Vigilancia de la producción, identificación de pérdidas de producción y optimización de pozos.
Objetivo.- Desarrollar y reafirmar la visión general en cuanto a la vigilanicia, identificación de pérdidad de producción y optimización de pozos, basandose en un marco teórico proveniente de el desarrollo actual.
Operaciones en tiempo real
Cerrar el ciclo con operaciones en tiempo real para maximizar el valor (Caso del Mar del Norte)
Flujo de trabajo habilitado en tiempo real para la validación e interpretación de datos
Operaciones integradas en tiempo real.
Registros de producción.
Productividad Anormalmente Baja.
Producción excesiva de gas o agua.
Normatividad relacionada.
Implantación de un Sistema Integrado de Vigilancia y Optimización de la Producción.
Sistema IPSO.
Objetivos y desafíos del proyecto (Kuwait)
Viaje del campo petrolero digital integrado
Flujos de trabajo inteligente.
Flujos de trabajo inteligentes.
Operaciones en tiempo real
Los servicios de colaboración remota en tiempo real y los flujos de trabajo avanzados asociados requieren que varios sistemas, equipos de personas y tecnologías trabajen juntos de manera transparente y confiable. Involucra a tres partes interesadas principales: la empresa operadora, las operaciones de campo y la ingeniería remota y el apoyo de expertos.
Cerrar el ciclo con operaciones en tiempo real para maximizar el valor
Como se ha demostrado en este documento, las operaciones de prueba de pozos en tiempo real han evolucionado significativamente desde su introducción hace 3 décadas. Desde una simple transferencia de datos desde el sitio del pozo a oficinas remotas donde los datos debían recopilarse y cargarse manualmente en herramientas genéricas de visualización y análisis, hoy en día hay muchos flujos de trabajo disponibles para administrar y optimizar realmente las operaciones y la interpretación de las pruebas de pozos.
El monitoreo de las operaciones de prueba de pozos en tiempo real se ha convertido en un habilitador clave a través de una combinación de agregación de datos de muchas fuentes diferentes, validación instantánea y casi automatizada de las mediciones, identificación de problemas operativos que podrían haber hecho que los datos de prueba no se puedan interpretar y transmisión de mediciones a modelos simples que se pueden usar para proporcionar un diagnóstico temprano de las propiedades del yacimiento y predecir respuestas futuras. Esto hace posible modificar los programas de prueba para ajustarse a las respuestas reales del pozo y, en última instancia, permite que los objetivos de la prueba se logren de manera más eficiente al minimizar el tiempo de equipo de perforación, con la tranquilidad que brinda la interpretación rápida de la prueba. Además del desarrollo de herramientas que permiten la agregación, visualización y procesamiento de datos, los flujos de trabajo de pruebas de pozos en tiempo real también aprovechan todo el valor de los sistemas avanzados de adquisición de datos, como la lectura de superficie de datos de fondo de pozo o las herramientas de medición de flujo de última generación.
Con base en la amplia experiencia adquirida durante las primeras 100 pruebas realizadas utilizando flujos de trabajo en tiempo real, se han construido muchos módulos que se adaptan al equipo utilizado, el conocimiento inicial sobre el yacimiento y los objetivos de la prueba. Esos ahora pueden cerrar el ciclo desde el diseño de la prueba hasta la ejecución y el análisis. Lo que alguna vez fue un proceso lineal basado en el modelado de las respuestas esperadas para diseñar un programa de prueba establecido se ha convertido en un proceso en vivo donde el modelo predefinido se puede actualizar durante las operaciones para ajustar los planes de prueba de manera colaborativa entre el sitio del pozo y los usuarios finales de datos. y expertos tanto del operador como de las empresas de servicios.
Por lo tanto, la parte clave de una prueba de pozo en tiempo real exitosa se ha convertido en la preparación de un diseño de prueba integral, construyendo un libro de jugadas de posibles estrategias de prueba con anticipación que se puede ejecutar en función de la respuesta real del pozo. Los modelos de yacimientos asociados, los modelos de fluidos, los modelos de rendimiento de pozos, pero también herramientas más avanzadas, como los modelos de limpieza, ya no son entradas estáticas extraídas una vez, sino que se convierten en fuentes vivas de información que se pueden aprovechar al llevar la experiencia adecuada al sitio del pozo, aunque virtualmente.
