Interview with John Leitch from Packers Plus

David Erdos: Bienvenidos al podcast oficial de Erdos Miller, donde pasamos nuestro tiempo no productivo hablando sobre tecnología de perforación y obteniendo las últimas ideas de líderes de la industria en nuestro programa. Soy David Erdos, y hoy estoy solo reemplazando a Ken. Hoy hemos traído a un líder de la industria y amigo nuestro de Packers Plus, John Leitch. Bienvenido, John.

John Leitch: Hola a todos.

David Erdos: John, no sé cuánto sabes sobre nosotros, pero la mayoría de nuestro trabajo está del lado de perforación, o al menos mi experiencia específica está en perforación. Así que la parte de completaciones es un mundo grande, desconocido y misterioso para mí. ¿Por qué no empezamos preguntándote cuál es tu experiencia y trayectoria en la industria?

John Leitch: Bueno. Mi historia en la industria petrolera comenzó a principios de los años 80. En ese entonces no había muchos sistemas de completación avanzados. Trabajaba con completaciones con sensores permanentes, registros de producción con memoria, datos de sensores de memoria, y eso evolucionó hacia completaciones con sensores permanentes en fondo de pozo. Esto le daba al operador datos en tiempo real desde el pozo, normalmente justo a la salida de las secciones del yacimiento. Eso era bastante avanzado en esa época. Desde entonces, los sistemas de completación se han vuelto más sofisticados. Y con eso, requieren muchos datos, especialmente de presión y temperatura, idealmente en cada zona que tengan en el pozo.

John Leitch: La forma en que realmente me involucré más en el lado de completaciones fue en el 95, cuando me uní a una pequeña empresa de completaciones en Aberdeen, Escocia, llamada PES, Petroleum Engineering Services. Lo que ellos querían era que yo les enseñara cómo instalar uno de estos sistemas de completación en el pozo y analizar todos los problemas que podríamos enfrentar, ya fuera al instalar el cable o al manejar equipos de completación complejos. La idea era anticipar lo que podría salir mal y tomar medidas para evitarlo.

David Erdos: Claro.

John Leitch: Así fue como comencé. La idea era que yo les enseñara cómo instalar el sistema en el pozo y cómo manejarlo operacionalmente. Para eso, terminé pasando mucho tiempo en Estados Unidos, aprendiendo cómo iba a ser el sistema. Trabajé directamente con los ingenieros electrónicos y mecánicos. Y mientras construíamos el sistema, se volvió evidente que necesitaba quedarme más tiempo en EE. UU., ya que la parte operativa para mí era relativamente sencilla. Ya había equipos bastante avanzados disponibles. Lo mío era más aprender cómo sería ese sistema.

John Leitch: Este iba a ser el primer sistema de completación inteligente que se instalara. PES fue adquirida a finales de los 80 por Halliburton. Poco después, Halliburton hizo una alianza con Shell y de ahí surgió una empresa llamada WellDynamics. Fue una empresa conjunta con propiedad intelectual compartida entre ambas compañías.

John Leitch: Pasé mucho tiempo en Estados Unidos tratando de entender cómo funcionaría el sistema. Hacía pruebas mecánicas, pruebas electrónicas, armaba placas de circuitos y las probaba. Finalmente llegamos al punto en que construimos el primer prototipo. Teníamos un sistema Tucson que usamos para una prueba inicial. Lo llevamos a un pozo de prueba en las afueras de Aberdeen y lo instalamos para probar varias cosas: que el sistema funcionara en ese pozo de prueba y que teníamos definidos los pasos operacionales para poder ejecutar algo tan complejo como se creía que era en esa época.

David Erdos: Entonces, ¿podrías definirnos qué son los sistemas de completación inteligente?

John Leitch: Claro. Los sistemas de completación inteligente tradicionalmente se consideran aquellos que permiten el control de válvulas dentro del pozo, además de la medición de presión y temperatura en cada una de las zonas que se desea controlar. Todo eso se controla desde superficie. Hay varias formas de hacerlo: algunos usan hidráulica para el control mecánico de las válvulas, otros usan sistemas electrohidráulicos, y más recientemente, muchas operadoras están optando por sistemas totalmente eléctricos.

David Erdos: Entiendo. Y para alguien como yo que no está familiarizado con completaciones, ¿por qué necesitas válvulas en fondo de pozo?

John Leitch: Las completaciones ahora son más complejas porque el operador no quiere producir solo desde una zona del yacimiento. Puede que tenga tres, cuatro, cinco o más zonas que quiera controlar individualmente. En algunos pozos submarinos, si empiezas a producir agua desde una zona específica, puedes llenar rápidamente la tubería con agua y apagar el pozo. Así que cuando detectan agua en superficie, lo primero que quieren hacer es cerrar esa zona. Si pueden cerrar las válvulas individualmente, pueden aislar esa zona productora de agua y mantener la producción desde otras zonas más rentables.

David Erdos: Entonces básicamente tienes el pozo dividido en diferentes zonas con válvulas que puedes aislar y controlar, eligiendo desde qué zona producir. ¿Esa es la idea básica?

