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.
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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.
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