Con la confluencia de la infraestructura y las metodologías descritas aquí, durante un período relativamente corto, las pruebas de pozos en tiempo real se han convertido en una práctica estándar en el Mar del Norte y también en otros lugares con pozos de alto valor donde el costo de falla puede ser extremo. Con una gran cartera de flujos de trabajo y costos de implementación moderados, tales prácticas pueden encontrar su lugar en todas las operaciones de prueba de pozos, desde las extremadamente complejas hasta las más mundanas.
Las operaciones en tiempo real facilitan una serie de procesos de prueba de pozos. Pueden mejorar la calidad de los datos de las pruebas de pozos y la seguridad de las operaciones. Deben planificarse con anticipación, y la línea de mando de la administración del operador y la compañía de servicios debe estar lista para actuar sobre la información adicional en el tiempo que proporciona la operación en tiempo real. Los escenarios de casos deben practicarse antes para evaluar los procesos de decisiones que aprovecharán completamente el valor del seguimiento y monitoreo en tiempo real de las pruebas de pozo. A menos que la gerencia esté dispuesta a cambiar los programas de prueba de pozos sobre la marcha, de acuerdo con una estrategia preestablecida, no se puede realizar el valor del tiempo real.
Flujo de trabajo habilitado en tiempo real para la validación e interpretación de datos
Realizar todo el control de calidad de datos requerido, la interpretación de pruebas de pozos de revisión rápida en tiempo real y el modelado directo de yacimientos a menudo implica muchas tareas repetitivas que generalmente requieren el manejo de grandes cantidades de datos, cálculos iterativos e incorporación de múltiples disciplinas dentro de un marco de tiempo limitado.
Implementar actualizaciones de diseño, interpretación y control de calidad de datos en tiempo real es diferente a realizar estas acciones una vez finalizada la prueba: la criticidad del tiempo y la falta de conjuntos de datos completos son limitaciones significativas. El monitoreo efectivo en tiempo real requiere la capacidad de manejar grandes cantidades de flujos de trabajo y datos de transmisión constante que se construyen específicamente para pruebas de pozos en tiempo real para convertir rápidamente los datos de pruebas de pozos en información significativa y tomar decisiones críticas. La validación en tiempo real de los datos adquiridos puede significar la diferencia entre una prueba exitosa y la costosa adquisición de datos no representativos, inutilizables o no informativos. Las mediciones clave deben realizarse no solo con precisión, sino también de manera representativa de la verdadera respuesta del yacimiento. De la gran cantidad de mediciones realizadas durante el curso de una prueba de pozo, las mediciones de presión de fondo de pozo y las tasas de producción pueden considerarse como las más críticas, a las que también se puede agregar la representatividad de las muestras. La principal metodología de validación para la medición de presión consiste en comparar mediciones de diferentes manómetros ubicados en el mismo punto o en puntos cercanos en el sistema de producción. Esto se puede usar para identificar derivas de medición o puertos de medición obstruidos.
Operaciones integradas en tiempo real
Con complejidades operativas cada vez mayores que requieren metodologías de elevación avanzadas para permitir la producción, las operaciones de prueba de pozos pueden requerir la adición de equipos adicionales para poder producir un pozo en condiciones representativas. Tal es el caso de las operaciones de prueba de vástagos de perforación realizadas con bombas eléctricas sumergibles (ESP).
Las pruebas de pozos ESP-DST siempre han sido una de las operaciones más complejas realizadas en alta mar, ya que requieren sinergia entre dos líneas de servicio distintas y la participación de un equipo multidisciplinario. El amplio espectro de complejidades operativas de las operaciones ESP-DST hace que la garantía de la calidad de los datos en tiempo real y la supervisión y el soporte remotos, con procesos mejorados de toma de decisiones tanto para el cliente como para los proveedores de servicios, sean indispensables. Como se mencionó anteriormente, los servicios de prueba de pozos y monitoreo de ESP en tiempo real no son conceptos nuevos y se han utilizado con éxito durante varios años en operaciones en todo el Mar del Norte. Los servicios de prueba de pozos en tiempo real con una infraestructura establecida, flujos de trabajo definidos y entornos colaborativos 24/7 ya están en la práctica y brindan resultados tangibles (Sikandar et al., 2010).
