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Especial Loma Campana
Inteligencia artificial, la apuesta de YPF para expandir los límites de Vaca Muerta
Mar 24
septiembre 2019
24 septiembre 2019
La petrolera lanzó un piloto para geonavegar las perforaciones horizontales en Vaca Muerta con un software de inteligencia artificial que corregirá sin intervención humana la traza de los pozos. El desarrollo de automatizaciones con inteligencia artificial fue clave también para mejorar el control de los pozos productivos.
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¿Es posible consumar la autopsia de un pozo petrolero? A esa tarea está abocado un equipo de YPF con sede en la base de Loma Campana en Neuquén. La compañía lanzó la iniciativa inédita de efectuar una geonavegación post-mortem de unos 100 pozos perforados en Vaca Muerta. ¿En qué consiste este proyecto disruptivo? Todos los pozos horizontales en plays no convencionales que efectúa la petrolera controlada por el Estado cuentan con el soporte de un equipo de geonavegación, que monitorea en tiempo real la telemetría del pozo a medida que el trépano va rompiendo la roca. Se busca la máxima precisión para que el pozo aterrice donde lo proyectaron los geólogos. Una diferencia de 2 o 3 metros con el modelo trazado por los técnicos puede modificar significativamente la productividad de los pozos. Por eso, la base de Loma Campana, el desarrollo que abrió la puerta de Vaca Muerta, posee una sala equipada con múltiples pantallas que a través de distintas interfaces de análisis de datos permiten visualizar la trazabilidad de la perforación. Ahora, YPF dará un paso más en la senda de la innovación. Ya no solo geonavegará los nuevos pozos que realice en Vaca Muerta. También simulará una geonavegación de unos 100 pozos que fueron perforados sin el soporte de esta tecnología. Por eso post-mortem.

La explotación de shale oil en Loma Campana es un enclave tecnológico de última generación. YPF pretende extraer de ese campo –cuya propiedad reparte en partes iguales con Chevron– unos 100.000 barriles de petróleo en los próximos dos años. En esa dirección, no escatima en la incorporación de equipamiento y software. «El lema es siempre correr los límites un poco más allá», destaca Pablo Bizzotto, vicepresidente de Upstream, que narra –sin disimular su ansiedad– que la empresa puso en marcha un piloto para geonavegar los pozos con inteligencia artificial. Es decir, sin asistencia humana, íntegramente a partir de los comandos de un software que YPF desarrolló con una firma especializada en el campo de machine-learning a nivel global. 

«Va a ser el primer experimento de inteligencia artificial en geonavegación. La máquina irá dando órdenes permanentemente sin interrupción humana. El sistema podrá reinterpretar la información del subsuelo en base al modelo seteado por los geólogos. Y en comunicación con el directional driller de la compañía de servicios le va a ir diciendo cuántos grados debe modificar para respetar la traza del modelo», detalla Bizzotto. La conversación telefónica con TRAMA se concreta una semana después de que este medio recorriera, en una visita organizada por IDEA, las últimas innovaciones de Loma Campana.  

Navegar en las entrañas del subsuelo

El estudio de los subsuelos de la regional no convencional de YPF en Vaca Muerta se divide en dos grandes grupos. Por un lado, está la gerencia de estudios, donde trabajan geólogos, geofísicos y petrofísicos quienes definen dónde perforar los pozos y a qué nivel vertical. Analizan cómo se comportan esos pozos e intentan determinar qué volumen de hidrocarburos van a producir. Por otro lado, está el equipo de geociencias y reservorios, integrado por ingenieros en reservorios y geólogos, enfocado en la ejecución del plan e interactuando con los sectores vinculados a la operación. Un subgrupo dentro de geociencias y reservorios se dedica a la geonavegación, con el objetivo específico de asegurar que las ramas horizontales de los pozos queden en el mejor sector desde el punto de vista geológico para garantizar una mayor productividad. YPF inauguró en junio de 2018 una sala especialmente destinada a la geonavegación, que cuenta con 15 personas asignadas tiempo completo. El neuquino Francisco Bertoldi, gerente de Geociencias y Reservorios de la regional no convencional, un ingeniero industrial de apenas 34 años recibido en el ITBA, conversó sobre este viaje a las entrañas de Vaca Muerta.   

