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Digitalization: A New Era for Oil and Gas


1. Quienes somos ?.

2. Innovaciones Digitales para el O&G.

• Industrial Internet of Things (IIoT)• Big Data-Analitycs• Asset performace Mangement (APM)

3. Beneficios de la adopción de las nuevas tecnologías.

4. Cómo integrarlas en el Sector O&G ?.

• IIoT – Big Data-Analitycs - APM• Virtual Flow Meter

5. Legislación Colombiana.

• MinMinas Resolución Número 41251 del 23 de diciembre de 2016.• Informe de la Contraloría General de la República diciembre 2014.• Agencia Nacional de HidrocarburosANH • Circular No 19 del 4 septiembre 2017.

6. Casos de Éxito.

Agenda


Projects Factory, fué fundada en 2011 y está conformada por un equipo de especialistas e ingenieroscertificados en diversas disciplinas con más 20 años de experiencia en el sector del O&G, cuyo principalobjetivo es el desarrollo, implementación y adaptación de innovación tecnológica en los procesos de lasempresas.

Incorporamos tecnologías disruptivas exigidas para la nueva Economia Digital/Industry 4.0 como son BigData- Analitycs, Industrial Internet of Things (IIoT), Asset Performance Management (APM), para:

• Alta resolución en la Volumetría de Hidrocarburos• Optimizar Operaciones,• Reduccion de costos• Mitigación de Incerterdumbre operativa y• Toma de decisiones totalmente informadas y sustentadas.

1. Quiénes somos ?


La industria del O&G no es ajena a la innovación digital. Ya en los 80´s comenzaron a adoptar tecnologías digitales, con un enfoque en:

• Una mejor comprensión del yacimiento,el potencial de producción.• Prevenir problemas de salud y un mejoramiento en la seguridad (HS&E).• Aumentar las eficiencias operacionales en los campos petroleros marginales alrededor del mundo.

Durante la decada de los 90´s y el inicio del siglo irrumpieron un conjunto de iniciativas como el Digital Oil Field, Smart Fields, Field of the future, sin embargo, el sector del O&G no ha aprovechado las oportunidades que se derivan del uso de la tecnología Data-Driven en forma significativa.

2. Innovaciones Digitales para el O&G


2. Innovaciones Digitales / Industrial Internet of Things

La industria del O&G debe dar tratamiento a su información como lo hace con los hidrocarburos.

Los datos deben ser generados, comunicados, almacenados procesados y analizados para obtener beneficios que generen valores reales para la empresa, a través de una estrategia integrada de Industrial Internet of things-IIoT.


2. Innovaciones Digitales / Big Data-Analitycs

Los datos recolectados tienen que ser analizados para generar resultados. Desafortunadamente la mayoría de las compañías del O&G continúan usando MS-Excel como su principal herramienta de análisis. A través del Big Data-Analitycs se puede manejar mayores volúmenes de datos (petabytes) así como manejar diferentes tipos de datos como los estructurados y no estructurados.

Big Data-Analitycs, trabaja de tres formas para obtener resultados:

• Análisis Descriptivo: describe lo que ha pasado.

• Análisis Predictivo: responde que podría pasar.

• Análisis Prescriptivo: responde que debería pasar.


2. Innovaciones Digitales / Asset Performance Management

APM Video


La industria del Upstream pierde millones de dólares anualmente debido a los NPT. IIoT, Big Data-Analitycs, APM se usa para mitigar eventos NPT usando:

• Grandes volúmenes de información de Yacimientos integrada con información en tiempo real para el well placement y predecir flow rate.

• Real Time Data para predecir averías en los equipos críticos (Análisis predictivos y prescriptivos).

• Programar mantenimientos preventivos.• Prevenir accidentes de HS&E.• Optimizacion de procesos.

3. Beneficios de la adopción de las nuevas tecnologías



La industria del Midstream tiene el reto de transportar volúmenes y productos de diferentes grados a través de sus oleoductos desde múltiples locaciones conectando redes de oleoductos, sensores, detención de fugas, alarmas y paradas de emergencia para interactuar y estar disponible en tiempo real y reducir significativamente algunos de los mayores riesgos que este sector de la industria enfrenta.



