Un Futuro Inalámbrico

🎧 TEMPORADA 1 | EPISODIO 10: UN FUTURO INALÁMBRICO

Ken:
Soy Ken Miller.

David:
Y yo soy David Erdos.

Ken:
Bienvenidos al Erdos Miller New Technology Podcast, donde pasamos nuestro tiempo no productivo hablando sobre toda la tecnología relacionada con la perforación. Este podcast es para cualquiera interesado en aprender sobre la tecnología que nos ayuda a perforar más lejos y alcanzar más recursos cada día.

Bueno Dave, hoy quiero hacer algo un poco diferente y presentar una propuesta para la industria, así como compartir un poco de mi visión del futuro.

David:
Vale, ¿cuál es?

Ken:
Pues creo que nosotros, como industria de tecnología de perforación — si es que se le puede llamar así — necesitamos unirnos y colaborar en una especificación para la comunicación inalámbrica de las herramientas en el conjunto de fondo (BHA).

David:
¿Qué significa eso? ¿Me das una analogía?

Ken:
Sí, no es tan complicado. Tenemos ahora muchas cosas inteligentes o “smart” allá abajo — o como quieras llamarlas — que tienen circuitos, software y sensores mientras perforamos. Tenemos sistemas Near Bit, herramientas MWD, sistemas RSS, sensores LWD y lo que sea más, sensores de dinámica de perforación.

Y necesitamos una manera para que estas herramientas se comuniquen entre sí. La mejor analogía que puedo darte es: mira tu celular moderno. No importa si eres usuario de Android o iPhone, pero tu smartphone moderno tiene dos radios, ¿no? Podemos llamar a una la radio de largo alcance y a la otra la radio de corto alcance.

La radio de largo alcance es tu señal celular, la que se comunica con la torre y te da voz, datos de internet y todo eso. La radio de corto alcance es el Bluetooth. El Bluetooth lo usas para conectar localmente con el estéreo de tu auto, tus audífonos inalámbricos, a veces un dispositivo de almacenamiento o una impresora. Yo uso el mío para mis parlantes Bluetooth todo el tiempo.

Entonces tienes esa radio local de corto alcance para ciertos propósitos, y tienes la radio de largo alcance para comunicarte con internet y el mundo exterior. Creo que podemos hacer una analogía donde nuestra telemetría MWD es esa radio de largo alcance, ¿no? Llevar los datos a superficie para que alguien tome decisiones. Y necesitamos desarrollar alguna especificación inalámbrica para que todos estos componentes inteligentes dentro del BHA se comuniquen entre sí y con el MWD. Y piensa en ese MWD como el smartphone bajo tierra, el punto central donde se unen estos dos sistemas de radio.

David:
Entonces, ¿estás diciendo que la telemetría electromagnética a superficie, o la telemetría por pulso de lodo a superficie, es como la red celular o el módem de celular en tu teléfono, y que esta comunicación de corto alcance sería más como el Bluetooth o Wi-Fi?

Ken:
Exactamente.

David:
Ok. Ken, ¿existen estándares abiertos en la industria petrolera que permitan que los sistemas de diferentes fabricantes se comuniquen?

Ken:
Sabes, hay muchas opciones para comunicar datos desde el sitio de perforación hasta la oficina de la EMP o donde sea. La oficina central, como quieras llamarla. Hemos tenido WITS por mucho tiempo: Well Site Information Transfer Specification. Creo que lo dije bien. Programé bastante en WITS pero nunca memoricé exactamente el acrónimo completo.

David:
Claro.

Ken:
Pero WITS ha existido desde siempre y era una forma simple, usando puertos seriales para que los dispositivos en la plataforma se comunicaran en tiempo real. Después intentamos enviar esos datos más lejos y nos dimos cuenta de que “Ah, WITS no es exactamente para eso.” Es muy bueno para comunicar datos en el sitio mientras perforas, pero para llegar a la oficina central no es tan bueno.