Francisco Bertoldi, gerente de Geociencias y Reservorios

¿Cuál es la tarea que realizan desde la sala de geonavegación?

—Los pozos tienen una primera sección vertical, una curva y luego de esa curva se produce el aterrizaje y el pozo comienza a ser horizontal. La sección horizontal suele tener entre 2.000 y 2.500 metros de longitud. Ese aterrizaje hay que hacerlo en la zona donde creemos que más petróleo o gas vamos a producir. Los primeros pasos se basan en un modelo estático que tiene ciertas incertidumbres. El valor agregado de la geonavegación consiste en registrar en tiempo real propiedades de la roca para actualizar el modelo geológico. De esta manera, se pueden advertir con tiempo las imprecisiones del modelo estático y, trabajando en conjunto con perforación, corregir la trayectoria del pozo a medida que se perfora. 

¿Con qué instrumental llevan a cabo esa tarea?

—Las herramientas se llaman LWD (Logging While Drilling). Trabajamos con rayos gama que miden propiedades de la roca a través de su radioactividad natural, de los minerales que la componen. Esa propiedad tiene una firma, una característica, y nosotros poseemos un modelo predictivo que tiene la evolución de esa firma en la profundidad. Lo que se interpreta es porosidad, permeabilidad, saturación de agua y otras propiedades de la roca para determinar cuál es el mejor lugar donde está el hidrocarburo y qué capacidad de fluir tiene. De eso se trata el perfilaje y esta herramienta permite perfilar mientras se perfora. Los rayos gama, por su parte, son el perfil que se corre para actualizar el modelo geológico. Se puede tomar un valor promedio de toda la sección del pozo o leer cuatro puntos, sacarle una foto a la pared del pozo en 360 grados y después ver esa imagen desplegada como si fuera un plano. Eso permite interpretar los datos de modo más confiable. Después hay otras herramientas que posibilitan direccionar la trayectoria del pozo. Se trabaja con motores de fondo que permiten imprimirle un cierto cambio a la orientación del trépano, que es la herramienta que corta la roca, para que se vaya construyendo la curva y finalmente perforando la rama horizontal. 

¿El software lo desarrollaron ustedes o lo importaron?

—El software que usamos para hacer la geonavegación es de origen ruso. Ha demostrado ser el más versátil y lo usan diversas compañías a nivel internacional. 

¿Cómo les llega a ustedes esa información desde el fondo del pozo?

—Se baja una herramienta que registra los rayos gama de la roca y transmite la señal hacia arriba a través del lodo. El canal de comunicación es el lodo. 

¿Cómo es esa herramienta?

—Se bajan unos caños que se llaman sarta de perforación. Son caños huecos que pueden tener 6 pulgadas de diámetro y permiten bombear desde la superficie hasta el trépano. Las herramientas se ponen arriba de este y son parte de ese tubo, con el pasaje interno que le permite al lodo llegar al trépano. 

¿Cuándo empezaron a utilizar esta tecnología?

—En YPF siempre hubo un control de parte de geología para definir el aterrizaje del pozo y después se hacía un seguimiento, pero con una frecuencia más espaciada. Ahora trabajan geonavegadores que atienden entre cuatro y cinco equipos de perforación con turnos rotativos durante las 24 horas, los siete días de la semana y los 365 días del año. Son especialistas que están continuamente haciendo una revisión para saber por dónde está yendo el pozo. La sala de geonavegación está operando desde junio de 2018. En la actualidad está ubicada en Loma Campana y cuenta con tres geonavegadores trabajando en paralelo que registran el 100% de los pozos. 

¿Esta metodología mejoró la productividad?

—Hacer el pozo en la zona geológica donde más va a producir supone un incremento de la productividad. Hay diferentes estudios en Estados Unidos que hablan de mejoras en la productividad a partir de estos procedimientos. En Vaca Muerta estamos terminando de estudiar ese tema para asignarle un valor concreto, pero todo nos hace pensar que la productividad va a mejorar con esta práctica. 

¿Cuánto mejoró la productividad en Estados Unidos con esta técnica?

