AUTOMATIZAÇÃO : Tecnologias de perfuração automatizadas prometem benefícios.

Nos últimos anos, a perfuração automatizada prometeu entregar importantes melhorias no desempenho de perfuração. Mas a tecnologia está a enfrentar novos obstáculos que possam afetar o seu progresso e comercialização. Os preços do petróleo globais e uma escassez de gás em curso ter virado a economia de projetos automatizados, enquanto na América do Norte, perfuração humano operado melhorou substancialmente.

Para a Shell, esses fatores fizeram com que ele a reduzir ou cancelar vários projectos em que a perfuração automáticos foi a desempenhar um papel-chave no desenvolvimento de milhares de poços. Isto vem depois de anos de progresso que a empresa estava fazendo com a tecnologia automatizada. Em 2011, a perfuração contratante informou que a primeira geração de sistema de controle automatizado da Shell já havia mostrado uma melhoria de 70% na taxa de penetração (ROP) em áreas onde a empresa estava testando o sistema. No entanto, esse número não é mais relevante como perfuradores humanos em os EUA têm reduziu a diferença.

"O que aconteceu é em vez de competir contra o perfurador médio em um ambiente de alta atividade e escassez, agora estamos competindo contra uma associação de perfuradores extremamente talentosos e bem-sucedidos", disse Mark Anderson, gerente de perfuração mecânica tecnologias na Shell. "Assim, o bar foi levantada para a adoção de tecnologias de perfuração do tipo de automação."

Globalmente, no entanto, continua a haver deficiências significativas nas capacidades e disponibilidade de equipes de equipamento, que sustentam a necessidade de entregar automação em um futuro próximo. Se a meta for cumprida repousa sobre os ombros de um pequeno grupo de pioneiros e inovadores. Se bem sucedido, o seu trabalho vai trazer uma grande partida de como os sistemas de perfuração são projetados e operados hoje provando que, com dados e algoritmos em lugar do perfurador, perfuração pode ser feita mais seguro, mais consistente e, finalmente, mais barato em forma de reduzir nonproductive tempo (TNP).

Alguns especialistas prevêem uma geração de plataformas que irão operar em sua maioria de forma autônoma. Outros prevêem que no futuro próximo, é mais provável que plataformas será controlado remotamente por perfuradores, geólogos e engenheiros que trabalham, não no campo, mas em edifícios de escritórios e em vários poços de uma vez. Alguns dos sistemas em evolução agora visam transformar perfuradores e plataformas em algo parecido com aviões comerciais de hoje, em que muitas funções do avião são automatizados com pilotos capazes de assumir o controle se eles precisam.

Esta última premissa não envolve a criação de novas frotas de plataformas, mas a adaptação deles com programas de computador altamente avançados que usam dados em tempo real, juntamente com equipamentos mecanizados para ajudar a aumentar a ROP e manter a estabilidade do poço. Dois dos mais recentes exemplos de tecnologias comerciais foram desenvolvidos por membros de sistemas de perfuração Automation Seção Técnica de SPE (DSATS).

No ano passado, ConocoPhillips e Oilwell Varco Nacional (NOV) completou um programa piloto em Texas para testar um novo sistema automatizado, o que reduziu o tempo de perfuração por mais de 40%. Desde o piloto, a tecnologia tem se expandido para Dakota do Norte, e em breve será usado no Mar do Norte, e podem ser introduzidos no Oriente Médio no final do ano.

Para Tony Rosa, vice-presidente de perfuração dinâmica soluções e serviços de negócios de novembro, o sistema automatizado é uma resposta para US produtores de xisto e outras empresas que precisam desesperadamente a reduzir os seus break-even custo de produção para lidar com preços baixos do petróleo. "Esta tecnologia poderia fazer algumas [projetos] que estão lutando-se hoje econômica de novo", disse ele. "Se o custo por barril é de USD 55, estamos efetivamente batendo USD 8 fora que o custo por barril."