Entonces, hace como 10 años la industria creó WITSML, que es como el hermano mayor de WITS, con muchas más capacidades, más datos considerados, muchas funcionalidades. Hoy en día mucha perforación moderna y transferencia de datos de pozos usan WITSML. Así que sí hay un precedente de que la industria se una y colabore en una especificación de intercambio de datos para hacer nuestro trabajo más eficiente.

Ahora, en fondo de pozo, no hay mucho estándar. Actualmente tenemos lo que se llama Qbus, que de cierto modo se volvió estándar accidentalmente porque muchas herramientas descienden del sistema Tensor MWD, así que hay una compatibilidad accidental de facto — y funciona — pero más allá de eso, no. De hecho creo que está condenado a ser reemplazado. Me encantaría hacer otro podcast sobre reemplazar el Qbus por un protocolo CAN bus, pero ahora mismo no hay nada real abajo.

David:
Ok, y si hubiera un estándar abierto, ¿qué tipo de herramientas podrían comunicarse entre sí en fondo?

Ken:
Siguiendo la analogía del MWD como smartphone, ese sería el hub, el punto donde llega toda la información del corto alcance y se retransmite por la radio de largo alcance hacia arriba o hacia abajo. Estaríamos comunicándonos desde el MWD a otros nodos.

Esos nodos podrían ser sistemas Near Bit, rotatorios dirigidos, motores inteligentes, sub de Dinámica de Perforación, sensores LWD... Si tuviéramos esto, habría muchas otras aplicaciones posibles que hoy no lo son.

Incluso podrías dividir tu herramienta MWD en dos partes: poner el sistema de largo alcance arriba del BHA para obtener mejor señal y separar los sensores en un sub cerca de la barrena o justo arriba del motor. Así ese sub podría calcular inclinación y azimut y, si hablamos inalámbricamente sin problema, ese sub podría comunicarse con el sub de telemetría MWD, ¿cierto?

Eso agregaría muchos beneficios y permitiría aplicaciones que ni siquiera hemos pensado todavía, aumentando la productividad. Y además, tiene que ser inalámbrico, porque conectar sistemas con cables es muy complicado por tolerancias, compatibilidad de conectores, y más. Wireless es el camino a seguir.

David:
Antes de pasar a la trivia, una última pregunta rápida: ¿qué tipo de comunicación inalámbrica funciona en fondo? Porque sé que la radio tradicional no funciona, ¿cuáles son las opciones?

Ken:
Hay muy pocas chances de que la radio funcione. No digo que nunca, pero…

David:
Claro.

Ken:
Creo que las dos principales son:
Primero, soy gran fan de la comunicación acústica, que consiste en golpear la tubería de perforación y transmitir ondas sonoras a través del metal, que las transmite muy bien. Ese canal acústico me gusta mucho.

La otra forma que se ha usado mucho es electromagnética, usando tecnología similar a la del largo alcance pero con un transmisor más pequeño para el corto alcance. Ambas son candidatas y creo que si creamos un estándar, debería cubrir varias capas físicas.

No importaría si es acústica, radio o electromagnética, el estándar debería aplicarse igual y todos podríamos interoperar.

Aquí tienes la traducción al español de este segmento del episodio 10, incluyendo la parte de la trivia y la discusión sobre el estándar inalámbrico:

David:
Sí, está bien. Eso tiene sentido. Bueno, ya vamos a la mitad del programa, es hora de nuestra trivia.

Ken:
Perfecto, adelante.

David:
La pregunta es sobre reservas probadas. Y las reservas probadas se definen — bueno, no es algo que probablemente pienses mucho.

Ken:
No.

David:
Pero las reservas probadas se definen como reservas que se consideran con una certeza razonable — normalmente al menos un 90% de confianza — de ser recuperables bajo condiciones económicas, políticas y tecnológicas existentes.

Ken:
Ok.

David:
Entonces, ¿qué país tiene la mayor cantidad de reservas probadas de petróleo? A: Canadá; B: Irán; C: Arabia Saudita; o D: Venezuela?

Ken:
Oh, EE.UU. no está en esa lista.

David:
No.

