Oilfield Review. Simulación de yacimientos. Línea de acero digital. Fortalecimiento del pozo. Sistema rotativo direccional híbrido. Volumen 23, no.

Transcripción

1 Oilfield Review Volumen 23, no.4 Simulación de yacimientos Línea de acero digital Fortalecimiento del pozo Sistema rotativo direccional híbrido

2 12-OR-1-S

3 Líneas de acero para la era de la información A lo largo del tiempo, pero especialmente en las últimas décadas, el negocio del descubrimiento y la producción de hidrocarburos se ha vuelto cada vez más desafiante. La tecnología y sus aplicaciones en casi todos los segmentos de la industria de E&P se han mantenido al ritmo de los desafíos. Por consiguiente, los equipos, herramientas y habilidades de los recursos humanos de la industria desde hace mucho tiempo se han centrado, y lo siguen haciendo, en la vanguardia del desarrollo tecnológico. Por otra parte, desafiando esta tendencia, la tecnología de líneas de acero ha cambiado poco desde el surgimiento de las operaciones con línea de acero, lo que constituye un testimonio de su adecuación a las operaciones activas de intervención de pozos. Aparte de la reciente introducción de los dispositivos alimentados a batería y los sensores de almacenamiento de datos en memoria, las herramientas desplegadas y la información disponible para el operador durante la ejecución de las operaciones siguen siendo esencialmente las mismas que fueron durante décadas. Medida con los estándares actuales, la información de fondo de pozo provista por la tecnología de líneas de acero ha sido limitada en cuanto a naturaleza, cantidad y disponibilidad. Sólo recientemente se ha registrado un avance significativo en la tecnología de líneas de acero, que incorpora los beneficios del máximo desarrollo tecnológico, tales como la visibilidad, la interacción y el control en tiempo real, a la vez que conserva la ventaja distintiva de la simplicidad de la línea de acero. A menudo, en nuestros esfuerzos de investigación y desarrollo (R&D) para mejorar o desarrollar aplicaciones tecnológicas, nos excedemos en el diseño y de ese modo convertimos la complejidad en una solución tecnológica. Como resultado, la simplicidad puede volverse esquiva y las innovaciones tornarse extremadamente complejas y menos efectivas que los sistemas simples a partir de los cuales se originaron. Un enfoque híbrido con respecto a la innovación reconoce el valor de la simplicidad, por el cual los desarrolladores producen una herramienta que es fácil de utilizar pero que se basa en una elevada sofisticación y complejidad que permanece como telón de fondo y no requiere comprensión por parte de los usuarios. Quizás el enfoque de Steve Jobs con respecto a la tecnología la creación de herramientas útiles que no son obstaculizadas por su propia complejidad es el ejemplo más prominente de este concepto. Pero la apreciación del valor de la simplicidad en la ciencia no es un fenómeno reciente; Leonardo da Vinci decía la simplicidad es la sofisticación suprema. De hecho, es la simplicidad inherente de la línea de acero lo que le ha permitido sobrevivir relativamente inalterada durante tantos años. Los primeros intentos de introducción de cambios significativos en las líneas de acero arrojaron resultados mixtos. Los científicos crearon un cable de acero que podía actuar como conductor, pero al cual le resultaba imposible manejar los esfuerzos de tracción o ejecutar las operaciones en el ambiente y el modo que se requerían habitualmente. En última instancia, este cable no pudo cubrir el alcance de los trabajos para los cuales estaba destinado. La idea de basarse en la simplicidad en vez de comprometerla, sin perder de vista el rol y las ventajas de la línea de acero, resultó ser el camino correcto. Utilizando línea de acero estándar como alma del cable, los ingenieros desarrollaron la línea de acero digital LIVE*. Además de ejecutar las operaciones tradicionales, la línea de acero mejorada posibilita la telemetría digital en tiempo real. Esta característica, sumada a otros componentes innovadores, provee una diversidad de capacidades, cada una de las cuales puede ser aplicada con una considerable ventaja en las aplicaciones mecánicas, de remediación y de medición de la línea de acero. Las aplicaciones mecánicas son las aplicaciones más comunes de los servicios con línea de acero. La capacidad para transmitir a la superficie, en tiempo real, datos derivados de mediciones locales relevantes de fondo de pozo promete generar un impacto significativo sobre esas operaciones mecánicas, lo cual asegura a los operadores la disponibilidad de un mecanismo con el cual puedan ejecutar las intervenciones con un enfoque de manejo de riesgos más controlado. Por otro lado, los servicios con línea de acero digital proveen un registro digital de todas las operaciones; información cuya demanda crece incesantemente. Lo más importante de todo es quizás el hecho de que estos avances en materia de operaciones de intervención de pozos desempeñarán un rol significativo en los esfuerzos de la industria para incrementar el factor de recuperación. La idea de aislar una línea de acero estándar para dar cabida a la telemetría digital es simple, pero su logro demostró ser difícil. La superación de los obstáculos que impedían el logro del éxito residía en la creación de una línea de acero aislada: el desarrollo de un método de interconexión del cable y el aislador para que se mantuvieran intactos y operativos a pesar de los rigores de los ciclos retirados de flexión, los altos esfuerzos de tracción y los impactos impuestos en los ambientes inherentemente hostiles. No obstante, tras varios años de intentos, los ingenieros lograron crear una línea de acero que satisface estas demandas, a la vez que proporciona las mejoras y las ventajas que necesita la industria de E&P de nuestros días (véase La línea de acero marca un hito, página 16). La línea de acero digital proporciona muchas de las ventajas del cable eléctrico, conserva la simplicidad y la huella relativamente pequeña de la línea de acero tradicional y se presta para la optimización de las operaciones de intervención de pozos con un riesgo mínimo. Sin lugar a dudas, esta tecnología extraordinaria ocupará una posición segura en la industria. Stuart Murchie Gerente de mercadeo y tecnología de los servicios con línea de acero de Schlumberger Oilfield Services Roissy-en-France, Francia Stuart Murchie comenzó su carrera en Schlumberger en el área de pruebas de pozos, en Aberdeen, en el año 1984, después de graduarse en la Universidad de Dundee, en Escocia, con una licenciatura en ingeniería mecánica. En 1988, pasó a Wireline, donde ocupó diversas posiciones de manejo de operaciones de campos en Asia y posteriormente se desempeñó en París como gerente de nueva tecnología para Wireline and Testing. En el año 1999, fue designado vicepresidente de Data & Consulting Services con base en Houston. Posteriormente, fue gerente de QHSE (Calidad, Salud, Seguridad y Medio Ambiente) de Oilfield Services para América del Norte y América del Sur, y luego fue trasladado a Tailandia como director gerente de Oilfield Services para Asia Central y Oriental. Regresó al Reino Unido en el año 24 como director gerente de Oilfield Services para el Reino Unido e Irlanda. En el año 25, se convirtió en gerente de personal de Schlumberger Integrated Project Management, y luego fue vicepresidente del área de Europa, África y el Caspio. Residente de Roissy-en-France, Stuart asumió su posición actual como gerente de mercadeo y tecnología de los servicios con línea de acero en el año 211. Se utiliza un asterisco (*) para denotar una marca de Schlumberger. 1

