Post Trama – Wide 1

  
El desafío de operar yacimientos en tiempos de coronavirus
Cómo hizo YPF para operar de forma virtual el mayor yacimiento de Vaca Muerta
Lun 18
mayo 2020
18 mayo 2020
A través de una sala de control plagada de pantallas, computadoras y tableros de comando, el gerente de OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO DE NO CONVENCIONAL de YPF, Juan Manuel Ardito, explica cómo se opera Loma Campana de manera remota desde Neuquén capital.
Escuchar nota

Hasta principios de marzo, Juan Manuel Ardito, gerente de Operación y Mantenimiento de No Convencional de YPF, cumplía su rutina. Bien temprano por la mañana salía a recorrer el campo de Loma Campana, el mayor campo de petróleo en Vaca Muerta, para relevar información sobre las instalaciones y pozos del yacimiento. Sin embargo, como consecuencia del aislamiento obligatorio que decretó el Gobierno nacional ese recorrido en vivo y en directo se volvió imposible. Aun así, la producción del reservorio no perdió el ritmo. A través de una sala de control plagada de pantallas, computadoras y tableros de comando, el equipo que lidera Ardito cambió sus hábitos de trabajo, pero mantuvo su nivel de eficiencia. «Estamos operando Loma Campana desde la base de YPF en Neuquén capital, a más de 100 kilómetros de distancia de Loma Campana», afirmó.  

Juan Manuel Ardito, gerente de Operación y Mantenimiento de No Convencional de YPF

En diálogo telefónico con TRAMA, este ingeniero en Petróleo de apenas 33 años recibido en la Universidad Nacional del Comahue y con un posgrado en Producción de Gas y Petróleo en el ITBA destacó la importancia de la tecnología y los sistemas digitales de comunicación para sortear escenarios por demás inéditos e impredecibles. Mientras la cuarentena exige tomar distancia, la informática rompe el cerco y hace posible, en tiempos de virus, la operación virtual del yacimiento de explotación de shale oil más importante del país. 

Es un logro impensado hasta hace un par de años atrás. YPF monitorea en tiempo real el funcionamiento de pozos, facilities, baterías y plantas de tratamiento. Mide distintas variables, presión, temperaturas, caudales. Y puede tomar decisiones como cerrar tuberías, parar equipos de bombeo y plantas. Es decir, con apenas una guardia mínima de personal humano en el yacimiento para responder solo ante emergencias, la petrolera controlada por el Estado es capaz de seguir extrayendo y procesando hidrocarburos desde el yacimiento no convencional. 

Hoy el contexto es complejo y la capacidad de proveedores es limitada, ¿qué transformaciones se hicieron en el sistema de operación para afrontar esta circunstancia?

—La principal transformación tiene que ver con priorizar el factor humano. Hoy lo principal es cuidar a la gente. Hay pocas personas trabajando en el campo. La mayoría está en las bases operando de manera remota la ubicación y funcionamiento de instalaciones de baterías, los sistemas de alarmas, las mediciones de presión y temperatura y el análisis de datos en general. Nuestro principal objetivo es tener todos los equipos de trabajo en condiciones para llevar adelante los próximos planes de producción. Por otro lado, la eficiencia tecnológica es fundamental para el seguimiento a distancia. Realmente estamos preparados para abordar este contexto.

¿Habían operado de forma tan remota?

—Sí. Ya lo habíamos hecho en situaciones de contingencia, pero nunca por tanto tiempo de manera ininterrumpida. Nos veníamos preparando para que el equipo de trabajo esté entrenado para enfrentar situaciones de este tipo. Desde hace años hacemos pruebas para operar plantas y baterías a distancia para probar la confiabilidad de la tecnología en la operación de instalaciones. 

¿Cuánta gente está trabajando actualmente en el campo?

—En situación de normalidad trabajan alrededor de 17 personas (tres jefes de producción, 10 supervisores, un jefe de planta y otros técnicos). Hoy hay seis, esto quiere decir que lo hemos reducido al mínimo. En total, en Loma Campana hoy (en la primera semana de abril) concurre físicamente apenas un 10% del personal que había hasta que empezó la pandemia. Y ahora no bajamos ni un metro cúbico (a mediados de mes, YPF tomó la decisión de frenar un 50% la producción del campo por la caída de la demanda). 

¿Sentís que están preparados para afrontar una situación de tamaña magnitud en la que nadie sabe qué puede pasar?

—Si me lo preguntabas antes de que se desplegara este lío, no sé qué habría respondido. Ahora puedo decir que nos sentimos preparados porque están dadas las condiciones tecnológicas. De lo contrario habría sido muy difícil.

¿Cuál es el protocolo que se lleva a cabo en la sala de control? 

—Tenemos tres módulos, con una persona por módulo. Uno se dedica a supervisar todas las instalaciones de superficie (plantas, baterías, pozos) y también baja solicitudes de trabajo a la operación en campo. No es solo una sala que visualiza, sino que toma acciones. El supervisor tiene un tablero de alarmas y es el responsable de hacer llegar esa información a los sectores correspondientes y que se cierre el ciclo de acción. También monitorea los trabajos de las cuadrillas en campo. 