Dispositivos de Monitoreo instalados en cada Tanque.

Las medidas de nivel de los Tanques son enviados a la Cloudpara ser procesados y analizados desde el ROC.

Niveles de llenado, utilización y otra data del Tanque son publicados en el SCADA y visualizado en el ROC.



Dispositivos de Monitoreo como son Sensores, Instrumentacioninstalados en cada Pozo.

Las medidas de Presiones y Temperaturas de los Pozos son enviados a la Cloud para ser procesados y analizados desde el ROC.

La Información de Pozos son Analizados con modelos de Big Data-Analytics para ser presentados en Dashboards y KPIs.


4. Cómo integrarlas en el Sector O&G ?IIoT – Big Data-Analitycs - APM


4. Cómo integrarlas en el Sector O&G ?IIoT – Big Data-Analytics - APM

Edge Computing - Learning Machine

Instrumentati on : Sensors & ActuatorsIEEE: Es un dispositivo que produce señales eléctricas, ópticas oDigital Data derivados de una condición o evento físico que sontransformadas por otro dispositivo Transducer en información que esfinalmente utilizado por el IIoT para la toma de decisiones autónomaso por los especialistas en el ROC.Estos dispositivos pueden tener la característica de Actuators quepermiten acciones prescriptivas autónomas atendiendo a condicionesque presenta el Asset.Los Sensores cada día son mas inteligentes, mas pequeños y suprecio ha descendido drásticamente.

Edge Computing-Learning Machine: es un método de optimizaciónque procesa la información cerca del Asset generador de la Data.Reduciendo utilización del ancho de banda en el canal decomunicaciones realizando Analytics para ejecutar accionesautónomas predictivas y/o correctivas en Real Time en la fuente.



Comunicaciones – Network – Cloud - Almacenamiento

La información de los sensores debe sertransmitida en dos fases:

1. Entre los sensores y los Gateways detransmisión usando usando protocolostales como MODBUS, PROFIBUS, OPC,etc; usando medios inalámbricos comoson Wireless, Bluetooth, ZigBee.

2. Transmisión WAN desde los Gatewayshacia la Cloud usando: Satelital, Radio-Enlace, 4G, 5G,GPRS, GSM o enlacesde Fibra óptica.

El bajo costo de estas transmis iones favorecelas implementaciones del IIoT en el O&G.

La gran cantidad de datos recibidos desde lossensores es gestionada en dos formas:

1. Información en Real Time; la cual interactúadirectamente con los dispositivosconectados IIoT.

2. Información offline la cual es almacena paraanálisis posterior con mayor detalle yespecialización.

Los precios de Almacenamiento y de PaaS hancaído drásticamente lo que favorece lasimplementaciones del IIoT en el O&G.



Comunicaciones – Network – Cloud - Almacenamiento

Analytics – Dashboards - KPIsAnalitycs, a través del consumo e integración de diferentes fuentes de información como:

• Fuentes internas: Real Time Data, offline DBs de Yacimientos, Historian de Producción, ERP, CRM.

• Fuentes externas: Información Geográfica, Atmosférica, Geológica, Streams de video, etc.

Usando Algoritmos y Modelos matemáticos para generar: Medicion de Volumetria de Hidrocarburos (Virtual Flow Metering), Optimización de Operaciones y Procesos,, Asset Performance Management en el O&G. Usando Dashboards y KPIs para ser utilizados en los diferentes niveles de la empresa:

• O&G Goverment Authority (ANH) • Top level Executive• Operations Managers• Asset team• Key Personal

Asset Health Dashboard que permite visualizar en tiempo real los siguientes KPIs:

• Reliability.• Up Time• Performance

Con beneficios como:

• Alta Resolucion en la Medicion de las tres fases Oil,Gas, Water• Extend Asset live• Reduces unschedule downtime• Increase productivity• Reduces Operations & Maintenance Costs

Maximize Return Economics


5. Legislacion ColombianaVirtual Flow Meter

• Resolución Número 41251 de 23 de diciembre de 2016.

“…...TITULO 2 -…Articulo 4. Obligaciones generales de los operadores……..1. Adoptar las mejores practicas internacionales en materia de medición del volumen y determinación de la calidad de los hidrocarburos……..”

