, desde la nube.
• Descarga de datos y sincronización de servicios (tiempo real o memoria)- Visualizaciones.
• Ejecución de cálculo de actividades y conjunto de indicadores.
• Generación de reportes automáticos o a demanda.

Al realizar el cálculo de actividades, se obtienen los siguientes resultados:

• Etapas de Fractura
• Carreras Wireline Plug&Perf + Pump Down
• Bombeos adicionales con Isla Pump Down: Ej: Bola de Tapón.
• Coiled tubing
• Tiempo no productivo (sin actividad de Fractura, Wireline, Pump down)

Indicadores de desempeño (KPI) calculados
 Fractura:

• Cantidad de Etapas fractura por día
• Eficiencia de Bombeo por pozo y PAD
• Cantidad acumulada de fracturas: por pozo y PAD
• Tiempos de fractura: por Etapa, por pozo y PAD
• Cantidad de arena bombeada: por etapa, pozo y PAD
• Calificación de Etapa de fractura según cantidad de arena: por Etapa y por pozo
• Volumen bombeado, por etapa y por pozo

Wireline:

• Tiempo carrera wireline, por etapa, por pozo
• Tiempo pump down, por etapa, por pozo
• Tiempo de espera tapón soluble: por etapa, por pozo

Coiled Tubing:

• Distancia de viaje Coiled Tubing (in/out)
• Tiempo de viaje Coiled Tubing (in/out)
• Conteo acumulado de tapones rotados Coiled Tubing
• Porcentaje de avance de limpieza pozo: tapones fijados/tapones rotados
• Estadísticas de parámetros de superficie (mín., máx., promedio): Caudal, velocidad

Caso de aplicación
La solución comenzó a desarrollarse durante las operaciones en el Yacimiento La Calera (formación Vaca Muerta) desde enero a septiembre de 2019. Se intervinieron los PADs G8, K3, G7 y G2.
Los primeros desarrollos de algoritmos en módulo analítico se crearon en entorno SQL con ciertas limitaciones, hasta implementar un nuevo módulo programable en lenguaje C#. Estos algoritmos se fueron desarrollando en simultáneo con el avance de las operaciones en los PADs mencionados, por lo tanto, la transmisión y visualización de datos logró concretarse en tiempo real, mientras la obtención de los indicadores de desempeño se logró a posteriori.

El avance actual que presenta el desarrollo de cálculo de indicadores, permite su funcionamiento en tiempo real.
En cuanto a la recepción de datos, la solución presentó dificultades al inicio en lo relativo a robustez de conexionado y configuración de conversor ASCII-WITS desde unidades de fractura, mientras que el resto de los servicios, al transmitir en protocolo WITS, presentaron menores dificultades. Dicho conversor mostró buen desempeño, pero requirió la normalización de configuraciones de canales para evitar modificaciones no planificadas. Por otro lado, las modificaciones realizadas en la ubicación de equipos (VAN de fractura) en sitio durante las operaciones provocaron desconexiones de algunos servicios, con la consecuente falta de datos para ciertos intervalos. Para rellenar los intervalos sin datos se hizo un desarrollo de software para soportar la capacidad de importación parcial de datos en el módulo de análisis.

De acuerdo a lo experimentado en materia de recepción de datos, se hicieron adecuaciones al sistema de conexiones, implementando cajas de conexionado con pares de cables y fichas con señalización que permiten a un operario no familiarizado, la reconexión.

Para la disciplina de análisis de desempeño y cálculo de KPI´s, se interpretaron las variables de la operación fijando valores de referencia para los canales transmitidos, caracterizando las actividades como por ej., etapas de fractura, según se aprecia a continuación.
Caracterización de una etapa de fractura:

La siguiente imagen exhibe una etapa de fractura en la que se destacan sus parámetros característicos representados por distintas curvas de datos y los respectivos cálculos ´Frac On´, ´Frac End´ para detección de la etapa.

• Disposición de los datos, de los distintos servicios involucrados, en una sola base de datos
• Visualización de datos en tiempo real, integrando datos de distintos servicios
• Procesamiento inmediato de datos para la detección de actividades y cálculo de indicadores de desempeño enumerados con antelación
• Generación de reportes

La capacidad de la tecnología para integrar datos permite además la sincronización de logs de coiled tubing, obteniendo así un paquete de datos que integra Fracturas, Wireline, Pump down y Coiled Tubing.
La fig.3, representa un caso en el que se interrumpieron las fracturas en uno de los pozos del PAD para intervenir con una operación de pesca con Coiled Tubing. La capacidad de integrar datos permite al módulo de análisis sincronizar los servicios que requiera el caso.
Luego se observa, en fig.4, la detección de etapas de Fractura obtenidas en el PAD G2 y algunos de los indicadores de desempeño detallados al comienzo del documento, asociados a cada pozo identificado, y para un intervalo seleccionado en la interface gráfica.

Fig.3. En el 3er track del log se aprecia una operación de pesca con coiled tubing, en pozo LCa-3083- PAD  G2, en mismo log de datos conteniendo servicios de wireline y fracturas.

Conclusiones
Tradicionalmente los servicios de Completación (Fractura, Wireline + Pump down y Coiled Tubing) no se transmiten en tiempo real. Por lo cual, previo al análisis de los datos, fue necesario resolver incompatibilidades de protocolos de comunicación y la implementación de nuevos procesos de trabajo que, finalmente, hicieron posible la transmisión continua en tiempo real y una mejora de calidad de datos a los que anteriormente se disponía en modo histórico.
La visualización creada fue de acuerdo a cómo se acostumbra a ver cada tipo de servicio creando una visualización en “bloques” de cada actividad realizada en cada pozo del PAD.
En relación a la tecnología de monitoreo y análisis, se desarrollaron algoritmos en lenguajes SQL y C# para la detección de actividades realizadas por los distintos servicios de Completación a lo largo de las operaciones desde Enero a Septiembre de 2019, y sobre los que se continuó trabajando para lograr optimización sobre demanda de tiempo de cálculo y robustez de las detecciones, posterior a las operaciones realizadas.
Dado que en la disciplina de completaciones de pozos no convencionales no se dispone de herramientas integradas de captura de datos y análisis de desempeño, la implementación de esta tecnología permite un considerable ahorro de horas-hombre requeridas para la recolección, adecuación y procesamiento de los datos, permitiendo la obtención inmediata de parámetros e indicadores de desempeño, enumerados en este trabajo, que facilitan el análisis de rendimiento e ingeniería de las operaciones.

Autores
Gonzalo Cabo, Ingeniero de Completación, PLUSPETROL
Juan Turcumán, Ingeniero de Optimización, NOV
Henry Almea, Ingeniero de Soporte Técnico, NOV
Rafael Battagini, Instrumentación y comunicaciones, NOV