Também no ano passado, a empresa de software norueguesa Sekal instalado um programa automatizado chamado DrillTronics em uma plataforma de perfuração offshore operado pela Statoil no Mar do Norte para acelerar a tropeçar e tempos de conexão. O programa vem sendo desenvolvido ao longo de décadas e funciona por controle de torque, pressão da bomba, e carga gancho.

"O princípio básico é ter a proteção do bem, sua seqüência, e equipamentos no fundo do poço usando modelos de processo e automação construídas em cima disso", disse Fionn Iversen, cientista-chefe do Instituto de Pesquisa Internacional de Stavanger (IRIS), que era sobre a equipe que desenvolveu DrillTronics.

No entanto, o esforço mais amplo para chegar a um admirável mundo novo de perfuração automatizada terá que limpar muitos obstáculos antes que ele ganha uma ampla aceitação. Céticos dizem que as complexidades envolvidas com milhas de perfuração na subsuperfície sempre necessitam de um alto grau de controle e intervenção humana. Também há também muitos imprevistos, eles argumentam, para calcular ou prever de forma eficiente.

Mesmo aqueles que sinceramente suporte automatizado perfuração dizem que o setor está tão fragmentada que faz a construção do business case mais difícil do que construir a tecnologia. E como acontece com qualquer nova tecnologia, "cruzar o abismo", os sistemas automatizados deve primeiro provar que eles oferecem uma tem sido uma tarefa difícil até agora que-benefício substancial.

"Qual é o valor de negócios de fazer isso? E é muito difícil responder a essa pergunta para a perfuração ", disse John de Wardt, presidente da De Wardt and Company eo gerente da iniciativa da indústria para desenvolver um roteiro de tecnologia para automação de sistemas de perfuração. "Há razões imperiosas agora para pequenos segmentos de automação, mas ninguém foi capaz de sair e articular uma razão de valor atraente", para um sistema totalmente automatizado.

A perspectiva crítica

O desafio mais recente é a crise global dos preços do petróleo que resultaram em reduções industrywide de despesas de capital. Empreiteiros Rig foram especialmente atingida depois de desfrutar de vários anos de forte demanda por unidades com a automação, a maioria dos quais incluem sistemas no piso da sonda e não o lado no fundo do poço, tanto para perfuração onshore e offshore.

Andrew Meyers, um gerente com Douglas-Westwood que estuda tanto a terra e mercado offshore, disse que a pressão descendente sobre as taxas de dia e um desejo umedecido desde operadores a pagar os prémios para a última geração de plataformas espera-se retardar a absorção de automação. "Adicionando novas sondas com a automação não é provável que aqui nos próximos anos", disse ele.

Meyers continuou: "Há plataformas mais altas-spec disponíveis no mercado onshore actualmente, de modo que os operadores devem ter acesso a algo mais automatizado, mas não vai ser essa dinâmica de incentivar empreiteiros de perfuração para construir plataformas mais automatizados neste ambiente porque há menos valor para eles. Eles vão estar gastando pouco dinheiro em seus ativos neste ciclo para baixo. "

Em meio a evaporação de US demanda equipamento, sistemas automatizados de fundo de poço continuar a melhorar, mas permanecem "na fase embrionária da curva de maturidade", segundo Luca Brutti, consultor sênior da OTM Consulting e um ex-engenheiro da Schlumberger. Com base em suas observações de tendências da indústria, a tecnologia vai atingir uma massa crítica suficiente provar uma vez as empresas que funciona.