“……TITULO 2 -…..Artículo 5. Medición del volumen de los hidrocarburos. La mediciónoficial del volumen de los hidrocarburos que se recupere en todo pozo o campo productor podráser estática o dinámica dependiendo del tipo y características del fluido a medir y los volúmenes a manejar….”

“……CAPITULO 2 – Medición Dinámica……”.

Resolucion 41251


5. Legislacion Colombiana. Cont…..Virtual Flow Meter

Informe de Auditoria sobre la integridad, la fidedignindad y la transparencia de los procesos de medición de la producción de hidrocarburos de Bogotá, 2014. Dirigido al Ministro de Minas Tomás Gonzalez (en sumomento).

“……..La CGR hizo una visita aleatoria a varios campos petroleros del país y se ha evidenciado lautilización de la Medición Estática como la fuente primaria de los datos de producción.Según la propia ANH, este tipo de medición se usa en el 97% de los campos petroleros delpaís.

La Medición Estática en tanques es un procedimiento aceptado por la industria petrolera;sin embargo, fuentes académicas consultadas por la CGR9, de consultoría(0LACEFS; GIL2013) y visitas técnicas de esta auditoría a instalaciones en otros países (Brasil y Escocia)permiten plantear que este tipo de medición es considerada como una de las menos exactas,pues además de depender de la correcta calibración tanto de tanques, como de cintas ytermómetros; requiere también de la aplicación de un procedimiento manual, y por tantopropenso a error humano….”

Informe de Auditoria de la CGR



“…Recomendaciones y Determinaciones:

Un primer paso consiste en adicionar sistemas de medición alternativos, que puedan ser consultados en línea y que también generen reportes. La CGR comprobó que muchos campos del país usan la telemetría como soporte para sus mediciones, la ANH puede usarla también, no necesariamente como dato oficial pero si para complementar el reporte diario.

Aunque como se afirmó anteriormente, la medición estática es aceptada por la industria,existen mejores prácticas que ayudan a asegurar la calidad de los datos que se recolectan, lamedición estática es propensa al error humano. Un sistema de medición automático eliminaeste error o por lo menos lo limita.

El beneficio esperado de tal implementación sería el aseguramiento de la calidad del datode producción y por lo tanto de la razonabilidad, integridad y fidedignidad del dato….”.



“……Como no hay exigencia de la ANH o MinMinas para este tipo de implementación, sedesaprovecha esta oportunidad. La CGR entiende que, por ahora, la telemetría no puedeconstituirse en sustitución de la medición estática pues no está diseñada para fiscalizar; sinembargo si puede usarse como indicativo de lo que debe esperarse en el reporte demedición fiscalizada……”.

Articulo ANH EL TIEMPO

Informe de Auditoria de la CGR


5. Legislación Colombiana. Cont…..Agencia Nacional de Hidrocarburos - ANH

Articulo ANH EL TIEMPO

Virtual Flow Meter

ANH Circular No 19

PROTOCOLO DE INTERCAMBIO DE INFORMACION PARA LA REFERENCIACION DE LOS DATOS DE PRODUCCION EN LOS PROCESOS DE FISCALIZACION DE PETROLEO Y GAS EN COLOMBIA.

...optimización de trámites acorde a las políticas trazadas por el Gobierno Nacional en las áreas donde existe producción de Hidrocarburos (Petróleo y Gas), se modernizar los sistemas informáticos necesarios para establecer los parámetros adecuados en la obtención de la información directamente desde la fuente de la misma, o lo más cerca posible, de manera que permita conocer valores de referencia de la producción de Petróleo y Gas, para la adecuada ejecución de las actividades dentro del proceso de fiscalización a cargo de la ANH…

....1. La ANH se encuentra facultada por disposiciones legales para fiscalizar la operación de la empresa del sector de Hidrocarburos y por ende es la receptora de toda información técnica de los campos y pozos, entre otros. Para el presente caso, se debe permitir el acceso de lectura a las variables (nivel, temperatura, frecuencia, volumen, entre otras disponibles, según disponibilidad en cada campo)....

....5. El operador deberá asegurar las herramientas de Hardware y Software que permitan el filtro de los datos entregados a la ANH......