El Centro de Vigilancia de Levantamiento Artificial (ALSC) en pleno funcionamiento con sede en Inverurie, Reino Unido, también ha demostrado el valor de la vigilancia y el monitoreo del ESP las 24 horas del día, los 7 días de la semana en términos de vida útil extendida del ESP y reducción del tiempo de inactividad. El ALSC brinda cobertura a más de 150 pozos equipados con ESP en Europa y África (Camilleri y MacDonald, 2010). Sin embargo, las pruebas de pozos ESP-DST requieren una integración perfecta de los sistemas de adquisición y entrega de datos, optimizados para monitorear cada operación en particular para entregar datos del ESP y el paquete de prueba de pozos de superficie en diferentes formatos a los centros de soporte de operaciones dedicados. También requiere una buena comunicación durante las operaciones para garantizar que los pasos, como cerrar un pozo, se operen de manera sincrónica entre el levantamiento artificial y las cuadrillas de prueba del pozo. Se aplicaron modificaciones significativas en la infraestructura de entrega de datos en tiempo real para lograr el nivel requerido de sinergia para agregar los datos de pruebas de pozos y ESP adquiridos. Esta agregación se realizó en el sitio del pozo para toda la red de adquisición de datos de prueba del pozo y proporcionó la entrega de datos en tiempo real al servidor web remoto (Brennan, et al., 2011).
Registros de producción
Los registros de producción nos dan un conocimiento de la naturaleza y comportamiento de los fluidos en el pozo durante periodos de producción o inyección. Estos registros se pueden tomar después que se han cementado las tuberías de revestimiento, permitiendo conocer con más detalle no solo el comportamiento de los pozos, sino también de las formaciones. Mediante los registros de producción se pueden determinar características tales como:
Evaluación temprana para lograr el diseño de una terminación eficiente.
Detección de cambios en el comportamiento de los fluidos.
Zonas que toman fluidos (zonas ladronas).
Canalización a través el cemento.
Perforaciones taponadas.
Determinación de zonas productoras o receptoras de fluidos.
Evaluación de la eficiencia en el proceso de inyección.
Control sobre los procesos de producción.
Guía esencial para diseño de programas de reparación de pozos,
proyectos de recuperación secundaria y terciaria.
Su aplicación más común es la medición del perfil del flujo del pozo, es decir, la distribución del fluido dentro y fuera del pozo, y con ello determinar el potencial productor de las distintas zonas presentes en el/los intervalo(s) productore(s).
Dentro de la evaluación del rendimiento de un pozo se pueden hacer las siguientes determinaciones:
Contribución de cada zona.
Tipos y porcentajes de fluidos por zonas.
Medidas de temperatura y presión.
Flujos cruzados o perdida de fluidos es zonas de bajas presiones
Los ingenieros de producción aplican la toma de registros de producción como una herramienta para diagnosticar las causas de las bajas productividades de los pozos. Como tales, los registros de producción pueden indicar acciones de ajustes a ser tomados en cuenta para incrementar la productividad del pozo.
Productividad Anormalmente Baja
La causa de baja productividad en un pozo varía de un problema fundamental de yacimiento a restricciones de flujo en las vecindades del pozo o dentro del mismo.Causas potenciales incluyen la baja permeabilidad relativa a la fase de hidrocarburos, daño en la formación, pobre penetración o sello de las perforaciones (u otras restricciones en la terminación, tales como empacador de grava parcialmente sellado) y restricciones del pozo.
Producción Excesiva de Gas o Agua
La producción excesiva de gas o agua es un problema comúnmente visto en los pozos petroleros y las causas pueden ser por roturas de la tubería de revestimiento, canalizaciones detrás de la tubería de revestimiento, flujo preferencial a través de la zona de alta permeabilidad en el yacimiento, o la conificación. El registro de producción, se puede emplear para localizar la fuentede la producción de gas o de agua y son apropiados para determinar la causa de la baja producción no deseada.
Normatividad relacionada.
Comisión Nacional de Hidrocarburos,LINEAMIENTOS de Perforación de Pozos,Publicados en el Diario Oficial de la Federación el 14 de octubre de 2016.
Reforma publicada en el Diario Oficial de la Federación el 28 de noviembre de 2017
Actividades para el aseguramiento de la integridad de los Pozos.
