Un robot se hace cargo del piso de perforación

El trabajo en el piso de perforación de la plataforma PaceR801 gira en torno a un robusto robot que recoge metódicamente secciones de tubería y las mueve con precisión sobre el centro de perforación para conectar rápidamente la tubería.

Si bien es uno de los muchos avances tecnológicos en la plataforma que Nabors anuncia como "la primera plataforma terrestre completamente automatizada del mundo", el robot es el que "interesa y emociona a la mayoría de las personas", dijo Travis Purvis, vicepresidente senior de operaciones globales de Industrias Nabors Ltd.

El 18 de octubre, el PaceR801 había completado el primer pozo en una plataforma de ExxonMobil y estaba perforando el lateral en el segundo pozo de la plataforma de tres pozos. Después de terminar el tercero, la prueba extendida pasará al siguiente pad.

Es arriesgado anunciar quién llegó primero en una carrera competitiva en un negocio secreto. Pero Nabors se destaca porque el PaceR801 tiene un piso de perforación automatizado, una gama de otras funciones automatizadas por encima y por debajo del suelo y, lo que es más importante, es el único que usa su plataforma para perforar pozos productores para un cliente.

Jason Gahr, gerente de operaciones de perforación no convencional en ExxonMobil, dijo que la colaboración de investigación "demuestra la capacidad de optimizar la perforación utilizando el poder combinado de la robótica, la automatización, la computación y los datos".

Desde el anuncio, Nabors ha tenido noticias de otras compañías petroleras. "Hay un fuerte interés en la plataforma en muchos mercados", dijo Purvis.

Los intereses de las empresas van desde la automatización de más funciones de perforación mediante la modernización de las plataformas hasta el deseo de contratar la plataforma, cuyo nombre se abrevia con frecuencia en las conversaciones a R801.

Solo hay un PaceR801 y estará ocupado por un tiempo. "Esperamos perforar múltiples pozos de prueba en múltiples plataformas y continuar trabajando en la tecnología" con ExxonMobil, dijo Purvis.

Fue creado para mostrar los frutos de un esfuerzo de 5 años para crear una versión totalmente automatizada de su plataforma Pace de alta especificación. Nabors lo compara con los autos conceptuales construidos por los fabricantes de automóviles para mostrar su visión del futuro y promover la innovación dentro de la empresa.

En este caso, es una visión del futuro cercano. Si bien el piso de perforación automatizado es nuevo, gran parte del resto es tecnología probada recientemente. Dos de los programas de automatización de perforación utilizados, SmartSLIDE y SmartNAV de Nabors, ya están en el 30% de la flota de Nabors, dijo Austin Groover, director de operaciones para productos inteligentes en Nabors. Esas aplicaciones, que gestionan la perforación de la curva y la perforación direccional, más una tercera que automatiza la perforación de un tramo de tubería, SmartDRILL, han sido utilizadas por ExxonMobil durante 2 años.

Maximizar el rendimiento de una plataforma con múltiples tecnologías probadas más una nueva, como un piso de perforación robótico, requirió desarrollar un sistema que coordine los movimientos de esas aplicaciones y el hardware de la plataforma durante la perforación.

Cuando los expertos de Nabors describen ese proceso, se basan en metáforas musicales, desde el robot que hace su pequeño baile hasta un director de orquesta que dirige una sinfonía.

“Hay un humano en la cabina del perforador que enciende el sistema y presiona 'reproducir'. A partir de ese momento, el sistema hace toda la orquestación", dijo Groover. Esta sinfonía mecánica está dirigida por un programa llamado "motor de secuenciación".

Cumplir la promesa de una perforación mejor y más rápida requiere una serie de pasos ejecutados con precisión con un mínimo de tiempo perdido entre movimientos.

Un video del piso de perforación mostraría al robot acercándose para recoger la siguiente pieza de hardware, normalmente un segmento de tubería de 45 pies que el sistema había medido y sus roscas previamente dopadas. Luego, el brazo lo mueve sobre el centro del pozo y lo mantiene verticalmente en su lugar mientras otras máquinas reconocen el patrón de rosca y giran la tubería para conectarla con el nivel correcto de torsión. Luego, otra aplicación toma el control para bajar la sarta de perforación hasta el fondo y reanudar la perforación de acuerdo con las especificaciones de ExxonMobil.

El número de pasos realmente necesarios es mucho mayor de lo que puede expresar un párrafo prolijo y demasiado simplificado. ExxonMobil ahora está trabajando con Nabors para ver si la innovación se traducirá en un mejor rendimiento.