Medición Estática de Hidrocarburos. (Hoy)

Ofic. Ppal. ANH


Medición Dinámica de Hidrocarburos. (Proyecto)

Managers

ANH

Prod. Team


Virtual Flow Metering by Well. (Proyecto – PF)

Managers

ANH

Prod. Team

ü Estimaciones de las tres fases : Oil, Gas, Water en tiempo real, 7x24.ü Visualización de lo que se produce, durante y entre los “well testing”.ü Identificación de aportaciones por pozo (reporte de producción).ü No requiere mantenimiento, autocalibración (“always on, always accurate”).ü Beneficios en el conocimiento y comportamiento del Pozo.ü Optimización en tiempo real durante el ciclo de producción.ü Producción más consistente.


6. Casos de Éxito : Digitalización en el O&G

Robotic Drilling Systems – Using a Robotic Drill F loor forUnmanned Operations

Robotic Drilling Systems is developing a fully electric androbotic drill f loor for fast, seamless and fully unmannedoperation of pipes and tools. The company has collaboratedwith Energid Technologies and Odfjell Dr illing to build andimplement this robotic dr illing system. When des igning it, thecompany came up with three major innovations: electric drill-floor machines (such as electric roughneck and electric pipehandler, to allow for precise operation), a dynamic robotcontrol system to add flexibility to operations, and a dr ill-floorrobot to replace manual operations. The system can be usedon new builds or retrofitted to existing rigs. Early studiesindicate potential savings of up to 40 rig days per year perrig. Beyond decreasing r ig time, improv ing HSE andreducing operating costs, a full robotic system provides otherbenefits, such as less downtime, faster installat ion, lowernoise and energy consumption, and reduced CO2 emissions

Apache – Us ing Predictive Maintenance to Anticipate CriticalEquipment Failures

Apache Corporation, a US-based independent Oil and Gascompany, is using predictive analytics to antic ipate failure ofcritical pumping equipment, such as electronic submersiblepumps (ESPs). The firm has tied up with Ayata, a companyspun out of a research laboratory, to implement this solution.ESPs have been a source of operational challenges, andESP failure had been causing losses of 10,000 barrels a dayfor Apache. To tackle these issues, a collaborative industrydatabase (Electric Submersible Pump-Reliability Informationand Failure Tracking System, or ESP-RIFTS) was set up todocument and quantify the locations and operatingcondit ions of more than 100,000 pumps. Apache looked atthis data and identif ied 40 actionable variables to improve itsESPs. The result was reduced production losses andincreased output, thanks to higher overall equipment uptime

* Fuente: Word Economic Forum 2017


6. Casos de Éxito : Digitalización en el O&G

BP – Developing Super-Spec ialized Sensors to MaximizeReservoir Yields

Columbia Pipeline Group – Pioneering Intelligent PipelineTechnology

The Columbia Pipeline Group partnered with Accenture andGE to develop intelligent pipeline technology for its natural-gas transmission pipelines. The solution integrates data frommultiple sources, including geographic information, workmanagement systems, control centres, one-call systems andexternal sources, such as the National Oceanic andAtmospheric Administration and the United StatesGeological Survey. The intelligent technology allows users toexamine data in different ways to quickly locate areas ofinterest and evaluate threats and responses. It will helppipeline operators pr iorit ize where resources are bestapplied to minimize the potential for unforeseen events. Thetool currently provides Columbia with "an enterprise-wide,near real-time view of their more than 15,000 miles ofinterstate pipelines, inc luding monitor ing of pipeline threats,improving risk management and providing situationalawareness".

BP's special sensors, developed to help optimize reservoiryields, are sensit ive enough to measure one-billionth of thelevel of Earth's gravity. The sensors are also small androbust enough to be sent deep into boreholes, where theycan distinguish oil from water. BP has developed apartnership with Silicon Microgravity to manufacture anddeploy these sensors. Using new, patented boreholemicrogravity-logging technology, the sensors help reservoirengineers mitigate the potentially damaging results of waterreaching a production well, and so improve oilfield reservoirsurveillance. Silicon Microgravity estimates that thesesensors could improve yields of conventional reservoirs byup to 2%

* Fuente: Word Economic Forum 2017


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