Ken:
Voy a arriesgarme y decir Canadá, pero no tengo idea.

David:
No es mala suposición, pero Canadá está en tercer lugar. Venezuela en realidad es el primero, con cerca de 300 mil millones de barriles de petróleo.

Ken:
¿300 mil millones, cierto?

David:
Sí, y Arabia Saudita tiene alrededor de 266, y Canadá viene con unos 170.

Ken:
Creo que leí que el consumo mundial de petróleo es algo así como 90 millones de barriles por día, 96 millones de barriles de petróleo y combustibles líquidos diarios, ¿no?

David:
Wow.

Ken:
Y eso es 35 mil millones de barriles al año. Así que eso significa que Venezuela sola podría proveer energía por 10 años.

David:
Wow, eso es una idea loca.

Ken:
Ok, genial. Estuviste equivocado. ¿Tienes otra pregunta?

David:
No, esa fue. Para mantenerlo corto. Entonces, la siguiente pregunta, volviendo al tema, es: ¿qué ayudaría tener un estándar público o algún tipo de estándar disponible para integrar diferentes sistemas?

Ken:
Bueno, estoy seguro de que sabes que con las computadoras tienes millones de tipos de puertos, ¿no? Conectores USB, seriales, paralelos… Y ya estoy mostrando mi edad hablando de paralelo, pero hay millones de conectores.

David:
Sí.

Ken:
Así que solo con que sea inalámbrico, mientras tengas las dos radios, funciona. Es mucho más simple, especialmente porque los conectores mecánicos en fondo son muy difíciles, como hablamos antes. Es complicado garantizar la posición, evitar inundaciones, y demás problemas.

Así que en general sería más fácil integrar, ¿verdad? Porque si tienes un estándar inalámbrico, mientras transmitas y recibas bien, deberías poder comunicarte con cualquiera. Creo que permitiría que grupos pequeños participen a mayor nivel en la industria.

Por ejemplo, digamos que soy un grupo con una gran idea para un sub Near Bit, o un proyecto que puedo hacer fácilmente. Tener solo un sub Near Bit es difícil de sacar a la industria hoy, porque aunque construyas el sub y tengas las mediciones y el transmisor, no va a funcionar con nada de inmediato.

Tienes que convencer a otras empresas para que integren tu sub Near Bit a sus sistemas MWD u otros. Así que hay una gran barrera de negocio después del reto tecnológico para poder ponerlo en el mercado y que cualquiera pueda usarlo.

Si tuviéramos un sistema inalámbrico abierto, un pequeño grupo de ingenieros o emprendedores podría crear nuevas soluciones, nuevos subs Near Bit, nuevos sensores LWD, un sensor de dinámica de perforación con comunicación inalámbrica, y podrían acceder al mercado completo. Porque si todos seguimos el estándar y todos los MWD pueden recibir esos datos, podrían vender la herramienta a cualquiera, y cualquiera la usaría, tendría datos en superficie y tomaría decisiones más inteligentes.

Creo que uno de los grandes impulsores tecnológicos aquí es que hay muchos sistemas RSS en desarrollo hoy. Muchos grupos en todo el mundo trabajando en nuevos RSS. La conectividad con MWD es un gran desafío. ¿Deberían hacer la suya propia? ¿Deberían ser compatibles solo con una marca? ¿Intentar ser compatibles con muchas? Eso es un riesgo tecnológico y de negocio extra, porque quieres hacer un gran RSS, pero eso no es suficiente para tener éxito, debes elegir bien cómo integrarte o “engancharte” a una solución MWD para salir al mercado, si es que la necesitas. Algunos sistemas no la necesitan, otros sí.

Así que, de nuevo, si tuviéramos comunicación inalámbrica abierta, como con el ejemplo de los subs Near Bit, si haces un RSS nuevo, solo tienes que seguir la especificación y serás compatible con cualquier otro que la siga. Podrás vender tu sistema y todos podremos perforar mejor.

