1. Ciencia

ASOCIACIÓN DE INGENIEROS PETROLEROS DE MÉXICO, A.C.
DELEGACIÓN VILLAHERMOSA
Mejores Prácticas en el Manejo de
Datos en Tiempo Real
______________________________
CASO DE ÉXITO: REGIÓN SUR
Dr. Carlos A. Palavicini Cham – Petrolink Services Inc.
Ing. Reginaldo Rodríguez Rosas – PEMEX Exploración y Producción
AGENDA
Contexto
Estándar de datos de Perforación
Mejores Prácticas en Región Sur
Estandarización de Datos
Continuidad del Flujo de Datos y Centralización
Interoperabilidad
Resultados
Conclusiones y Nuevos Retos
Contexto – Retos de la Perforación
 El costo de perforación ha aumentado
drásticamente, especialmente en aguas
profundas y en otras áreas alejadas y/o de
condición geológica heterogénea.
 La complejidad y el volumen de los datos
adquiridos en pozo se incrementa
sustancialmente.
 No hay suficientes especialistas disponibles
para administrar y analizar en tiempo y
forma los datos de pozo.
 Llevar los datos a los especialistas, es
menos costoso que enviar a los
especialistas a cada pozo.
CHARACTERISTICS OF SOUTH
REGION RESERVOIR
MIN - MAX
MODE
Depth (m)
5300 - 7000
6100
Displacement (m)
300 - 2300
1100
30 – 45
40
Temp. (°C)
130 - 180
160
Form. Grad.(gr/cc)
0.5 - 1.88
1.55
Thicknesses of Salt (m)
200 - 1100
450
Time (Days)
180 - 350
250
Inclination (o)
Contexto – Beneficios del Tiempo Real
 Visualizar los parámetros de perforación en tiempo real.
 Analizar datos de perforación en tiempo y forma.
 Diagnosticar, disminuir y controlar problemas operativos.
 Permitir la toma de decisiones oportunas.
 Resguardar y explotar información eficientemente.
 Incrementar la probabilidad de alcanzar el éxito geológico y mecánico de los pozos.
Estándar para Datos de Perforación en Tiempo Real
El consorcio Energistics facilita el desarrollo,
administración y asimilación de los estándares
para intercambio de datos de la industria del gas
y petróleo.
Wellsite Information Transfer Standard Markup Language
• Conjunto de estándares de datos de perforación.
• Disponible para todas las compañías operadoras y
de servicio para su uso y explotación.
• Permite el intercambio de datos entre tecnologías y
aplicaciones para monitorear y administrar
operaciones de perforación, terminación y
reparaciones mayores.
• Ha sido implementado con éxito alrededor del
mundo.
Beneficios del Estándar
 Disminución de la dependencia tecnológica – Explotación de los datos con la aplicación
tecnológica requerida, indistintamente de la compañía que generó los datos.
 Reducción de costos asociados a la conversión de formatos.
 Preservación de los datos de acuerdo con un estándar aceptado por la industria.
 Estándar en evolución constante para incluir todas las familias de datos generados durante el
proceso de perforación
Mejores Prácticas en el Manejo de Datos en Tiempo Real
ESTANDARIZACIÓN
• Estandarización del protocolo de entrega y transmisión de datos de
perforación en tiempo real, aplicable a contratos de servicios de
PEMEX, de acuerdo con el estándar internacional WITSML.
CONTINUIDAD
• Visión integral del proceso de generación, recolección, transmisión,
visualización y explotación de datos en tiempo real.
CENTRALIZACIÓN
• Almacenamiento estandarizado de todos los datos en tiempo real y
tiempo oportuno de los pozos en un solo repositorio WITSML de
PEMEX.
INTEROPERABILIDAD
• Integración con aplicaciones técnicas en tiempo real, por ejemplo,
Predict, Petrel, TechLog, Compass, DSP-ONE
Estandarización de los Datos
PEMEX - PERFORACIÓN
La estandarización consiste en:
PARÁMETROS DE SUPERFICIE
PEMEX - PERFORACIÓN
WITSML
PARÁMETROS DE SUPERFICIE
Tipo de
parámetros
Parámetros requeridos por el CCPTR
Unidades
YYYY-MM-DD
Ejemplo:
2010-04-28
HH:MM:SS.S
Ejemplo:
08:15:30
Fecha
Objeto de
Tiempo
Mnemonico
Código de Actividad
1.