Con la finalidad de asegurar la Integridad de los Pozos, los Operadores Petroleros deberán realizar losiguiente:
I. Los Operadores Petroleros, durante las actividades de Perforación y
Terminación, deberán cumplir, como mínimo, con el programa de adquisición de información;
II. Derogado;
Fracción derogada, DOF 28-11-2017
III. Derogado;
Fracción derogada, DOF 28-11-2017
IV. Para plataforma y Macropera con múltiples Pozos, los Operadores Petroleros
deberán tomar los registros mencionados para al menos un Pozo, con la
cobertura de registros especificada en las fracciones I, II y V de este numeral y aquellos en el numeral 59, fracción III, inciso a) de este Anexo. Dichos registros deberán ser obtenidos a través de la sección estratigráfica completa penetrada por los Pozos, en la plataforma o Macropera y desde la profundidad total hasta la base de la tubería de revestimiento de superficie;
V. Si un Pozo adicional es perforado desde una plataforma o Macropera existente y penetra en una zona más profunda no registrada ni muestreada previamente, los Operadores Petroleros deberán tomar registros, muestras y núcleos de rocas y fluidos de esa zona, para determinar la litología, características petrofísicas y características de los fluidos;
VI. Para los Pozos que estén en la misma plataforma o Macropera, los Operadores
Petroleros deberán tener el conjunto mínimo de registros geofísicos, entre los que se podría encontrar un registro de rayos gamma de los estratos, que abarque desde la profundidad total del Pozo hasta la base de la tubería de revestimiento de superficie.
El conjunto mínimo de registros, incluyendo los registros de rayos gamma
pueden ser de la tecnología de medición mientras se perfora o adquisición de registros mientras se perfora -Measurements While Drilling, MWD, o Logging While Drilling, LWD por sus siglas en inglés, respectivamente- en agujero abierto, entubado, o una combinación de éstos. Para determinar la litología de lo estratos de la profundidad total del Pozo a la base de la tubería de revestimiento
de superficie, todos los datos deben ser registrados;
Pruebas de presión y producción. Las pruebas de presión y producción que los Operadores Petroleros realicen deberán atender lo siguiente:
I. Realizar las pruebas de presión de los diferentes Yacimientos atravesados por cualquier Pozo Exploratorio y entregar los resultados a la Comisión dentro del informe al que se refiere el numeral 64 de este Anexo;
II. Realizar una prueba para determinar el potencial de producción del Pozo al concluir la Terminación. Las pruebas deben considerar, al menos:
a) Recuperar el fluido de la terminación;
b) Antes de iniciar el periodo de prueba, dejar que el Pozo produzca en
condiciones estables al menos por 6 horas continúas, y
c) Una vez cumplido lo previsto en el inciso anterior, realizar la prueba al menos por cuatro horas continuas.
Los Operadores Petroleros deberán entregar a la Comisión los resultados
de las pruebas de presión y de la prueba de potencial de producción de los
diferentes Pozos perforados, dentro de los 15 días hábiles siguientes a su
realización, de conformidad con el informe establecido en el artículo 23 de
los Lineamientos;
III. En caso de que en la Perforación se pretendan utilizar métodos y procedimientos alternativos a los indicados en la fracción II de este numeral, se deberá prever y requerir la aprobación de la Comisión dentro de la solicitud de Autorización, de conformidad con el requisito establecido en la fracción III, inciso a), subinciso i,apartado B, del artículo 27 de los Lineamientos;
IV. Se deberá realizar una prueba de producción a todos los intervalos de cada Pozo terminado por primera vez, una vez transcurridos 30 días naturales después de la fecha de la primera producción continua.
Los resultados de dicha prueba deberán entregarse a la Comisión dentro de los 15 días hábiles siguientes a su realización, de conformidad con el artículo 23 de los Lineamientos;
V. La Comisión podrá solicitar a los Operadores Petroleros la realización de pruebas adicionales en función de los resultados de las pruebas realizadas inicialmente o de las características de los Yacimientos encontrados, y
VI. Para las pruebas de presión y producción, los Operadores Petroleros deberán acatar lo dispuesto en los Lineamientos Técnicos de Medición de Hidrocarburos y en las Disposiciones Técnicas en materia de Aprovechamiento de Gas Natural
Asociado en la Exploración y Extracción de Hidrocarburos, en lo que respecta a medición y manejo de fluidos.
Comisión Nacional de Hidrocarburos,LINEAMIENTOS de Perforación de Pozos,Publicados en el Diario Oficial de la Federación el 14 de octubre de 2016.