"Os sinais estão lá, é apenas uma questão de tempo. Eu posso ver os operadores tendo interesse no que os outros estão fazendo ", disse ele, e acrescentou que a lista restrita de empresas sendo observados incluem Statoil, Shell e Saudi Aramco."Não vai ser um momento em que a transição acontece. De repente, todo mundo vai começar a falar sobre isso e tudo o que precisa é de uma série de histórias de sucesso para ser exibido. "

Construção da Automatização

Em agosto passado, no jogo de Eagle Ford Shale do sul do Texas, novembro e ConocoPhillips embrulhado um experimento de automação quase um ano envolvendo 10 poços perfurados horizontalmente cerca de 12.000 pés de profundidade com laterais de 6.500 pés de comprimento. O trabalho começou com a perfuração de quatro poços sem usar qualquer automação para estabelecer parâmetros de linha de base. Os restantes seis poços foram perfurados usando um pacote automatizado que compreende três sistemas individuais que contavam com a integração de dados em alta velocidade por

• Um dispositivo vara superfície / mitigação deslizamento

• Um controlador de fundo de poço de peso on-bit-

• Um autodriller para visualizar os dados para os seres humanos e minimizar as vibrações

O trabalho foi feito usando uma das plataformas ConocoPhillips 'inferior do espectáculo; com sistema de novembro, o poço final foi perfurado até ao fundo em pouco mais de 4 dias. O tempo médio de perfuração de seis poços foi de cerca de 6 ½ dias. Em comparação com os quatro poços de referência, isso se traduziu em uma redução de 37% no tempo de perfuração, e 43% quando factoring em uma redução de NPT dado que não houve falhas de ferramentas ou incidentes de segurança envolvidas com a perfuração automatizada.

Servindo como o sistema nervoso para os diferentes componentes é a drillpipe com fio, que envia grandes quantidades de dados de unidades de medida de fundo de poço de volta para a plataforma em tempo real. Sem tubo de fio, este nível de automatização, não seria possível com o pulso de telemetria lama, uma vez que é incapaz de entrega de dados de alta velocidade.Uma das principais aprendizagens realizadas pelos perfuradores através da utilização de tubos de fio era o seu peso em bits (WOB) como medido a partir da superfície foi desligado por 50%.

Com base no que os dados de fundo de poço estava dizendo a eles, o WOB foi aumentado muito mais do que o que os perfuradores já tinha pensado era aceitável e, como resultado, as operações vi um muito melhor ROP. Um dos principais objectivos do sistema automatizado, como descrito no documento técnico que delineou o estudo de caso (SPE / CID 173159), foi para perfurar de forma mais agressiva do que as margens de segurança conservadores ditada.Normalmente, perfuradores errar do lado da cautela para evitar danos ao fundo de poço equipamentos e garantir a estabilidade do poço.

O sistema automatizado de mitigação vara / deslizamento também forneceu os perfuradores com mais energia para aplicar a pouco, impedindo a broca de perfuração de bater em torno do poço. O terceiro componente, a visualização e vibração minimizador, disse a perfuradora que a atividade acontecendo milhares de pés de fundo de poço estava fornecendo um ambiente estável no fundo do poço.Se a perfuração está causando um problema, em seguida, o mesmo sistema fornece uma notificação imediata.

Desde o piloto ConocoPhillips, Hess agora está usando o sistema de novembro comercialmente em uma plataforma em Dakota do Norte Bakken Shale, disse Pink. Total é no processo de instalação do sistema em uma de suas plataformas offshore que operam no Mar do Norte e no final deste ano ou início do próximo ano, novembro espera ter o sistema funcionando no Oriente Médio para a Saudi Aramco. Outros operadores, incluindo ConocoPhillips, estão em processo de analisar seus ativos não convencionais dos EUA para encontrar áreas onde o sistema irá entregar o maior valor.

A idéia do sistema de perfuração automático de novembro foi provocada em uma oficina DSATS em Paris, em 2011. Com base na necessidade expressa pelos operadores, a liderança em novembro decidiu ir a todo vapor. "Três anos e meio a partir de uma idéia para um produto comercial é realmente muito rápido", disse Pink. "O desafio agora é o quão rápido ele pode ir de ser executado em duas ou três sondas, para onde ele realmente agrega valor para a nossa indústria em 50 ou 100 plataformas?"