DATE
PEMEX - PERFORACIÓN Time
Hora
Objeto de
Profundidad
en tiempo real, así como sus unidades y formato de
WITSML
ACTC
Time
Depth
PARÁMETROS DE REGISTRO
DE HIDROCARBUROS
m
DBTM
Time
Depth
Profundidad de la barrena medida
Tipo de
Parámetros
Profundidad de la barrena
vertical requeridos por el
m CCPTR
parámetros
Profundidad del Agujero vertical
m
Fecha
Posicion del bloque
Velocidad de penetracion
DBTV
m
Objeto de
Tiempo
Unidades
Mnemonico
Time PEMEX
Depth
- PERFORACIÓN
PEMEX
- PERFORACIÓN
m
DMEA
Profundidad del Agujero medida
Time
Objeto de
Profundidad
Depth
entrega.
TVD YYYY-MM-DD
Time
Depth
PARÁMETROS
DE HIDROCARBUROS
Ejemplo:DE REGISTRO
DATE
BPOS
Time
Depth
2010-04-28
Time
Depth
WITSML
Ejemplo:
TIME
HKLD
Time
Depth
08:15:30
HKLDM
Time
Depth
Objeto
Objeto de
ACTC
Time de
Depth
Unidades
Mnemónico
WOB
Time
Depth
Tiempo
Profundidad
DBTM
Time
Depth
TQAAm
Time
Depth
PARÁMETROS DE
HERRAMIENTAS
DE FONDO
min/m
ROPM HH:MM:SS.S
Time
Depth
Hora
Carga del
gancho
tonUS
Carga del gancho máxima
tonUS
Tipos de
CódigoParámetros
de Actividad requeridos por el CCPTR
tonUS
parámetrosPeso sobre la barrena
Profundidad de la barrena medida
Torque (promedio)
A
Profundidad
Torque
(máximo)
Tipos de
parámetrosA
medida
del Agujero
Profundidad de la barrena vertical
Velocidad
de la Rotaria
Profundidad
del
Agujero vertical
Profundidad del Agujero medida
Presión de Bombas
Profundidad de la muestra medida
vertical
Profundidad
del
Agujero
Emboladas
por minuto 01
(EPM01)
Tipo
Parámetros
dede
Parámetros
requeridos
Profundidad
de (EPM02)
la muestra
vertical
Emboladas
por minuto
superficie
parámetros
Posicion
del02bloque
Parámetros requeridos por el CCPTR
m
DMEA
TQA
Time
Depth
m
m
psi Profundidad del
SPPA
Time
Agujero vertical
m
m
1/min
EPM1
Time
Profundidad de
la muestra medida
por el CCPTR
Unidades
Time
Time
DBTV
rpm Profundidad del
RPM
Time
m
Agujero medida
Unidades
m
1/min
EPM2
Time
m
Profundidad de
la muestra
vertical
Flujo Metano
Salida
% Metano (C1)* MFOP
Time
(C1)*
ppm
Velocidad de penetracion
min/m
Profundidad del Agujero medida
m
Gasto
galUS/min
GPM
Time
Etano (C2)*
Etano (C2)*
ppm
Carga del gancho
tonUS Time
Densidad Salida
g/cm3
MDOA
Propano (C3)*
Profundidad del Agujero vertical
m
Propano (C3)*
ppm
Densidad
Entrada
g/cm3
MDIA tonUS Time
Carga
del gancho máxima
Isobutano (IC4)*
Presión (IC4)*
anular (TR)
psi
Isobutano
ppm
Temperatura
Salida
degC
MTOA
Time
N-butano (NC4)*
Peso sobre la barrena
tonUS
Presión
interna (TP)
psi
Temperatura
Entrada
degC
MTIA
Time
Isopentano (IC5)*
N-butano
(NC4)*
ppm
Torque (promedio)
A
PWDEmboladas
por minuto totales (EPMT)
1/min
EPMT
Time
N-pentano (NC5)*
Profundidad
del Sensor
m
Isopentano
(IC5)*
ppm
Torque
(máximo)
Lag Depth
(profundidad
de retorno del gas)
m Velocidad de penetracion
LAGDA
Time
N-pentano
(NC5)*
ppm
Temperatura
degC
Gas Total
(detector dede
ionización
de llama - FID)
ppmGas Total (GasT)
GASArpm
Time
Velocidad
la Rotaria
Registro de
Velocidad
deequivalente
penetracion
min/m
Tiempo
perforación
h
DRTM
Time
Temperatura Salida
Densidad