La segunda estación se dedica exclusivamente a control de pozo. Monitorea los equipos de well testing y se asegura de que se cumpla con los planes y las exigencias de YPF. 

El tercer módulo es de optimización de pozo en tiempo en real, que funciona como un espacio colaborativo. Tenemos ingenieros de optimización que están viendo bombeos mecánicos y plunger lifts y van optimizando los pozos a través de tableros en tiempo real. Todo de manera remota. 

¿Cuáles son los tres o cuatro ejes o aspectos a mejorar en los próximos años en el área de O&M?

—Primero, disciplina operativa. Venimos de una era donde la operación estaba muy basada en la experiencia y ahora estamos haciendo un fuerte trabajo en tener el 100% de las tareas procedimentadas paso a paso y que cada operador de campo las conozca. 

Segundo, profesionalizar toda la operación en lo que es seguridad de procesos e ingeniería de procesos. Nos interesa tener personal calificado. En tercer lugar, seguir optimizando el OPEX. Nada mejor que el contexto actual en este punto, porque con precios muy bajos debemos buscar ser rentables. Aún tenemos oportunidad de mejora en sistemas de extracción, abastecimiento energético y uso de químicos, entre otros. 

¿Qué tipo de sistemas predictivos permite el avance de la digitalización?

—YPF ya cuenta con un sistema predictivo, porque en tendencias de instalaciones o en presiones en boca de pozo tenemos sistemas que permiten predecir cuál va a ser el comportamiento en función del histórico reciente. En función de eso, se disparan acciones. Hoy podemos saber si un pozo se va a parafinar en un día o en dos y si esa parafinación va a ser dentro del pozo o en el cabezal. Lo mismo con posibles incrustaciones o ahogues.

En instalaciones estamos trabajando con Microsoft para tener baterías inteligentes. Todavía hay un camino por recorrer, pero los sistemas de alarmas con los que ya contamos también nos habilitan a predecir algunos comportamientos. 

Y en cuanto a sistemas de extracción, ¿en qué novedades están trabajando? 

—Cada pozo con sistema de extracción (bombeo mecánico) en Loma Campana falla en promedio 0,4 veces al año, es decir, menos de dos veces cada dos años. Es difícil optimizar en este campo. Por eso tenemos que pensar en sistemas de extracción distintos, como el gas lift, que es más económico desde el punto de vista de la operación, pero demanda una inversión grande porque hay que construir una red de gas combustible. Tenemos un piloto de 12 pozos que está funcionando muy bien. Lo que es jet pump también puede andar bien. También lanzamos un piloto para evaluar esta tecnología.

YPF VISIONARIA 

La apuesta de YPF en materia de tecnología, automatización, digitalización y confiabilidad de los sistemas de comunicación se evidencia en la actualidad como una herramienta central para operar los yacimientos. En 2016 la petrolera estatal instaló salas de control en Vaca Muerta y en 2018 inauguró un espacio destinado específicamente a la geonavegación, un procedimiento que consiste en registrar las propiedades de las rocas en tiempo real. El diseño de los algoritmos corrió por cuenta de Y-TEC, la empresa de investigación y desarrollo tecnológico para la industria energética más importante del país. La inversión en tecnología habla de un cambio de paradigma a la hora de pensar la operación de los campos. La digitalización no solo brinda la posibilidad de predecir eventos sino que además, en momentos de crisis, permite monitorear, supervisar y hasta operar el desarrollo de forma remota. 

Cinco años atrás, ¿hubieran podido hacer lo que hacen hoy en términos tecnológicos?

—Hoy hay otro alcance. Si esto ocurría antes probablemente no hubiéramos podido trabajar con estos niveles de respuesta. En ese sentido es evidente que maduramos mucho. En 2016-2017 realizamos una inversión muy fuerte para avanzar en materia de digitalización de Loma Campana. Desde entonces fuimos avanzando en la optimización y desarrollo de sistemas (en especial con Y-TEC) que permitan mejorar la gestión de alarmas y manejo de información. 

Una primera etapa de Loma Campana se caracterizó por un crecimiento explosivo del campo, luego una segunda estuvo abocada a ganar eficiencia y hoy el reto consiste en seguir optimizando los procesos en un campo más maduro. 

¿Qué evaluación hace de cada período?

—Siempre estamos pensando en la optimización de costos de Operación y Mantenimiento. Hoy, en Loma Campana, el OPEX es de u$s 6 por barril. Hay que mantenerlos porque a medida que un campo gana en antigüedad los costos operativos tienden a aumentar. ×

0 comentarios

  1. Tengo una duda. El adjetivo «plagada» se utiliza para referirse a cosas nocivas (palgada de ratas, plagada de ‘ulceras). ¿Debo inferir que «pantallas, computadoras y tableros de comando» son cosas nocivas? Gracias.