—En zonas relativamente comparables, diferentes operadoras mencionan que se puede incrementar entre un 5% y un 10% la acumulada final de los pozos, pero depende mucho del subsuelo y nosotros estamos terminando de medir eso. Ahora bien, cualquier porcentaje incremental es una ganancia porque el costo de geonavegar es prácticamente insignificante si tomamos en cuenta los valores de capital que se manejan. Para un pozo de u$s 10 millones, el incremento de capital por poner a funcionar una sala de geonavegación es muy bajo. Si llegamos a lograr –en el peor de los casos– un incremento en la productividad de un 1%, la ganancia está de todas formas. El objetivo de la geonavegación no es geológico sino de negocios; busca bajar el costo de desarrollo de los proyectos, que cada barril que producimos sea lo más barato posible. 

Juan Ignacio Álvarez Claramunt,

Predecir lo que puede ocurrir

Juan Ignacio Álvarez Claramunt, ingeniero químico egresado de la Universidad del Comahue, ingresó a YPF en febrero de 2011. Al poco tiempo fue asignado al área de producción no convencional, donde se desempeñó como ingeniero de producción vinculado a la operación de los campos hasta que en 2016 la compañía creó una sala de control y lo puso al frente con apenas 30 años. «Tenemos dos salas de producción que monitorean los negocios de gas y petróleo, y la sala más grande, que es la de petróleo, está monitoreando 623 pozos de las operaciones que tenemos en sociedad con Chevron, Petronas y Schlumberger en Loma Campana, La Amarga Chica y Bandurria», remarca este joven oriundo de Cipolletti.

¿De qué modo monitorean los pozos?

—Cada pozo tiene algún grado de tecnología instalado. Desde un censor de presión o temperatura hasta controladores que directamente toman acción sobre el pozo. Nosotros monitoreamos esas variables a distancia, haciendo análisis y configurando los controladores. En
la sala tenemos pocas personas, que pueden ser una o dos por turno, quienes están monitoreando esas variables. Obviamente, son un montón y es imposible verlas todas. Entonces, aplicamos un concepto muy simple que se llama manejo por excepción. Es decir, gestionamos los desvíos, y las variables que están dentro de los valores normales que nosotros definimos no las miramos. Eso lo hacemos a través de alarmeros. Disponemos de pantallas en la sala de control que tienen configuradas alarmas. Por lo tanto, ni bien alguna variable se sale del rango operativo en el que esperamos que esté, salta una alerta para que analicemos y tomemos una decisión en tiempo real.

En 2016, cuando inauguraron la sala recibían 2.000 alarmas por hora en promedio y redujeron ese número a seis.

—Ese fue un trabajo importante que ha ido realizando en los últimos tres años. Como nuestra filosofía de operación del campo es a través de alarmas y alertas, ni bien se configura el sistema se observa una sobrecarga que después, a través de trabajos de racionalización, fue bajando para realmente dejar configurado lo que uno necesita ver.

¿Qué sistema de jerarquización aplicaron para reducir la cantidad de alertas?

—Hay un equipo multidisciplinario de la empresa donde tenemos especialistas en operación, en sistemas de control e ingenieros de procesos, y lo que se aplica son normativas internas e internacionales. Estas últimas estipulan cuántas alarmas por hora puede gestionar un supervisor de sala y en función de eso se definen las prioridades. Obviamente, no todas las alarmas tienen la misma importancia. El supervisor debe focalizar de manera diferente según el tipo de alarma. 

¿Qué ventaja les aportó la incorporación de inteligencia artificial?

—Una de las capas de protección que tenemos son las alarmas, pero la inteligencia artificial nos permite anticiparnos a esa situación. Los algoritmos aprenden de toda la información que tenemos. A través de redes neuronales y data analytics, buscamos detectar información en las tendencias históricas que nos anticipen lo que puede suceder. De ese modo, empezamos a ser predictivos. 

¿El software que utilizan es importado o se desarrolló en el país? 

—Todos los desarrollos que aplicamos son aportados por un área de tecnología de la compañía en conjunto con Y-TEC. Hay todo un equipo de científicos de datos, astrofísicos y astrónomos, entre otros especialistas, que se dedican a buscar los problemas y proponer las soluciones posibles.   