Aquí tienes la traducción al español del cierre del episodio 10:

David:
Sí, parece que con el ecosistema y sistemas actuales, si quieres hacer tus propios subs personalizados Near Bit o de Dinámica de Perforación, tienes que diseñar dos subs: uno que toma la medición y otro que conecta al MWD o a lo que sea que esté abajo.

Ken:
Y eso es una pesadilla. Luego es muy difícil conectar, y solo funciona con algunos sistemas. Por eso es muy complicado abrir el mercado para que tu solución pueda funcionar en muchas plataformas. Hay que tener mucho cuidado en cómo eliges interoperar, y hoy eso es muy difícil.

David:
Tocaste un poco el tema, pero ¿podrías explicar con más detalle cuál sería el impacto de negocio general de tener este estándar?

Ken:
Creo que si tuviéramos esta tecnología disponible y pudiéramos construir BHA mucho más inteligentes y fácilmente, eso resultaría en mejor perforación, más herramientas trabajando juntas para colocar mejor el pozo en la formación, permitiéndonos mejorar los programas de perforación, perforar con más inteligencia y eficiencia, y romper menos equipos. En general, esto impactaría en la cantidad de petróleo que podamos producir, punto.

Además, aumentaría la competitividad de los ensamblajes convencionales frente a los sistemas integrados RSS. Sería más fácil hacer que Near Bit y MWD trabajen juntos para mantener el pozo, en vez de delegar ese trabajo a un sistema RSS. Eso sería como la competencia entre tecnología vieja y nueva, pero un impacto menor.

Realmente facilitaría esto de: “Soy un sistema RSS, ¿cómo integro mejor el lado MWD?” Porque si todos seguimos la especificación, cualquier RSS podría comunicarse fácilmente con cualquier MWD.

Eso daría gran libertad de elección a los consumidores, que son los contratistas de perforación y las compañías energéticas, para decidir qué herramientas poner en el pozo. Ya no estarían “casados” con el MWD marca A y el RSS marca A, ¿verdad? Tal vez el RSS marca A es excelente, pero el MWD marca A es promedio, y prefieren el MWD marca B. Si tenemos esta especificación, tendrán más opciones, no solo la que les toca.

En ese sentido, creo que esto permitiría que los independientes sean mucho más competitivos contra los grandes. Y seguro quien escuche de los grandes no será fan de lo que voy a decir. Pero hoy, si quieres un BHA triple o cuádruple combo — con sensores de neutrones, resistividad, MWD y lo que sea — todos esos sensores pesados, tus opciones son muy limitadas. Solo unas pocas empresas pueden hacerlo.

Incluso hoy, si dices “quiero Near Bit, sensor LWD (como resistividad) y MWD trabajando juntos,” es una configuración bastante estándar o convencional. Y todavía no hay muchas empresas que puedan armar eso. Realmente solo unas pocas.

Esto nos permitiría que muchos proveedores de tecnología se unan. Que alguien proporcione Near Bit, otro RSS, otro sensor LWD, otro MWD. Y así tendríamos sistemas hiperconectados muy potentes — la inteligencia y capacidad de esos sistemas crecería mucho con estos distintos proveedores trabajando juntos, en vez de obtener toda esa tecnología de un solo proveedor como antes.

Dicho de otra manera: creo que esto aumentaría la competitividad de los proveedores independientes frente a los grandes.

David:
Claro que lo veo así, y espero que veamos muchos más estándares abiertos en la industria petrolera porque creo que será bueno para todos a largo plazo.

Ken:
No podría estar más de acuerdo. Da más opciones a los consumidores, permite desplegar tecnología con más flexibilidad y perforar mejor. Definitivamente vale la pena intentarlo.

David:
Bueno, espero ver eso pronto. Eso es todo el tiempo que tenemos hoy, gracias por acompañarnos.

Ken:
Soy Ken Miller.

David:
Y yo soy David Erdos.

Ken:
Esto ha sido otro episodio del Erdos Miller New Technology Podcast. Por favor envía tus preguntas de tecnología a podcast@ErdosMiller.com y podríamos incluirlas en el programa.