  2. Y…..yo los felicito porque soy mas Drilling y workover, le re envio a mis amigos de produccion para conocer sus apreciaciones aqui en la CGSJ
    Un supervisor de Cañadon Seco 26 años de servicio M.S.
    -«Si , espera que se rompa algo, Y vemos si lo limpian las pantallas y el sistema de telesupervicion»
    Un inge 40 años de Servicio, docente de tecnicos e ingenieros en petroleo, consultor. H.G.
    -Deja de creer boluseces gordiii. No pueden manejarlo realmente al lado y vas a hacerlo a control remoto?
    Acordate de Chernobil»
    Me falta la respuesta de los inge tecnologicos que montan . Prefiero dejarlo en observacion como prototipo para la cuenca nuestra y seguimos dando trabajo no me gusta el rumbo que va tomando Y-TEC de descartar gente en vez de reconvertirlos y entrenarlos para otras areas, se nos viene un ingreso politizado por ese lado. (Leer el proyecto de estatizar ypf).
    trabaje mas de 20 años en Coordinaciones del plan de accion y privadas de ypf e visto fallar varios sistemas automaticos.
    Que feo lo que dice «nos interesa tener personal calificado» o sea ni siquiera los que tiene ahora son buenos segun su vision, un jefe siempre debe defender a su gente y agradecer . Los logros son de ellos no del jefe, los problemas son del jefe. Aparte; siempre , siempre tenes que mechar tu personal «calificado» y los que hicieron carrera mordiendo los fierros y ensuciandose las manos. Decia un ing. De halliburton hace 31 años, que leia una libretita paso por paso en la maniobra de un DST cuando llego al fondo del pozo y habian fijado hta pero no abria la valvula y todos los «no calificados» lo miraban – ¿que hacemos ingeniero Lucondic? – y…..teoricamente tendria que estar bien – plop¡¡ miradas , dilencio y risas como don Ramon. Actua el encargado de turno -abra la valvula de boca de pozo y largue el barretin chico en caida libre, conecte cheeze y manifold, controle burbujeo.
    A un Company Man de años le pusieron un inge training de ypf de nombre Carlos que deificaba la computacion, nueva generacion para que le enseñe, entra el jefe de equipo y le comenta -Tony tenemos problemas con la densidad del pozo¡¡- al salir con el casco en la mano y ya en la puerta le dice -¡¡Carlos¡¡¡ se nos viene en pozo¡¡ esta entrando en surgencia¡¡ – el otro que estaba en la compu abre los ojos lo mira y dice -ok- Tony cierra y se va al pozo – a los 20 minutos se acerca Carlos a Tony contnto – ya tengo el calculo de ahogue por el metodo del perforafor – Deja Carlos¡¡ – ¿por que?- ya lo ahogamos al pozo con los viejitos – miradas complices, silencio y risas de Don Ramon

  3. Que tomadura de pelo al pueblo… el pueblo argentino no merece esto…
    Ahora que ? La podrá comprar Repsol otra vez…
    Gobernantes, incompetentes, ineptos, avariciosos.
    Insensibles hijos de la grandísima puta.
    Barril criollo… eso es lo que debería de meterles por el culo…asco de mentirosos. ¿Que culpa tiene el pueblo? Avariciosos !
    En Arabia sale 0 $ extraerlo…
    Y los listos estos con la bandera de la auto … mierda
    El pueblo a pagarlo todo más caro…
    O no tienen ni puta idea de economía o son los versos gobernantes más asquerosos de la historia mundial…

    Sus directivos bien, millonarios de dólares
    El pueblo que se joda…

    Cerdos sin sentimientos…

Deja una respuesta

Tu dirección de correo electrónico no será publicada. Los campos obligatorios están marcados con *

LAS MÁS LEÍDAS

1.

# 
| 06/18/2024

El gobierno de Río Negro compartió avances del proyecto Vaca Muerta Sur con YPF

El gobierno de Río Negro y las autoridades de YPF llevaron una jornada de trabajo en la provincia con el objetivo de repasar los avances del Vaca Muerta Sur, la obra que permitirá ampliar la capacidad de producción y exportación de Vaca Muerta.
| 06/12/2024
El presidente de Tenaris para el Cono Sur se refirió a los proyectos de midstream en los que participa la compañía y a la velocidad que debe tomar Argentina en la agenda hacia la transición energética. Detalló que trabajan en el Gasoducto Vicuñas – proyecto de TGN vinculado a toda la demanda de la minería de litio en las provincias de Jujuy, Salta y Catamarca-, la completación de Duplicar de Oldelval, el oleoducto Vaca Muerta Sur y el Duplicar Norte.
| 06/12/2024
El ejecutivo de YPF analizó los proyectos de infraestructura que la compañía lleva adelante, como el oleoducto Vaca Muerta Sur y la planta de producción de Gas Natural Licuado (GNL). Gallino anticipó que están por lanzar dos procesos de competencia más sobre instalaciones y una planta de separación. El ducto podría estar operativo en julio de 2026 y la planta de GNL exportaría el primer barco en 2030.
# 
| 06/11/2024
La empresa proyecta alcanzar en el cuarto trimestre de 2024 una producción de 85.000 boe/d. Además, espera que este segundo set de fractura se sume a sus operaciones en la segunda mitad del año. La firma también confirmó que, entre 2024 y 2026, planea poner en producción 138 pozos nuevos de shale oil.
WordPress Lightbox