John Leitch: Exactamente. Cada zona se aísla mediante válvulas y con un empacador de fondo de pozo. Es básicamente un gran elemento de goma con anclajes que se fija a la tubería de revestimiento, o en algunos casos es un poco diferente cuando estás en pozo abierto. Pero típicamente estos sistemas se instalan en pozos revestidos.

David Erdos: Y justo estabas explicando cómo se controlan estos sistemas y qué avances ha habido. ¿Puedes desarrollar un poco más eso?

John Leitch: Sí. Los primeros sistemas eran grandes y costosos de desarrollar. El primero en el que trabajé era electrohidráulico. Teníamos una línea hidráulica desde fondo hasta superficie para ejercer fuerza mecánica, controlada mediante válvulas solenoides. Y en el lado eléctrico teníamos comunicaciones, control y lectura de datos de presión y temperatura.

David Erdos: ¿Y tienes un cable desde superficie hasta el sistema eléctrico para poder comunicarte con él?

John Leitch: Correcto. El sistema que desarrollamos con PES y WellDynamics tenía un sistema dual: eléctrico e hidráulico. Así que tenía redundancia. Si una línea fallaba, podías redirigir la operación desde una válvula a la otra. Esa redundancia es crítica, porque instalar esto cuesta mucho dinero, pero si algo falla y pierdes ese pozo, remover el sistema puede ser extremadamente caro. Así que tener control y confiabilidad es esencial.

David Erdos: Claro. ¿Cuál es la vida útil esperada de uno de estos sistemas?

John Leitch: Buena pregunta. Si le preguntas a la mayoría de los operadores, dirán que quieren que dure más de 20 años. Como vengo del lado de perforación, fabricar algo que dure 20 años implica muchas pruebas y el uso de componentes de muy alta calidad.

John Leitch: Sí. Como decía, viniendo del lado de perforación, donde perforar un pozo toma una o dos semanas y se termina, hacer algo que debe durar 20 años es completamente diferente. Implica mucho más desarrollo, pruebas de larga duración, componentes con especificaciones militares o aeroespaciales, y validación para asegurar que el sistema resistirá condiciones extremas por décadas.

David Erdos: Claro. Entonces, ¿cuáles son los mayores retos que has visto hoy en día para seguir avanzando en los sistemas de completación inteligente?

John Leitch: En los primeros días, la calidad de la electrónica disponible no era la misma que ahora. Muchos de los componentes que usábamos eran de grado militar, normalmente clasificados para 125 °C. Además, eran muy demandantes en consumo de energía, por lo que necesitábamos bombear mucha energía a través del cable para que todo funcionara. Hoy en día, como ustedes en Erdos Miller saben, muchas empresas están utilizando electrónica híbrida o variantes de esa tecnología. Esto permite que los empaques sean más pequeños, la confiabilidad aumente considerablemente y también los componentes ahora resisten temperaturas de hasta 200 °C, lo cual es bastante estándar. Antes todo era más bien analógico. Ahora ya es completamente digital.

David Erdos: Ok. Entonces, mirando hacia los próximos 5 o 10 años, ¿cómo ves la evolución de las completaciones inteligentes? ¿Qué sigue?

John Leitch: Lo que viene son sistemas completamente eléctricos, pero que consuman muy poca energía. En los primeros días, las tarjetas de interfaz submarina que enviaban la energía, las comunicaciones y el control al fondo del pozo, tenían presupuestos de energía mucho mayores, del orden de 400 vatios, incluso hasta 1000 vatios en algunos casos. Hoy, muchas de las compañías submarinas están cambiando sus árboles de producción para que funcionen con requisitos de energía mucho más bajos.

Hay un estándar llamado IWIS que establece límites de energía según el tipo de equipo que pongas en el fondo. Hay tres categorías: baja, media y alta potencia. Para ellos, alta potencia es 96 vatios, lo cual no es mucho cuando se trata de controlar motores de fondo u otros mecanismos. Los primeros sistemas que solo requerían comunicación y obtener datos de sensores, podían operar entre 4 y 24 vatios. Hoy las empresas están desarrollando sistemas completamente eléctricos que funcionen con 96 vatios o menos. Ese es el objetivo hacia el futuro.

David Erdos: Mencionaste presión y temperatura como mediciones principales. ¿Qué otras variables son útiles allá abajo? ¿Y cómo se utilizan estas mediciones?

John Leitch: Con presión y temperatura puedes observar lo que ocurre entre las distintas zonas. Si tienes un sensor de presión montado en el tubing y otro en el anular, puedes ver si hay flujo cruzado o si una zona produce menos de lo esperado. A veces vale la pena cerrar ciertas zonas. Así que estos datos te dan control y visibilidad en tiempo real. La mayoría del tiempo, los operadores usan estos datos para evaluar el comportamiento del yacimiento conforme pasa el tiempo.

David Erdos: O sea, para tener una idea de qué tan bien está produciendo y la salud del yacimiento.

John Leitch: Exacto. Y a futuro, mientras más sensores podamos poner abajo para darle información al operador, mejor. Los próximos sensores que vienen incluyen medición de densidad de fluidos y detección de agua. Si podemos detectar agua fácilmente, podemos informarles. Así no tienen que pasar por el proceso de cerrar una válvula, ver si sigue llegando agua, cerrar otra, y así sucesivamente. Ahora se puede saber de inmediato cuál zona produce agua y cerrar directamente esa válvula.