El futuro de la automatización depende de cómo califiquen los clientes el rendimiento de la perforación.

La velocidad es una medida de rendimiento obvia y necesaria. Los planes de pozos mejor ejecutados también son una meta, pero eso es mucho más difícil de medir, al igual que el impacto de la calidad del pozo en la producción futura.

El objetivo de Occidental Petroleum para la automatización es "capturar conocimiento", dijo John Willis, vicepresidente de perforación y terminación para captura de carbono y en tierra de Occidental, en su discurso de apertura en la reciente Conferencia de Tecnología de Plataforma Avanzada (ART) de IADC cubierta por IADC. Contratista de perforación.

Willis se refería a capturar la forma más eficiente de realizar una tarea en el sistema de control para que un perforador menos calificado pueda desempeñarse al mismo nivel que un perforador más calificado al confiar en la automatización para aplicar las lecciones aprendidas para perforar un pozo más rápido. y mejor.

Hasta el momento, dijo, no han encontrado un sistema que cumpla con ese estándar.

El R801 es una señal de un progreso significativo en el camino hacia la perforación completamente automatizada, pero aún está lejos del punto final.

La automatización se ha infiltrado en las funciones críticas de perforación, desde curvas de perforación hasta minimizar el atascamiento/deslizamiento y los tropiezos al conectar la tubería.

La industria ha estado trabajando hacia este punto durante más de una década. El trabajo en el robot de piso de perforación de Nabors data de 2008, cuando Equinor financió inicialmente una nueva empresa noruega, Robotic Drilling Systems AS. Nabors lo adquirió en 2017 después de que el equipo fuera evaluado en un banco de pruebas noruego.

El fundador de la empresa, Lars Raunholt, describió el objetivo como "un sistema continuo donde las máquinas trabajan juntas". Debido a que los sensores actualizan continuamente el programa de conciencia espacial, "no tenemos que detenernos y verificar si está en el lugar correcto".

"El robot y la automatización pueden identificar lo que llamamos 'objetos extraños'", como un ensamblaje de fondo de pozo, y obtenerlo cuando sea necesario, dijo Josh Price, gerente de área del oeste de Texas para Nabors, durante una presentación en una reunión reciente de IADC Advanced Rig Technology. comité.

El robot fabricado por la unidad Canrig de Nabors puede ampliar sus capacidades eligiendo entre una variedad de herramientas, incluida una que puede sujetar y girar un tramo de tubería. También puede manejar la carcasa, abriendo la puerta para automatizar también las terminaciones.

Un robot automatizado de manipulación de tuberías es un avance sorprendente porque la industria ha tardado en mecanizar la conexión de tuberías. Ese trabajo sigue siendo manejado en gran medida por miembros de la tripulación que utilizan herramientas cada vez más sofisticadas. (Este no es el caso en los pisos de plataformas marinas, donde la tubería de perforación de mayor diámetro es más pesada y riesgosa de manejar; los pisos de las plataformas son más grandes y brindan el espacio necesario para el manejo tradicional de tuberías mecanizadas).

Ha habido poca demanda de sistemas mecánicos de manejo de tuberías para plataformas terrestres porque "los humanos pueden moverse muy rápido", dijo Paul Pastusek, asesor de mecánica de perforación de ExxonMobil, mientras hablaba en la reunión del comité ART.

Esta ha sido una barrera para automatizar el manejo de tuberías en plataformas terrestres porque se necesita un proceso mecanizado para que la automatización tome el control. Pastusek dijo que el incentivo para mecanizar en tierra ha sido bajo porque "hacerlo tan rápido es muy difícil".

No obstante, Purvis de Nabors dijo que el sistema automatizado superará el statu quo en dos medidas críticas que motivaron al CEO de Nabors, Anthony Petrello, a aprobar el desarrollo del R801.

"Absolutamente teníamos que sacar a la gente de la zona roja. Estaba totalmente motivado en torno a ese punto y creía en la capacidad de los autómatas y la robótica para ofrecer un rendimiento del decil superior en todo momento", dijo Purvis.

Los dos objetivos están unidos. Sacar a los trabajadores del piso de perforación sacará a las personas de un área peligrosa. Y la velocidad de manipulación robótica de tuberías requiere un espacio de trabajo libre de humanos. Una poderosa máquina programada para evitar dañar a las personas será ralentizada por un software que garantizará que se detenga antes de golpear a los humanos cercanos, que son propensos a realizar movimientos impredecibles.