de circulacion
(ECD)
g/cm3
Hidrocarburos
Presión de Bombas
psi
Número Lingada
STDN
Time
Solubilidad
Gas
Total (GasT)
ppm
Inclinación
continua
dega
Emboladas
por
minuto
(EPM01)
1/min Time
por minuto
totales
(Total01
RPM)
rpm Tipo de litología
TRPM
1
Registro
deRevoluciones
Parámetros
de
Temperatura
Salida
degC
Survey
profundidad
desarrollada
survey)
Hidrocarburos
Volumen
de Presade
Totales
Time
% Litología 1 TVT 1/min m
Emboladas
por minuto 02
(EPM02) (mdm3
superficie
Solubilidad
%
Volumen
Presas Activo
m3 Tipo de litología
TVA
Time
2
Survey
de profundidad vertical (tvd survey)
m
Flujo
Salida
%
Perdidas
o Ganancias
m3 % Litología 2 TVCA
Time
Tipo
de litología 1
Inclinación
dega
Gasto
galUS/min
Volumen de Presa 1
m3 Litología Interpretada
TV01
Time
% Litología 1
%
Azimuth
dega
Densidad
g/cm3
Volumen
de Presa 2 Salida
m3 Descripción deTV02
Time
la muestra
Tipo de litología 2
Volumen
de Presa 3 Entrada
m3
Comentarios TV03 g/cm3 Time
Magnetismo
de la cara de la herramienta
(Magnetic
Densidad
dega
MWD
toolface - 2mtf)
% Litología
%
Profundidad Tubería revestimiento
Temperatura
degC
Gravedad deSalida
la cara de la herramienta (gravity
toolface Manifestaciones
dega
Litología Interpretada
%
gtf)
Temperatura
Entrada
degCTipo de
Núcleo
parámetros
Descripción
de la muestra
Posición Norte-Sur
(NS)
m
Fluorescencia
Emboladas por minuto totales (EPMT)
1/min
Comentarios
Salinidad
Posición Este-Oeste (EO)
m
Lag Depth (profundidad de retorno del gas)
m
Profundidad
m
Severidad Tubería
(dog leg revestimiento
severity - dlgs)
dega/30m
Gas Total (detector de ionización de llama - FID)
ppm
Manifestaciones
Tiempo perforación
h
PWD
Núcleo
Número Lingada
Fluorescencia
%
Revoluciones por minuto totales (Total RPM)
rpm
Salinidad
ppm
Volumen de Presa Totales
m3
DMEA
Depth
DRTM
TVD
Depth
Mnemónico
DRTV
Depth
BPOS
m
CromaTime
Time
Objeto de
Profundidad
Depth
WITSMLDMEA
Time
Depth
m
Time
Depth
Depth
TDV
WITSML
Objeto de
Depth Tiempo
Mnemónico
Time
2.
Depth
TDV
Time
CromaDepth
Depth
Depth
DRTM de CromaTime
Objetomde
Objeto
CromaTime CromaDepth
Tiempo
Profundidad
Time
Depth CromaTime
m
DRTV
CromaDepth
DepthC1
CromaTime
CromaDepth
ppm
C1
CromaTime CromaDepth
ROPM
Time
Depth
DME9
PwdTime
PwdDepth
Depth
ppm
C2
CromaTime CromaDepth
C2
CromaTime
CromaDepth
HKLD
Time
Depth
Depth
ppm
C3
CromaTime CromaDepth
TVD9
PwdTime
PwdDepth
C3
CromaTime CromaDepth
Depth
HKLDM
Time
Depth CromaTime CromaDepth
ppm
IC4
MBPA
PwdTime
PwdDepth
IC4
CromaTime
CromaDepth
Depth
ppm
NC4
WOB
Time
Depth CromaTime CromaDepth
MBPI
PwdTime
PwdDepth
Depth
ppm
IC5
CromaTime CromaDepth
NC4
CromaTime
CromaDepth
TQAA
Time
Depth
Depth
ppm
NC5
CromaTime CromaDepth
PSEN
PwdTime
IC5
CromaTime PwdDepth
CromaDepth
TQA
Time
Depth CromaTime CromaDepth
Depth
min/m
ROP
NC5
CromaTime PwdDepth
CromaDepth
TEMP
PwdTime
Depth
ppm
GASA
Time
Depth
RPM
Time
Depth
ROP
CromaTime
CromaDepth
Depth
degC
MTOA
Time
Depth
ECD
PwdTime
PwdDepth
SPPA
Time
Depth
Depth
%
SOLU
Time
Depth
GASA
Time
Depth
WLIN
PwdTime
PwdDepth
EPM1
Time PEMEX
Depth
Depth
- PERFORACIÓN