Reforma publicada en el Diario Oficial de la Federación el 28 de noviembre de 2017
Implantación de un Sistema Integrado de Vigilancia y Optimización de la Producción
Se describen desafíos técnicos que se enfrentan en las operaciones en aguas profundas y la metodología adoptada para implementar un sistema integrado de vigilancia y optimización de la producción (IPSO) para mitigar los riesgos. Se describe algunos de los desafíos técnicos que se enfrentan en las operaciones en aguas profundas y la metodología adoptada para implementar un sistema integrado de vigilancia y optimización de la producción (IPSO) para mitigar los riesgos. El sistema IPSO (deepwater-digital-oilfield) está diseñado para ser una combinación de tecnologías emergentes de información y comunicaciones, algoritmos inteligentes y flujos de trabajo de gestión de activos adecuados para su propósito.
El sistema IPSO
La visión del campo petrolero digital es fomentar un entorno donde el trabajo se realice con herramientas adecuadas para el propósito y flujos de trabajo optimizados para medir, modelar y controlar el campo al permitir que las personas tomen las decisiones correctas en el momento adecuado. Esto se habilita a través de una jerarquía de decisiones uniforme que logra una gestión de activos integrada en todos los procesos comerciales, la cadena de valor de los hidrocarburos y las escalas temporales. Esta optimización multi-escala se maneja dividiendo el desafío en subproblemas y transmitiendo las decisiones de cada nivel como objetivos para los procesos de nivel inferior, mientras que las salidas del sistema se consideran como bucles de retroalimentación para corregir las acciones. Se desarrolló IPSO, un sistema digital de yacimientos petrolíferos adecuado para su propósito, a fin de optimizar la producción base a través de la vigilancia en tiempo real y la gestión eficiente de yacimientos.
El sistema automatiza tareas rutinarias como captura de datos, manipulación de datos, análisis preliminar, visualización y almacenamiento de datos. IPSO se diseñó principalmente como un sistema de apoyo a la toma de decisiones, con énfasis en los flujos de trabajo impulsados por el valor para la producción de activos. Se requieren expertos de varios campos para lograr una solución exitosa. La justificación comercial del sistema IPSO depende de la fase de producción del campo, donde existen diferentes oportunidades de optimización.
A través de estos diversos activos, existe un riesgo inherente de personalizar la arquitectura, el enfoque y las herramientas hasta tal punto que la escalabilidad y la extensibilidad se vean amenazadas. Estas soluciones personalizadas ralentizan la adopción de buenas características de un proyecto a otro. Por lo tanto, se hizo un intento consciente desde el inicio para desarrollar flujos de trabajo de IPSO con un denominador común que pudiera configurarse para diferentes necesidades comerciales en la cartera de una empresa.
El sistema IPSO se implementó en línea hace más de 2,5 años para un solo activo y luego se extendió a todos los activos de aguas profundas. Durante este período de tiempo, se agregaron una serie de flujos de trabajo multidisciplinarios sobre la base de los principios fundamentales detallados en el documento completo. Los siguientes seis principios clave se utilizaron como principios rectores en el desarrollo de los flujos de trabajo de IPSO: Valor de negocio Planificación efectiva Apoyo a las partes interesadas Participación de un campeón Sustentabilidad Escalabilidad
Vigilancia inteligente de la producción: monitoreo y optimización de la producción mediante el campo petrolero digital integrado
El cambio en el precio mundial del petróleo ha llevado a las empresas productoras de petróleo a perseguir todos y cada uno de los barriles de petróleo, ya sea optimizando su producción o minimizando las pérdidas de producción relacionadas con varias razones. Kuwait Oil Company (KOC) tiene la visión de aumentar su producción a 4 MMBOPD para el año 2030. Para cumplir con esta visión, KOC ha diseñado un sistema de campo petrolífero digital que es único en el mundo en varios aspectos. Este campo petrolero digital está diseñado para lograr dos objetivos principales, el primer objetivo es minimizar las pérdidas de producción de petróleo asociadas con el tiempo de inactividad y el segundo objetivo es optimizar la producción de petróleo a nivel de red y campo. Para lograr su primer objetivo, KOC diseñó varios flujos de trabajo para perseguir las pérdidas e identificar su causa raíz. Una vez que se identifica la causa raíz, el problema se soluciona en el mínimo tiempo posible. Los flujos de trabajo diseñados para lograr este objetivo se combinaron en un flujo de trabajo principal, Smart Production Surveillance (SPS).