Si bien no hay personas en el piso de perforación, la cuadrilla que se encontraba anteriormente seguirá trabajando en la plataforma para realizar inspecciones, mantenimiento, reparaciones y movimientos de la plataforma.

Se requerirá capacitación a medida que las plataformas se automaticen cada vez más. La declaración de Nabors dijo que la automatización "brindará oportunidades de capacitación para los empleados de Nabors y la fuerza laboral de la industria en general".

Entonces, ¿qué tan rápido puede la plataforma automatizada de Nabors conectar la tubería? La respuesta corta es: no están diciendo. El comunicado de prensa sobre la prueba decía: "En consonancia con las prácticas de los perforadores y operadores en las plataformas de prueba, Nabors y ExxonMobil no planean publicar datos y resultados de rendimiento".

Una descripción del robot en el sitio web de Nabors dice que es capaz de tiempos de conexión de tubería, de deslizamiento a deslizamiento, de menos de 1 minuto. Agregó el calificativo "basado en estudios iniciales".

Las estimaciones de velocidad están en línea con las realizadas por Huisman, que construyó una plataforma terrestre con manejo automatizado de tuberías para Sirius Well Manufacturing Services, una empresa conjunta de servicios de perforación entre Shell y China National Petroleum Co.

Huisman informó que el sistema de disparo automático de la plataforma puede manejar la tubería de revestimiento a una velocidad de 1800 pies por hora después de que el operador presiona el botón de inicio, según los datos de rendimiento de un pozo de prueba en un patio de la empresa en los Países Bajos, dijo Arthur de Mul, gerente de producto. de plataformas modulares para Huisman (SPE 199597).

Nabors y ExxonMobil han ido más allá y han utilizado el R801 para perforar pozos productores.

Purvis dijo que el R801 está perforando más rápido que los equipos de alto rendimiento de hace 5 años. Desde entonces, la perforación se ha vuelto más rápida, por lo que eventualmente tendrán que hacerlo mejor. Pero el programa de pruebas sistemáticas no parece estar diseñado para establecer récords de velocidad desde el principio.

Al comparar la perforación automatizada con las cuadrillas tradicionales, es útil recordar la fábula de la tortuga y la liebre, donde un esfuerzo constante vence al corredor más rápido.

Cuando se anuncian los registros de perforación de 1 día, no se menciona el desempeño de la plataforma al día siguiente. Lo más probable es que no sean tan rápidos según los datos de tiempo de conexión recopilados por los programas de monitoreo. Observan que la velocidad del trabajo varía de una cuadrilla a otra y de un día a otro para cada cuadrilla.

Los perforadores en los controles están sintiendo una forma diferente de presión de desempeño: un número creciente de rutinas requeridas por las evaluaciones de los clientes sobre la mejor manera de administrar la perforación. De cualquier manera, es difícil para los trabajadores ejecutar rutinas específicas de manera constante durante turnos largos, día tras día.

"Hay una variable de elemento humano en el resultado del desempeño", dijo Purvis. Con la automatización "podemos llevar nuestro equipo al mejor nivel de su clase y casi garantizar esa repetibilidad".

En la perforación automatizada, las entradas humanas incluyen el plan de perforación y el software del sistema. Las empresas analizan el desempeño de la perforación a medida que avanzan y realizan cambios impulsados ​​por sus observaciones.

"En términos del software, también hemos estado aprendiendo", dijo Groover. Dijo que han estado eliminando algo de "sobreingeniería" en el software de control para mejorar el rendimiento.

La definición de la plataforma completamente automatizada evolucionará con el tiempo. Lo que ahora se considera completamente automatizado es la versión de capacidades de este año. Las plataformas del futuro variarán con los avances tecnológicos, la evolución del negocio petrolero y cómo se aborda una lista de problemas de automatización.

En los primeros lugares de la lista se encuentran el software y el equipo patentado de codificación y conexiones que hacen que la creación de un sistema automatizado utilizando componentes de múltiples proveedores sea un desafío abrumador. La interoperabilidad es necesaria para crear hardware y software que puedan integrarse como los componentes de una computadora personal.

Eso ciertamente no es el caso ahora.

ExxonMobil está trabajando con cuatro empresas que son proveedores principales de sistemas de automatización y otras tres grandes empresas de servicios que suministran componentes clave, dijo Pastusek en la reunión del comité ART. "Con múltiples sistemas y múltiples usuarios, el operador tiene que ser el integrador del sistema".