Ele estimou que, se um equipamento experimenta uma média de redução de 30% no tempo de Spud a profundidade total usando o sistema de novembro, em seguida, as economias esperadas nos custos de perfuração globais, incluindo a conclusão e fraturamento hidráulico, poderia ser em torno de 15%. Com base nos resultados da fase inicial, Rosa disse que as melhorias de desempenho provaram ser repetível e deve traduzir para perfuradores de qualquer nível de experiência.

"Se você olhar para uma tripulação média equipamento, normalmente, vemos os artistas mais baixos são levantadas para cima muito rapidamente para o desempenho das melhores equipes da plataforma", disse ele. "Mas os melhores perfuradores obter o valor demasiado a maré alta levanta todos os barcos."

Rosa observou que em os EUA e ao redor do mundo, muitos perfuradores são cerca de metade da idade das pessoas que trabalham, quando ele entrou no negócio. Mas quando estes perfuradores mais jovens usar ferramentas de fundo de poço automatizadas e sistemas visuais, ele disse: "Eles tornaram-se muito mais como um piloto voador que rig", e também são capazes de aprender rapidamente e executar em um padrão mais elevado do que seria sem esta tecnologia.

Uma coisa importante que separa sistema de controle automatizado de novembro de outros é que ele foi desenvolvido utilizando uma plataforma aberta que permite aos clientes e outras empresas para criar aplicativos para ele. Esta abordagem tem uma página de modelo de iPhone e iPad da Apple, segundo o qual qualquer pessoa com a inteligência para desenvolver um aplicativo que pode fazer uso dos dados de perfuração para fazer a interface com o sistema de controle do equipamento é bem-vindo a fazê-lo. Os únicos aplicativos disponíveis no momento são aqueles que tem desenvolvido novembro, embora ele está trabalhando com as operadoras para explorar como eles podem construir a sua própria.

Claro, ele também requer permitindo que as pessoas para olhar profundamente dentro tecnologia proprietária da novembro "Isso não é uma coisa fácil de fazer, mas essa é a nossa estratégia de longo prazo", disse Pink. "Se nós certifique-se a plataforma está aberta a qualquer pessoa lá fora escrever aplicativos para o nosso sistema, é inerentemente torna o sistema mais valioso."

O primeiro da indústria

Um dos mais recentes marcos para automação com base em modelagem vem de Sekal, que disse em outubro que estava DrillTronics sistema de perfuração primeiro automatizado do mundo usadas em um bem comercial. O sistema de modelagem e controle foi instalado no Statfjord C plataforma de perfuração da Statoil no Mar do Norte, onde ele melhorou com sucesso tempos de conexão e permitiu disparo mais eficiente.

DrillTronics atinge velocidade e segurança definindo limites baseados na margem de confiança do perfurador e cálculos que continuamente atualização com base nos dados enviados até perfuração do poço. Iversen de IRIS, também um membro do comitê de DSATS, espera que DrillTronics irá evoluir para um sistema que os operadores usam para alcançar reservatórios que de outra forma seriam impossíveis ou muito inseguro para acesso. "Isso é o lugar onde o valor é realmente enorme", disse ele.

Quando usado no modo passivo, o programa é meramente aconselhando o perfurador sobre os limites de segurança.No modo ativo, ou no modo automatizado, se os limites forem ultrapassados, reações automáticas for solicitado. "Essas restrições são aplicadas fisicamente, por isso, a perfuradora não pode exceder-los", disse ele. "Contanto que a perfuradora é dentro desses limites, ele está autorizado a fazer o que ele gosta."

Desde que o sistema monitora as condições de fundo de poço em tempo real, ele também pode fornecer avisos avançados de perigo quando ocorrem eventos inesperados que não correspondem com o modelo de perfuração, como um acúmulo de pressão. Quando esses eventos ocorrem, DrillTronics pode encerrar a operação de perfuração. "Este é o sistema de reacção, assumindo para o perfurador e ajudando a perfuradora evitar uma situação mais grave", disse Iversen.