L1TY
Mudlog
Mudlog
MTOA
Time
Depth
DSVM
MwdTime
MwdDepth
Depth
%
L1PC
Mudlog
Mudlog
EPM2
Time
Depth
SOLU
Time
Depth Mudlog
Depth
L2TY
Mudlog
DSVV
MwdTime
MwdDepth
MFOP
Time
Depth
PARÁMETROS
DE
HERRAMIENTAS DE FONDO
Depth
%
L2PC
Mudlog
L1TY
Mudlog
Mudlog Mudlog
SINC
MwdTime
MwdDepth
GPM
Time
Depth
Depth
%
LIPC
Mudlog
Mudlog
L1PC
Mudlog
Mudlog
SAZU
MwdTime
MwdDepth
MDOA
Time
Depth
Depth
DEMU
Mudlog
Mudlog
L2TY
Mudlog
Mudlog
Depth
COME
Mudlog
Mudlog
MDIA
Time
Depth
SMTF
MwdTime
MwdDepth
L2PC
Mudlog
Mudlog Mudlog
m
PRTR
Mudlog
MTOA
Time
Depth
MANI
Mudlog
SGTF
MwdTime
LIPC
Mudlog MwdDepth
Mudlog Mudlog
MTIA
Time
Depth
Mudlog
Unidades Mudlog
Mnemónico
Parámetros requeridos por elNUCL
CCPTR
DEMU
Mudlog MwdDepth
Mudlog
SNS
MwdTime
%
FLUO
Mudlog
Mudlog
EPMT
Time
Depth
COME
Mudlog
Mudlog Mudlog m MudlogDME9
Profundidad
del Agujero
medida
ppm
SALI
SEW
MwdTime
MwdDepth
LAGD
Time
Depth
Profundidad
del Agujero Mudlog
vertical
m
TVD9
PRTR
Mudlog
SDLS
MwdTime
MwdDepth
GASA
Time
Depth
Presión anular (TR)
psi
MBPA
MANI
Mudlog
Mudlog
DRTM
Time
Depth
Presión
interna (TP)
psi
MBPI
NUCL
Mudlog
Mudlog
Profundidad
m
PSEN
STDN del SensorTime
Depth
FLUO
Mudlog
Mudlog
Temperatura
degC
TEMP
TRPM
Time
Depth
SALI
Densidad
equivalente deMudlog
circulacion (ECD) Mudlog
g/cm3
ECD
TVT
Time
Depth
Inclinación continua
de cada compañía de servicios (WITS0, LAS, XML,
XLS, ASCII, CSV) al estándar WITSML en su versión
actual.
WITSML
Objeto de
Tiempo
Objeto de
Profundidad
PwdTime
PwdDepth
PwdTime
PwdDepth
PwdTime
PwdDepth
PwdTime
PwdDepth
PwdTime
PwdDepth
PwdTime
PwdDepth
PwdTime
PwdDepth
dega
WLIN
PwdTime
PwdDepth
m3
TVA
Time
Depth
Survey
de profundidad desarrollada
(md survey)
m
DSVM
MwdTime
MwdDepth
Perdidas o Ganancias
m3
Survey
de profundidad vertical
TVCA
Time (tvd survey)Depth
m
DSVV
MwdTime
MwdDepth
Volumen de Presa 1
m3
Inclinación
dega
SINC
MwdTime
MwdDepth
dega
SAZU
MwdTime
MwdDepth
Volumen de Presa 2
m3
dega
SMTF
MwdTime
MwdDepth
Volumen de Presa 3
m3
TV01
Time
Depth
Time
Depth
Azimuth
TV02
Magnetismo de la cara de la herramienta (Magnetic
toolface - mtf)
TV03
Time
Depth
Gravedad de la cara de la herramienta (gravity toolface gtf)
dega
SGTF
MwdTime
MwdDepth
Posición Norte-Sur (NS)
m
SNS
MwdTime
MwdDepth
Posición Este-Oeste (EO)
m
SEW
MwdTime
MwdDepth
dega/30m
SDLS
MwdTime
MwdDepth
Severidad (dog leg severity - dlgs)
Convertir los datos de los formatos específicos
CromaDepth
Volumen Presas Activo
MWD
Definir los parámetros que serán transmitidos
Depth
TIME
Estandarización de los Datos
Gracias a la estandarización de los datos, es
posible visualizar de manera integral los
parámetros de perforación en tiempo real:
o Parámetros de superficie – Torque,
peso sobre barrena, velocidad de
penetración, volúmenes de presas, gasto,
carga en gancho, entre otros.
o Parámetros de herramientas de
fondo tipo WD (mientras se perfora) –
Resistividad y gamma ray (LWD),
inclinación y azimut (MWD), presiones
anular e interna (PWD), entre otros.
o Datos geológicos
comentarios.
o Registros de
cromatografía.