En sistemas submarinos, ese proceso puede tomar bastante tiempo. Si tienes que pasar por cada válvula, una por una, en un sistema de cinco zonas, y cada operación de cierre toma 30 minutos, podrías estar horas solo en ese diagnóstico. Entonces, tener monitoreo en tiempo real y detección de agua será un requerimiento en el futuro.

David Erdos: Tiene todo el sentido. Ahora, uno de los retos que enfrentamos nosotros es la confiabilidad y resistencia de la electrónica, y la supervivencia a altas temperaturas. No tenemos los requisitos de vida útil que ustedes tienen. ¿Qué tipo de pruebas se hacen para validar incluso los sistemas mecánicos, polímeros, materiales y electrónica para simular ese tiempo de vida de varias décadas?

John Leitch: Ahí es donde se complica bastante. Hace algunos años surgió un grupo llamado AWIS en el Reino Unido. También existe el estándar IWIS para interfase submarina. AWIS es el grupo que desarrolla las especificaciones para probar equipos de fondo de pozo con una vida útil de 5, 10 o 20 años. Ellos detallan pruebas específicas para válvulas de seguridad, empacadores, válvulas inteligentes, sensores de presión y temperatura. Esas especificaciones no vinieron solo de un operador, sino de la colaboración de muchos operadores grandes y pequeños, además de casi todas las empresas de servicio actuales en la industria.

David Erdos: ¿Y cómo son esas pruebas?

John Leitch: Muchas son pruebas de vida altamente aceleradas. Consisten en operar el equipo durante periodos largos a temperaturas más altas que las que verá en campo. Por ejemplo, si un equipo va a operar a 350 °F, lo prueban cerca de 400 °F o más. Así puedes estimar la vida útil de la electrónica. En la parte mecánica es similar: pruebas cíclicas, cargas y descargas de presión. Antes cada empresa hacía sus pruebas por su cuenta, y no había un estándar común. Un operador podía pedir algo imposible. Con AWIS e IWIS, ahora todos siguen los mismos estándares, lo que hace más fácil desarrollar y certificar los sistemas.

David Erdos: Definitivamente es mejor tener un estándar común que un desorden total.

John Leitch: Exactamente. Y gracias a eso ha mejorado mucho la confiabilidad de los sistemas. Antes, si un sistema tenía un 80% de confiabilidad, se consideraba aceptable. Pero a partir de los 2000s, con más sistemas instalados, más válvulas hidráulicas y electrohidráulicas, la confiabilidad aumentó. Hoy en día se estima que un sistema de sensores en fondo tiene entre 95% y 98% de confiabilidad a cinco años. Lo mismo para las válvulas hidráulicas. Claro, el gran problema con esas cifras es que no siempre se reportan todas las fallas. Solo sabes lo que los operadores te informan. Por eso es importante obtener retroalimentación sobre cómo están funcionando los sistemas que ya están instalados.

David Erdos: Entiendo. Obviamente, el mercado está en una posición muy distinta ahora comparado con hace un año, considerando los precios del petróleo y la economía global. ¿Eso ha afectado las completaciones? ¿Y cómo ves el panorama a corto plazo?

John Leitch: Sí, lo que ha pasado últimamente ha afectado mucho las completaciones en muchas áreas. Cuando empezó la pandemia, el precio del petróleo cayó a cero. Con precios cercanos a $30 por barril, ya no es rentable instalar completaciones inteligentes ni siquiera algunas más simples. El costo se vuelve negativo. Un pozo que costaba $20 millones, ahora puede costar $40 millones. No es viable en este clima. Estamos cerca de un punto donde los sistemas inteligentes empiezan a ser rentables otra vez.

He escuchado que si el barril se mantiene en $45, algunos sistemas de completación inteligente empiezan a ser rentables. Todo depende de que la instalación sea exitosa y de la calidad del equipo. Pero el precio ha estado muy bajo durante mucho tiempo. Lo ideal sería que subiera y se mantuviera. Un precio estable de $60 a $65 por barril durante una década o dos estaría bien.

David Erdos: Claro, pero los picos son peligrosos. Suben los precios, se instalan más sistemas, luego bajan y se cancelan proyectos.

John Leitch: Exacto. Las empresas de servicios no pueden adaptarse fácilmente a esos altibajos. Por eso es común que cada tres a cinco años haya despidos. Luego el precio sube a $70 u $80, y vuelven a contratar. En mi vida he visto esto unas cuatro o cinco veces. Grandes altibajos que hacen que muchas personas pierdan sus empleos.

David Erdos: Es una industria dura por su naturaleza cíclica. Eso es todo el tiempo que tenemos por hoy. Gracias de nuevo, John, por acompañarnos.

John Leitch: Sí, gracias. Muchas gracias por invitarme.

David Erdos: No olviden revisar nuestro podcast en iTunes, Spotify y YouTube. Gracias por acompañarnos en el episodio de hoy.