Além dos disparadores de segurança, pode ser programado de outras sequências automatizadas, tais como bomba arranca e ensaios de fricção. A empresa está trabalhando em automatizar outras sequências, como a limpeza do furo que irá ajudar a prevenir um tubo preso.

Em desenvolvimento desde 2001, DrillTronics é um dos sistemas automatizados mais sofisticadas de seu tipo no mercado; No entanto, isso não é um sistema totalmente automatizado. Iversen e disse que não precisa ser. "Eu não estou certo de que vamos chegar ao estágio em que todas as plataformas de perfuração são tão automatizado como a tecnologia permite, mas definitivamente há uma demanda por um maior nível de automação para atingir a perfuração de poços mais complexos", disse ele.

Para ganhar a aceitação, Iversen disse mantendo os seres humanos no loop será importante e que quando se olha para vários níveis de automação, a questão-chave é o que é realmente necessário. "Eu não acho que há uma resposta para isso", disse ele. "Mas se você tem um bem muito desafiador, com margens estreitas, e você quer ser capaz de perfurar ele, então talvez seja necessário um maior nível de automação."

Os preços para baixo que afetam Captação

Shell já teve grandes planos para o modo de fábrica de perfuração utilizando dezenas de plataformas automatizadas em campos não convencionais na China, Austrália, Canadá e os EUA. Hoje, a maioria dos planos estão em suspenso indefinidamente após Shell tentou cortar os gastos de capital. Grande visão da empresa para a automação foi impulsionado por sua necessidade de perfurar milhares de poços com projetos similares, e para fazê-lo o mais barato possível.

O problema era duplo. Em algumas áreas do projeto, a Shell previu uma escassez de mão de obra qualificada. Além disso, os sistemas sofisticados de perfuração direcional necessários eram muito caros para justificar. Para projetar e construir tecnologia que se tornaria mais barato com economias de escala, a Shell formou uma joint venture 50/50 com a China National Petroleum Corp. chamado Sirius Bem Manufacturing Services.

O plano era que Sirius para desenvolver equipamentos inovadores e novos projetos assim que se prestam a perfuração automatizados e outras tarefas de conclusão, como a cimentação. Um componente importante do programa Sirius envolveu Shell de in-house desenvolvido sistema de controle de perfuração conhecido como ScadaDrill.

Descrito como um "autodriller inteligente" que toma conta joysticks do perfurador, ScadaDrill foi introduzido em 2009 e foi usado para perfurar seções bem selecionados com o objetivo final de expandir a sua capacidade para perfurar poços inteiros. Sistemas menos maduros estão em desenvolvimento para automatizar perfuração direcional, operações de conexão, e tropeçando dentro e para fora do poço.

No entanto, nos anos desde marca de Sirius dos automatizado bem fabricação foi concebido, o surgimento de fornecimentos de gás natural baratos e abundantes em os EUA, juntamente com a redução para metade mais recente dos preços mundiais do petróleo, alterou o destino dos projetos de capital intensivo ao redor do mundo.

Enquanto Sirius tem prestado serviços de perfuração e completação limitados na China e na Austrália, a empresa comprometeu-se seu único bem maior fabricação em Carmon Creek em Alberta, Canadá. Totalmente operado pela Shell, o projeto irá produzir 80.000 B / D de óleo pesado de poços bem espaçadas em plena capacidade. A primeira fase do programa tem em curso no final de 2013 utilizando equipamentos automatizados para perfurar mais de 600 poços em 13 locais almofada. A primeira produção está prevista para este ano ea segunda fase está prevista para ser concluída até 2018.

Mas em janeiro, a Shell anunciou que está cancelando as duas fases finais do projeto como parte de seu plano de três anos para reduzir os gastos em US $ 15 bilhões. A empresa também desmantelada seus planos de usar plataformas de Sirius para perfurar poços de carvão metano na Austrália por um dos principais projectos de projeto de gás natural liquefeito e de xisto na China.

