Modelado integrado de activos
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SERIE DE ARTÍCULOS INTRODUCTORIOS Modelado integrado de activos Planta de proceso Red de tuberías David Allan Editor colaborador La producción de hidrocarburos es compleja porque los activos de producción consisten en sistemas y procesos interconectados de naturaleza dinámica. Los equipos de ingeniería enfrentan numerosos desafíos durante la planeación, el desarrollo y las operaciones de campos petroleros. A la hora de planificar el desarrollo de estos campos, los equipos de trabajo y los expertos utilizan múltiples herramientas de simulación para modelar los diversos componentes del sistema del campo petrolero. No obstante, los métodos tradicionales de modelado de activos son en general naturalmente estáticos y seriales, por lo que no dan cuenta de las interdependencias y la naturaleza dinámica de los activos de E&P (Figura 1). El modelado integrado de activos es una respuesta a los desafíos del manejo de campos petroleros que debe tomar en cuenta las complejas operaciones de producción, la naturaleza y la cantidad creciente de datos adquiridos y la necesidad de contar con un análisis rápido de los datos. Los problemas adecuados para este tipo de modelado comprenden, entre otros, las mezclas de fluidos multicomponentes, los sistemas de levantamiento artificial subóptimos, los objetivos de perforación antieconómicos y los problemas de aseguramiento del flujo. Para encarar estos desafíos técnicos, el modelado integrado de activos combina los dominios de los activos —el yacimiento, el pozo, la red de líneas de conducción, las instalaciones de proceso y los modelos económicos— en una simulación del sistema total. Los paquetes de software desarrollados para el modelado integrado de activos proporcionan información sobre la tasa de producción y predicciones económicas para todo el activo a lo largo de toda su vida productiva y son utilizados por los operadores para la planeación y la optimización. El modelado integrado de activos vincula las simulaciones individuales a través de las diferentes disciplinas técnicas, activos, entornos computacionales y localizaciones. Esta metodología resultante de un esfuerzo de colaboración representa un cambio en el manejo de los campos de petróleo y gas, tendiente a la adopción de un enfoque de manejo holístico en lugar del trabajo de manera aislada de una serie de equipos desconectados. Las ventajas de este nuevo enfoque son significativas e incluyen, entre otras, la promoción de la integración, la comunicación y la colaboración entre las diversas disciplinas y a través de los límites geográficos. Esta técnica permite una mejor apreciación del desempeño de los campos y proporciona modelos más exactos. Los resultados finales son mayor producción, menos gastos y mejores retornos para el operador. Antes y ahora El modelado convencional de la producción y el modelado integrado de activos utilizan simuladores individuales para cada dominio; el yacimiento, el pozo, la red de líneas de conducción, las instalaciones de proceso y los aspectos económicos del campo. Los métodos tradicionales aplican los simuladores por separado y habitualmente en forma aislada, en tanto que el modelado integrado de activos vincula los datos adquiridos a partir de los numerosos dominios a fin de obtener un modelo combinado para el activo. El enfoque tradicional generó dos problemas: todas las simulaciones de los procesos aguas abajo del yacimiento representan sólo un momento en el Por su colaboración en la preparación de este artículo, se agradece a William J. Bailey, Cambridge, Massachusetts, EUA; Bob Sauvé, Houston, Texas, EUA; y Richard Torrens, Abu Dhabi, Emiratos Árabes Unidos. Oilfield Review 2016. Copyright © 2016 Schlumberger. PD WC% Pres GOR 0 Yacimiento 1 2 3 Tiempo, años 4 5 Economía Figura 1. Modelado convencional de activos. Habitualmente, los ingenieros de yacimientos inician el modelado convencional de activos utilizando un modelo de yacimiento (extremo inferior izquierdo) y un modelo de pozo para analizar el flujo a través de los medios porosos y tomar en cuenta la influencia de cualquier mecanismo de empuje natural o artificial presente. Las salidas de las simulaciones de yacimientos se cargan en un modelo de redes de tuberías (extremo superior izquierdo). Los resultados del modelo de redes de tuberías son transferidos al ingeniero de instalaciones, que utiliza los datos composicionales y el perfil de producción para construir modelos de instalaciones y plantas de proceso (extremo superior derecho) que caracterizan los diversos procesos de compresión, separación, y los agentes químicos que pueden estar presentes en el flujo. Los resultados de las simulaciones de yacimientos, tuberías y procesos se trasladan posteriormente a los ingenieros de planeación para el modelado económico (extremo inferior derecho). tiempo y no toman en cuenta la naturaleza cambiante de los activos de E&P en términos de presión y fluidos de yacimiento. Las deficiencias de los métodos tradicionales dieron origen al campo petrolero digital, en el que los datos provenientes de los procesos y equipos son monitoreados en forma constante. Al mismo tiempo, se produjo una transición de los flujos de trabajo en serie a los flujos de trabajo basados en modelos en línea simultáneos y múltiples. El modelado integrado de activos incluye el campo petrolero digital y toma en cuenta la naturaleza constantemente cambiante de los activos de E&P y su ciclo de vida. Este modelado asegura el intercambio, o interoperabilidad, de la información entre la gente, los procesos y los dominios a través de todo el sistema. Por ejemplo, cuando las condiciones de contorno cambian para un modelo de activos, estos cambios se reflejan de inmediato en los simuladores, que actualizan el modelo de activos y pasan a formar parte del proceso de manejo para las operaciones del activo. El procesamiento simultáneo en línea que utiliza el modelado integrado de activos adapta el pozo al ambiente de operaciones Oilfield Review SEPTEMBER siempre cambiante, característico de los15campos de petróleo y gas. Asset Management fig. 1 ORSEPT 15 ASMGMNT 1 Análisis nodal del