¿Todo el sistema de alertas está automatizado o también tienen personal recorriendo los campos?

—Hay operadores que están en el campo equipados con tecnología. Trabajan con tablets vinculadas a un software de gestión de novedades que llega a la sala. Por lo tanto, cuando detectan algún problema, como puede ser un pequeño derrame o una pérdida, tienen la posibilidad de sacar una foto o tomar un video y enviar esa información a la sala de control. 

¿Pueden estimar qué impacto tuvieron a nivel de productividad estas mejoras que fueron introduciendo en la sala de control de producción?

—Es un trabajo complejo, pero se puede hacer. Por una cuestión de confidencialidad no puedo dar esos datos, pero lo que puedo decir es que la mejora está fundamentalmente en los tiempos. 

¿Van a mudar la sala desde el campo hasta Neuquén capital?

—Sí, es un proceso que está en camino y esperamos concretarlo este año. No solo la sala de control de producción, sino también las salas de perforación y geonavegación. 

¿Podrían trabajar desde Neuquén, Buenos Aires e incluso desde el exterior?

—En términos de la tecnología que utilizamos para comunicarnos y los sistemas de monitoreo, no habría ningún tipo de problema con la distancia, pero igual hay que estar a un tiempo prudencial para que en menos de dos horas yo pueda estar en el campo por cualquier eventualidad. 

+

Paula Castro

La puesta a punto del crudo 

Cuando YPF comenzó su desarrollo en Vaca Muerta, el crudo se despachaba por batería y el tratamiento del producto se terminaba en la planta de Loma La Lata. A fines de 2015 se inauguró una Planta de Corte Intermedio (PCI) y en diciembre de 2016 fue reemplazada por una Planta de Tratamiento de Crudo (PTC) con capacidad para procesar 10.800 metros cúbicos diarios. No obstante, el incremento acelerado de la producción llevó a que, en diciembre del año pasado, se tuviera que volver a poner en servicio la planta auxiliar para elevar la capacidad a 13.000 metros cúbicos diarios. De estos, luego del tratamiento, se obtienen 11.000 metros cúbicos de petróleo listos para la venta. Al mismo tiempo, se sigue avanzando con la ampliación de la PTC para elevar la capacidad a 21.000 metros cúbicos, obra que estaría terminada entre fines de este año y comienzos del próximo. La PTC y la PCI hoy procesan el crudo proveniente de Loma Campana, La Amarga Chica y Bandurria, pero el plan es que la PTC ampliada procese solo el crudo de Loma Campana, ya que se construirán otras dos plantas para los otros dos campos. De hecho, la planta para La Amarga Chica ya está en construcción.    

«El petróleo sale del pozo con gas y agua. El gas se separa en las baterías que están antes de la planta y se manda a compresión y gasoductos. El líquido, en cambio, va a la PTC. Primero se separa el agua que viene con crudo. Lo recibimos con 20% de agua y sale de la planta con menos de 1%. A su vez, la parte de lavado nos ayuda a bajar la sal. El petróleo entra a la planta con 2.000 gramos de sal por metro cúbico y sale con 100», detalla a TRAMA Paula Castro, ingeniera de procesos y producción de YPF. Paula es oriunda de la localidad de General Roca y egresada de la Universidad del Sur. Comenzó a trabajar para YPF como contratada en 2014 con la tarea de revisar la documentación técnica de la PTC y después formó parte de su puesta en marcha. En agosto de 2017 pasó a ser personal efectivo de la compañía y hoy, con apenas 33 años, es una de las que mejor conoce el proceso de tratamiento de crudo que se lleva adelante en Vaca Muerta. 

Cuando las tres plantas estén funcionando, ¿cuál será la capacidad total de tratamiento?

El diseño de la planta de Loma Campana es para 16.000 metros cúbicos diarios de petróleo en especificación, como llamamos al petróleo para entrega comercial, con capacidad para procesar picos de hasta 18.000 metros cúbicos. Las otras dos van a ser para 12.000 metros cúbicos diarios de petróleo en especificación.

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