O Roteiro para Automação

John de Wardt, presidente da De Wardt & Company e gerente do programa da iniciativa cross-industry sistemas de perfuração Automation Roteiro, tem vindo a trabalhar nos últimos anos, com outros especialistas para desenvolver um mapa rodoviário abrangente tecnologia para automação.

Ele também é membro do conselho de sistemas de perfuração Automation Seção Técnica de SPE (DSATS), formado para conduzir o desenvolvimento de tecnologias automatizadas bem construção. Com base em seu trabalho com esses grupos, ele espera que uma série de avanços nos próximos anos levará a um abraço cheio de sistemas de perfuração automatizados na próxima década.

"É fácil olhar para ele e dizer que é um bom sonho. Mas então, quando eu discuto com pessoas que realmente está acontecendo lá fora, eu vejo pontos de dados que confirmam essa é uma visão realista ", disse de Wardt. O roteiro é um guia que empresas do setor podem seguir para ir de componentes automatizados ou subsistemas, tais como assembléias bottomhole ou peso em controladores de bits, para um sistema de perfuração totalmente automatizado.

Embora possa ser uma abordagem fragmentada lento, de Wardt disse que tal plano é necessário para coordenar o complexo ecossistema de empresas envolvidas com a construção de poços. A realidade da indústria é que leva uma amálgama de fabricantes de equipamentos, prestadores de equipamento, e empresas de serviços de perfuração de poços para os operadores. Algumas majors, como a Shell, as empresas nacionais de petróleo, e as empresas integradas de gerenciamento de projetos que possuem plataformas podem ter tais proezas, mas eles são exceções.

"Eu acho que vai em ambos os sentidos, porque haverá alguns integradores que vão ver o valor em fazê-lo de cima para baixo", disse ele. "Mas os independentes não vão sair e gastar muito sobre o assunto; eles não vão sair e financiar essa mudança como essa. "

Uma parada no roteiro envolve padronização. Usando a Internet como um exemplo, de Wardt disse diferentes sistemas automatizados precisam de um protocolo comum para que eles possam "conversar" entre si e um sistema de controle, independentemente de quem os fez. Por exemplo, o trabalho que está a realizar DSATS eo aplicativo desenvolvido pela novembro utilizando uma plataforma aberta.

Sobre a forma como a automação cria valor, de Wardt oferece um exemplo da indústria de mineração. Quando Rio Tinto, uma empresa de mineração com sede em Londres, procurou transformar um de seus maiores minas na Austrália em uma operação completamente autônomo, era capaz de fazê-lo de forma relativamente rápida, graças a algumas vantagens inerentes de sua estrutura de negócios.

A empresa é proprietária da mina, juntamente com todos os equipamentos e veículos utilizados para operá-lo. Por isso, trabalhou com os fabricantes de equipamentos para automatizar cada máquina, desenvolveu um centro de controle remoto, e então automatizado o trem que leva o minério de mais de 800 milhas de sua facilidade de cais. Trials para operações autônomas levou 5 anos e, como resultado, alguns elementos de produção aumentou em 30%.

Outro exemplo envolvia a aplicação de automação e um centro de controle remoto para criar uma operação recipiente cais autônoma. De Wardt disse o operador cais viu uma redução de 27% em manutenção, um decréscimo de 22% no consumo de combustível, um aumento de 18% na produtividade, e uma queda de 33% nos custos trabalhistas. Embora não seja uma verdadeira comparação maçãs com maçãs, de Wardt disse que esses números fornecem uma base para a economia e, assim, revelar uma idéia da criação de valor potencial que as empresas de petróleo e gás está para perceber.

"Ele não vai fazer essas enormes diferenças de produtividade dobrando ou mais, porque você deveria ter feito alguns dos que com os seus recursos humanos", disse ele. "Mas se o meu sistema de fundo de poço muda-se automaticamente para sair de grandes vibrações e choques, e em baixas vibrações e choques ... e fê-lo o tempo todo, ele está indo para poupar dinheiro."