sistema El modelado integrado de activos puede ser considerado como una extensión del análisis nodal del sistema, que se utiliza a menudo para estudiar los sistemas complejos de interacción, tales como las redes de líneas de conducción y los circuitos eléctricos. Al tratar el modelo de yacimiento como una fuente o un sumidero para los fluidos en el fondo del pozo, el análisis nodal requiere la selección de un punto de referencia o nodo que divide el sistema. En un sistema de producción petrolera, el nodo tiene diversas localizaciones posibles. Los puntos comunes para el nodo son el fondo o el cabezal del pozo, que separan el flujo aguas arriba del flujo aguas abajo. Los componentes de producción aguas arriba del nodo se conocen como la sección de entrada, en tanto que los componentes aguas abajo del nodo corresponden a la sección de salida. Línea de flujo Presión de flujo Curva de comportamiento del pozo (IPR) proveniente del simulador de yacimientos Cabezal del pozo Conducto de flujo Punto de equilibrio Curva de conductos de flujo proveniente del simulador de tuberías Terminación Nodo Yacimiento Tasa de flujo Figura 2. Balanceo de red utilizando el análisis nodal. El análisis nodal es una técnica para balancear la capacidad de los yacimientos para producir fluidos en un pozo con la capacidad de los elementos tubulares para conducir los fluidos a través de la red de tuberías de superficie. Las localizaciones habituales de los nodos para acoplar los modelos para el yacimiento y la red de tuberías se encuentran en el fondo del pozo (inserto) o en su cabezal. El comportamiento del yacimiento es descripto por la curva de comportamiento del pozo (IPR) proveniente de un simulador de yacimientos; la curva IPR describe cómo la presión de flujo afecta la tasa de flujo de producción. El comportamiento de la red de tuberías es descripto por la curva de conductos de flujo, o admisión de la tubería, proveniente del simulador de tuberías. Las curva IPR y la curva de conductos de flujo se intersectan en el punto de equilibrio, que representa el balance de la tasa de producción y la presión de flujo apropiado para las condiciones específicas que se están modelando. La salida del análisis nodal puede estar constituida por dos curvas o por un conjunto de curvas para el análisis de sensibilidad. Visualización Flujo de trabajo Después de seleccionar la localización del nodo, se deben satisfacer dos condiciones de contorno: el flujo de entrada al nodo debe ser igual al flujo de salida y en el nodo sólo puede existir una presión por vez. Para resolver el problema, se generan curvas de presión versus tasa de flujo para la entrada y la salida del nodo. La intersección de las curvas representa una solución que satisface las restricciones de flujo y presión (Figura 2). Para predecir el desempeño de un campo durante su vida productiva, el modelado integrado de activos utiliza un procedimiento gradual. En cada incremento de tiempo, se balancean el flujo de entrada y el flujo de salida de cada nodo, satisfaciendo las relaciones de presión y flujo y a la vez respetando las restricciones existentes aguas arriba y aguas abajo dentro del modelo de activos. El procedimiento de incrementos de tiempo continúa hasta alcanzar la vida productiva deseada del campo. Infraestructura y prácticas holísticas El enlace del modelado integrado de activos funciona a través de múltiples simuladores, disciplinas y localizaciones. El modelo de activos debe poder combinar los diferentes requerimientos de tiempo de los simuladores lentos, tales como los simuladores para el yacimiento, y los simuladores rápidos, como los de la red de tuberías. La utilización de la técnica de modelado integrado de activos para vincular los modelos de producción existentes es clave para la optimización de todo el campo (Figura 3). El modelado integrado de activos continúa evolucionando y sus nuevas aplicaciones, tales como la optimización de múltiples campos bajo una sola infraestructura unificada, están abriendo nuevos caminos. Mediante el mejoramiento de la calidad de los datos, la automatización de las operaciones de rutina, la integración de los flujos de trabajo y la unificación de los datos y los modelos en un entorno común, el modelado integrado de activos ofrece a los operadores una imagen más clara del desempeño de los campos petroleros, el potencial de producción y la economía a lo largo de toda la vida productiva de un activo. Estación de trabajo Oilfield Review Adquisición 15 SEPTEMBER datos AssetdeManagement fig. 2 ORSEPT 15 ASMGMNT 2 Estimación de parámetros Base de datos de producción Administrador de flujos de trabajo Supervisión y colaboración Modelos de pozos y redes Data el Mod Aplicación ow Workfl Presión de flujo Curva de comportamiento del pozo (IPR) proveniente del simulador de yacimientos Almacenamiento de datos y estación de trabajo Estación de trabajo Curva de conductos de flujo proveniente del simulador de tuberías Punto de equilibrio Tasa de flujo Flujo de datos históricos Flujo de datos actuales Manejo de datos Integración de la aplicación con el flujo de datos Datos de pozos Servidor Almacenamiento de datos y estación dee trabajo Figura 3. Arquitectura de las soluciones con el modelado integrado de activos. El modelado integrado de activos puede ser visualizado separando las actividades en cuatro niveles. En el nivel de visualización, los ingenieros y científicos utilizan estaciones de trabajo para monitorear los parámetros del modelo y las soluciones resultantes en tiempo real, en cualquier etapa, y efectuar las correcciones que sean necesarias. El nivel de flujos de trabajo maneja la programación y la automatización de los flujos de trabajo, comenzando con la adquisición de datos y finalizando con la supervisión y la colaboración. El nivel de aplicaciones coordina la base de datos de producción, el administrador de flujos de trabajo y los modelos de pozos y redes. El nivel de manejo de datos corresponde a las comunicaciones y las tareas computacionales. Normalmente, tanto los datos actuales como los datos históricos fluyen desde el nivel de manejo de datos, pasando por el nivel de aplicaciones y flujos de trabajo, hasta la visualización.