–
Litología
y
hidrocarburos
y
o Datos de mediciones especiales,
como
cementaciones,
reología,
estimulaciones etc.
Eficiencia de tiempos operativos
Aseguramiento de la Continuidad del Flujo de Datos
Pozo
Oficina
Compañía 1
Parámetros de
Superficie
Servidor
Servidor
Integrador
Compañía 2
LWD PWD
MWD
Aplicaciones
Especializadas
Repositorio
WITSML
Bases de Datos
Corporativas
Servidor
Ingeniero de
Pozo
Compañía 3
Registro de
Hidrocarburos
Servidor
Especialista
s
Programas
Propuestas
Recomendaciones
Alertas
Compañías de
Servicios
Centralización – Repositorio WITSML
1.3.1
Es la versión actualmente
utilizada del estándar
WITSML para los datos
en tiempo real en PEMEX
150
Pozos en el repositorio:
Parámetros de Superficie,
Registros de Hidrocarburos
Parámetros de Fondo WD
190
Usuarios del repositorio,
distribuidos en Unidades de
Perforación, Activos de Producción
y Activo de Exploración.
37
Pozos monitoreados que
representan el 80% de los
pozos actuales en
perforación.
Integración de datos con aplicaciones especializadas de perforación así como un esquema de respaldo del repositorio
Integración en Tiempo Real con Aplicaciones de Ingeniería












Schlumberger
Halliburton
Weatherford
The Mudlogging Company
Pason
Nabors
Baker Huges
GSM
MD Totco
Diversified
LAS
Geolog
IPS
Compañias de
Servicio
Aplicaciones
Técnicas
Bases de Datos
Corporativas
WITSML
ASCII
WITS
CSV
EXCEL
Gracias a la adopción de una estrategia de estandarización de datos en tiempo real, es posible
La disponibilidad
de datos
en WITSML
no solo optimiza
el aprovechamiento
las herramientas
incorporar
al proceso
de tiempo
real la explotación
y el análisis
de los datos en de
aplicaciones
técnicasde
que dispone PEMEX; también ofrece una oportunidad para ampliar la cartera de proveedores
especializadas.
tecnológicos permitiendo abrir la participación de las mejores compañías de servicio
De
esta manera, el análisis
geopresiones, la evaluación de trayectorias y la visualización del pozo
independientemente
de sude
escala.
en el modelo geológico, por ejemplo, se pueden realizar en tiempo real.
Resultados en Perforación Región Sur
 En 2010, PEMEX estandarizó los datos de perforación en tiempo real de acuerdo
con la versión 1.3.1 de WITSML.
 PEMEX es el mayor usuario de WITSML en América – 37 pozos actualmente
monitoreados en tiempo real en la Región Sur.
 Incremento de la eficiencia técnica operativa del proceso de perforación a 80% en
2011. Esto ha permitido cumplir con los objetivos geológicos y mecánicos de los pozos
perforados en un 90%.
 Región Sur ha sido reconocida como modelo exitoso de gestión en el uso de datos
y reingeniería en tiempo real por compañías operadoras internacionales y de servicio.
Conclusiones y Nuevos Retos
 La implementación del estándar WITSML hace posible:
o Integración de datos, tecnologías y procesos.
o Reducción de costos asociados a la operación.
 PEMEX en Región Sur ha implementado con éxito una estrategia de manejo
y explotación de datos en tiempo real.
 El nuevo reto es lograr el aprovechamiento máximo del dato WITSML :
o Estimación de vibraciones en sartas de perforación.
o Cálculo de la energía mecánica específica y de la densidad equivalente
de circulación.
o Cálculo de geopresiones en tiempo real.
Valor del Tiempo Real
Contar con los datos en Tiempo Real promueve y facilita al Proceso de
Perforación el seguimiento de las operaciones de distintos pozos, así como
compartir los datos con cualquier parte interesada que pueda acceder a la red de
PEMEX, sin importar su ubicación geográfica y sin limitación de número de usuarios.
Por consiguiente, la toma de decisiones es más acelerada y efectiva, mientras se
tiene mayor control sobre los flujos de datos entre PEMEX y compañías de servicio.