Ao falar de Automatização....

A palavra "automação" é um catchall para um conjunto detalhado de níveis de controle; 10 de facto. E cada um será aplicado de uma maneira diferente. Como cada sistema sobe na escala, um degrau de cada vez, empurrando-up será algoritmos cada vez mais precisos e modelos de computador.

De acordo com os níveis de robótica pioneiro Thomas Sheridan de automatização, no nível mais básico, os sistemas são simplesmente assessores com qualquer controlo. Por volta do meio da escala, os seres humanos assumir mais de um papel de supervisão, ou como alguns frase-lo ", são mantidos no loop." O nível mais elevado envolve sistemas automatizados que pedem nenhuma ajuda de seres humanos ao fazer suas tarefas, e, na verdade, ignorá-los, com excepção dos sistemas de Sobrepor para iniciar paradas de emergência.

"Uma vez que chegar ao ponto onde há a automatização completa, não vão ser alguns emocionantes e radicais novas mudanças que ocorrem", disse John Hedengren, um professor assistente de engenharia química na Universidade Brigham Young, que lidera uma equipa de investigação no automação de perfuração e trabalha com sistemas de perfuração Automation Seção Técnica de SPE (DSATS) na garantia de qualidade de dados para automação.

De Sheridan e Verplank 10 níveis de automação

Hedengren sublinha o seu optimismo para o que ainda está por vir, citando a Lei de Moore, que previu astutamente as melhorias exponencial de processamento do computador ao longo do último meio século. Nos últimos 15 anos, a referida velocidade de computação Hedengren aumentou de 1.000 vezes, enquanto que no mesmo intervalo de tempo, alguns dos algoritmos para a optimização de perfuração também melhorou por 1.000 vezes."Se você colocar os dois juntos, é realmente um milhão de vezes mais rápido para executar alguns dos mesmos problemas que nós estávamos correndo apenas 15 anos atrás", disse ele.

Para automação, isso significa que o que era impossível de fazer até mesmo cinco anos atrás é viável hoje pela convergência de tecnologia de computação avançada e avançados dispositivos que alimentam informações perfuração para os modelos de reajustes constantes de medição.

Hedengren disse com este desenvolvimento, a indústria a montante está se movendo mais perto de "on the fly" bem design. Isso será possível através do uso de melhores sensores, tubulação com fios, e algoritmos mais sofisticados que permitem aos equipamentos de perfuração de superfície para controlar vara / deslizamento, giro, e outras questões que retardam a perfuração. "A coisa fundamental com a modelagem e automação é que nós podemos ter essa informação em tempo real e, em seguida, ajustar os parâmetros para concluir, finalmente, o bem mais rápido e com mais produtividade", disse ele.

Como os precursores necessários para a automação, a maioria dos modelos de perfuração e simulações ainda deve ser melhorado e em grande forma. No entanto, a indústria não tem de referência ou de teste de padrões para os algoritmos utilizados nas simulações e modelos disponíveis no mercado.

Hedengren disse que a solução é, pelo menos, um par de anos de distância. "Há uma profunda divisão entre boas idéias e prática real", disse ele. "Para ser capaz de ir de um lado para o outro, você tem que ter estas pedras de piso, como modelos de marca de banco, validação de dados de ensaios de campo, e talvez um julgamento equipamento de teste também."

Organismos como DSATS terá um papel na definição das normas, disse Hedengren. Mas até que eles fazem, as empresas são deixados à própria sorte para determinar quais os modelos e simulações a ser usado para operações automatizadas.

Em um caso, Hedengren disse, um importante operador passou anos avaliando modelos e simulações comercialmente disponíveis antes de escolher uma solução de avançar com. Esta tomada de decisão glacial é apenas um exemplo de como o setor de automação foi retido no ano passado por causa de uma falta de padrões para a validação dos resultados da simulação.