En su discurso de apertura en ART, Willis describió los problemas que enfrentan al tratar de interconectar equipos basados ​​en diferentes diseños patentados. "Cuando tratamos de comprar automatización, es realmente difícil de conseguir", dijo Willis. "Estamos limitados en gran medida a lo que está disponible de contratistas de perforación individuales. Es muy difícil, si no imposible, tomar algo de otro tercero y agregar eso a una plataforma. Y ninguna de nuestras plataformas tiene lo que hoy consideraríamos un sistema completo de automatización", dijo.

Además de la confusión, los equipos están equipados con varias combinaciones de software y hardware. Todo lo cual significa que poner en marcha un sistema de automatización lleva tiempo antes de que sea posible comenzar a aprender cómo usarlo de la manera más efectiva. "Lleva de 9 meses a un año poner en marcha un sistema de automatización", dijo Pastusek. Para entonces, el contrato de esa plataforma terrestre ha vencido, o lo hará pronto, desperdiciando el tiempo dedicado a resolver el problema.

Un contratista de perforación respondería que este nuevo enfoque de perforación requiere nuevos términos de contrato. Esos acuerdos repensarían las relaciones tradicionales, con contratos a más largo plazo con precios para recompensar a los perforadores por invertir en plataformas que reduzcan los días necesarios para perforar un pozo y mejorar la calidad del pozo.

Recompensar la productividad ha demostrado ser un problema más difícil de describir que de resolver. Es obvio que pagar por día significa que a los que trabajan más rápido se les paga menos, pero después de años de hablar sobre el problema, no existe un sistema de pago basado en el desempeño ampliamente utilizado como alternativa a las tarifas diarias.

Las plataformas del futuro deberán diseñarse para adaptarse al análisis de datos digitales avanzados, incluidos los ajustes basados ​​en el análisis mediante aplicaciones proporcionadas por los clientes.

"Tenemos ciertas aplicaciones que queremos aplicar en todos nuestros equipos, por lo que es algo muy importante para nosotros y es algo que será un factor en nuestra selección de equipo en el futuro", dijo Willis.

Con base en su análisis, ExxonMobil enumera 150 parámetros que se programarán en los equipos de perforación que trabajan para la empresa, que abarcan todo, desde el peso en la barrena mientras se perfora hasta la tasa para comenzar a perforar, dijo Pastusek.

Espera un futuro en el que los sistemas puedan ajustar los puntos de ajuste en función de los datos de perforación que revelen cambios inesperados. "En lugar de preprogramarlos, les permitiremos adaptarse", dijo Pastusek. Es algo que a Groover también le gustaría ver. "Hay una oportunidad adicional de vincular más datos de fondo de pozo con la automatización de la superficie que sería la próxima iteración de la automatización", dijo.

La cantidad de sensores en las plataformas y equipos de perforación continúa aumentando, y proveedores como Halliburton están trabajando para mejorar los datos recopilados durante la perforación. Su nueva generación de herramientas de medición durante la perforación (MWD) manejará el procesamiento de los datos recopilados en el fondo del pozo, lo que permitirá que se introduzcan directamente en un sistema de control automatizado.

Si bien el volumen y la calidad de los datos aumentan, la cantidad que se puede entregar en tiempo real a la superficie generalmente se limita a lo que se puede enviar mediante pulsos de lodo, que brindan una cantidad limitada de datos y solo funcionan cuando las bombas de lodo están funcionando. en.

El nuevo sistema MWD de Halliburton permitirá descargas más rápidas cuando se extraiga la sarta de perforación, pero eso está lejos del tiempo real. La forma más rápida de llevar datos a la superficie sería una tubería cableada, que también podría transportar energía y comandos de regreso al fondo del pozo, pero no se usa con frecuencia.

"Escuchamos que la tubería cableada es el santo grial con una comunicación bidireccional rápida. La realidad es que la tubería cableada existe desde hace más de 15 años", dijo Paul Cooper, gerente de producto de Halliburton Sperry Drilling, durante una entrevista sobre el nuevo MWD. sistema llamado iStar.

La empresa de servicios está involucrada en otra opción de automatización: llevarla al fondo del pozo. Halliburton ha participado en una prueba en la que los datos recopilados y procesados ​​en el fondo del pozo son utilizados por un sistema rotativo direccional para administrar sus correcciones de rumbo.

"Esto está sucediendo hoy; lo están ejecutando en el hemisferio oriental en un par de países", dijo Neila Kadri Bebaud, gerente comercial estratégica de Halliburton Sperry Drilling. Ella dijo que "ha habido 70 carreras rotativas direccionales automatizadas sin ninguna participación humana".