La vigilancia inteligente de la producción se compone de varios subflujos de trabajo que se encargan de varios elementos que afectan o pueden afectar la producción. La idea detrás del diseño de SPS era capturar las razones principales de las pérdidas de producción, informarlas lo más rápido posible, resolver el problema a tiempo y reanudar la producción a la normalidad.
También como un enfoque activo proactivo donde la predicción de problemas se realiza a través de un sistema de alarmas y advertencias. Para este propósito, se diseñan alarmas inteligentes basadas en la experiencia en campos petroleros. Estas alarmas ayudan a analizar los problemas a nivel del pozo y señalan los problemas principales. El objetivo del sistema Digital Oil Field es mejorar la producción de petróleo mediante la optimización. Este objetivo se cumplió mediante el diseño de un modelo de red de superficie extensa que consta de siete centros de recolección para siete campos. Para ejecutar este modelo de red, se prepararon alrededor de mil doscientos modelos de pozos que actúan como motor para los cálculos de optimización.
Objetivos y desafíos del proyecto (Kuwait)
Con el aumento de los objetivos de producción e inyección de NK y con la gran cantidad de pozos productores e inyectores en NK Fields, surge la necesidad de tener el proyecto KwIDF que ayudará a NK a lograr los objetivos de producción e inyección y minimizar el tiempo y los esfuerzos necesarios. por nuestros empleados. El proyecto fue diseñado y construido para mejorar la producción de petróleo al maximizar la colaboración entre todos los equipos.
Los mayores desafíos que enfrentó KwIDF fueron la necesidad de cambio, el cambio en la forma en que se solía hacer el trabajo, el cambio en la recopilación y el proceso de datos. El objetivo, como minimizar el déficit de producción, minimizar el tiempo de inactividad al minimizar los viajes y las paradas mediante la vigilancia inteligente de la producción, se analiza más adelante en este documento.
Viaje del campo petrolero digital integrado
El campo petrolero digital integrado de Kuwait (KwIDF) es uno de los sofisticados proyectos de campos petroleros digitales presentados por KOC para lograr los objetivos de producción e inyección de NK, las historias de éxito de KwIDF nacieron en el campo Sabriyah y luego se expandieron a todos los campos del norte de Kuwait, este proyecto tiene varios etapas:
Fase I: el comienzo del viaje de KwIDF se inició en 2010, donde comenzó con la planificación y el diseño de todos los flujos de trabajo y herramientas necesarios para iniciar el proyecto, se inició con solo 80 pozos piloto que se seleccionaron cuidadosamente para agregar al sistema KwIDF. y luego instale todos los instrumentos necesarios en estos pozos y proporcione todos los servidores necesarios. Luego, se diseñaron y construyeron los flujos de trabajo requeridos para lograr todos los objetivos del proyecto KwIDF. Well Models and dashboards se construyó y probó en los pozos piloto, se capturó una increíble historia de éxito en la fase I que cuando se tomó la decisión de expandirse a la fase II
Fase II: la fase II comenzó en 2013 y la cantidad de pozos agregados al sistema aumentó para llegar a 133 pozos Sabriyah. Se agregó más flujo de trabajo al sistema y se mejoraron los flujos de trabajo existentes para mejorar el rendimiento de KwIDF.
Expansión de la fase II: La increíble expansión de KwIDF se inició en 2016 con una expansión a más de 1200 pozos que cubrían todos los campos del norte de Kuwait y uno de los modelos de red más grandes que conectan los pozos con siete GC.
Fase III: La visión de KwIDF es agregar el modelo estático y dinámico del yacimiento de cada yacimiento en el campo NK que se combinará con el modelo de pozos y el modelo de red para tener una imagen digital de todos los campos NK.
Flujos de trabajo inteligentes
Se diseñaron y construyeron varios flujos de trabajo inteligentes para optimizar y mejorar la producción de petróleo, así como para mantener un monitoreo cercano del pozo y la red en los campos de NK. Cada flujo de trabajo tiene diferentes objetivos que se decidieron de acuerdo con la necesidad del campo NK, algunos de ellos se mencionan a continuación y se analizan brevemente.
• Bomba Eléctrica Sumergible (ESP)
• Vigilancia inteligente de la producción (SPS)
Los diseños y la planificación inteligentes deben comenzar por tener objetivos claros y el resultado necesario de los flujos de trabajo primero. Una vez definidos y comprendidos los objetivos del flujo de trabajo, la siguiente fase es la planificación y el diseño, que incluye los diseños de ingeniería, la decisión de las herramientas necesarias para construir el flujo de trabajo, los recursos necesarios y el cronograma. Una vez que se logran todos los pasos, se puede construir y utilizar el flujo de trabajo. Los diversos flujos de trabajo inteligentes se crearon en el sistema KwIDF para cumplir con el objetivo del campo petrolero digital integrado.
Vigilancia de producción inteligente
Este flujo de trabajo es uno de los flujos de trabajo más importantes que existen en el sistema KwIDF. Este flujo de trabajo ha sido diseñado para monitorear el desempeño de la producción de petróleo de todos los campos de NK, un Activo, los siete Centros de Recolección existentes en NK, los mil doscientos pozos o el desempeño de la producción de un solo pozo durante un período de tiempo.
El flujo de trabajo de Vigilancia de producción inteligente tiene ciertas características que ayudan a seguir monitoreando la producción de petróleo, diagnosticando cualquier problema o problema con la producción.
Algunas de estas características se mencionan a continuación.
• Estado del pozo
• Comparación de tasa virtual/calculada con tasas de prueba de pozo
• Ganancias y pérdidas de petróleo durante un período
• Supervisión del tiempo de inactividad
• Tendencia de viajes y paradas
• Principales ganadores y perdedores en términos de producción de petróleo
• Listar las pérdidas por causa y su potencial
CUESTIONARIO.
El presente cuestionario va dirigido a personal con preparación académica profesional, preferentemente en el área de ciencias de la tierra, ingeniería petrolera, química petrolera. O bien para obreros especialistas que cuentan con carrera trunca o educación media superior y una gran experiencia dentro de la industria petrolera y que laboran o pretenden integrarse al equipo de operaciones de disparos en los pozos.
¿Cuáles son las tres partes principales involucradas en las operaciones en tiempo real?
¿En qué se ha convertido la parte clave de una prueba de pozo en tiempo real exitosa?
Menciona dos factores clave al implementar actualizaciones de diseño, interpretación y control de calidad de datos en tiempo real.
¿Por qué as pruebas de pozos ESP-DST siempre han sido una de las operaciones más complejas realizadas en alta mar?
Enuncie el uso más común de los registros de producción.
Mencione al menos tres características que se pueden determinar con los registros de producción.
¿Cuáles son las causas potenciales de la productividad anormalmente baja?
¿Qué es el sistema IPSO?
¿Qué tareas automatiza el sistema IPSO?
¿Qué es la vigilancia de la producción?
Mencione 3 de las características que ayudan a seguir monitoreando la producción de petróleo.
Objetivo de los flujos de trabajo inteligente.
Referencias
Hollaender, F.; Shumakov, Y.; Sarac, S.; Theuveny, B. (). [Society of Petroleum Engineers SPE Middle East Intelligent Oil and Gas Conference and Exhibition - Abu Dhabi, UAE (2015-09-15)] SPE Middle East Intelligent Oil and Gas Conference and Exhibition - Real Time Well Testing: A Game Changer – Experience and Lessons Learned Over 100 Well Tests Performed In the North Sea. , (), –. doi:10.2118/176808-MS
Al-Subaiei, Dalal; Al-Hamer, Mohammad; Al-Zaidan, Ahmed; Nawaz, Mohammad Sami (). [Society of Petroleum Engineers SPE Kuwait Oil & Gas Show and Conference - Mishref, Kuwait (2019-10-13)] SPE Kuwait Oil & Gas Show and Conference - Smart Production Surveillance: Production Monitoring and Optimization Using Integrated Digital Oil Field. , (), –. doi:10.2118/198114-MS
Hollaender, F.; Shumakov, Y.; Sarac, S.; Theuveny, B. (). [Society of Petroleum Engineers SPE Middle East Intelligent Oil and Gas Conference and Exhibition - Abu Dhabi, UAE (2015-09-15)] SPE Middle East Intelligent Oil and Gas Conference and Exhibition - Real Time Well Testing: A Game Changer – Experience and Lessons Learned Over 100 Well Tests Performed In the North Sea. , (), –. doi:10.2118/176808-MS
FRANCISCO LÓPEZ, AZAHEL ORTÍZ. 2014(“INGENIERIA DE PRODUCCIÓN Y PRODUCTIVIDAD DE POZOS” T E S I S PARA OBTENER GRADO DE INGENIERO PETROLERO.(UNAM)
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