4 Schlumberger Oilfield Review Editor ejecutivo Lisa Stewart Editores senior Matt Varhaug Rick von Flatern Editores Tony Smithson Colaboradores David Allan Ted Moon Ginger Oppenheimer Rana Rottenberg Diseño y producción Herring Design Mike Messinger Ilustraciones Chris Lockwood Tom McNeff Mike Messinger George Stewart Impresión RR Donnelley Wetmore Plant Curtis Weeks Traducción y producción Lynx Consulting, Inc. info@linced.com; Traducción Adriana Real Edición Antonio Jorge Torre Subedición Nora Rosato Diagramación Diego Sánchez 1 Líneas de acero para la era de la información Artículo de fondo aportado por Stuart Murchie, gerente de mercadeo y tecnología para los servicios con línea de acero de Schlumberger Oilfield Services. 4 Simulación de yacimientos: en armonía con la complejidad de los campos petroleros La tendencia a la obtención del máximo potencial de cada yacimiento está alentando a los desarrolladores a crear simuladores de yacimientos cada vez más sofisticados. Mientras que los primeros simuladores de yacimientos de la década de 193 eran modelos físicos que contenían petróleo, arena y agua, los simuladores de nuestros días utilizan hardware (soporte físico) de computación de alto rendimiento e ingeniería de programación moderna para abordar campos de gran complejidad a gran velocidad. Un simulador de última generación integra una serie de nuevas tecnologías en un solo paquete de computación, que incluye un nuevo modelo de pozos, técnicas avanzadas de creación de cuadrículas, una base de computación paralela escalable, un algoritmo de resolución de ecuaciones lineal eficiente y un módulo de manejo de campos. Estas capacidades ayudan a los operadores a efectuar mejores pronósticos y, en última instancia, tomar mejores decisiones de desarrollo de campos petroleros. 16 La línea de acero marca un hito La tecnología de líneas de acero ha permanecido esencialmente inalterada desde sus comienzos y, como consecuencia lógica, también lo han hecho sus usos. La reciente introducción de la línea de acero digital promete cambiar esa tendencia mediante la combinación de las capacidades del cable eléctrico con las fortalezas y la simplicidad de la línea de acero tradicional. Algunos casos de estudio tanto de las áreas de aguas profundas como de las áreas de aguas someras del Golfo de México demuestran el potencial del nuevo sistema. 2 Enlaces de interés: Schlumberger Archivo del Oilfield Review Glosario del Oilfield Review Dirigir la correspondencia editorial a: Oilfield Review 1325 S. Dairy Ashford Houston, Texas 7777 EUA (1) Facsímile: (1) editoroilfieldreview@slb.com Dirigir las consultas de distribución a: Joao Felix Teléfono: (55) (Vivian) Directo: (55) Facsímile: (55) jpfelix@slb.com Sussumu Nakamura Teléfono: (55) (Patricia) Directo: (55) Facsímile: (55) snakamura@slb.com

5 Junio de 212 Volumen 23 Número 4 26 Estabilización del pozo para prevenir pérdidas de circulación Para los perforadores, los incidentes de pérdidas de circulación durante los cuales se produce la pérdida total del lodo de perforación en la formación, pueden oscilar entre la molestia y la pesadilla. Para minimizar los riesgos y el tiempo no productivo asociado con los problemas de pérdidas de circulación, la industria ha desarrollado un conjunto de materiales de fortalecimiento de pozos que inhiben la propagación de las fracturas y mantienen las operaciones de perforación en ejecución. 36 Lo mejor de ambos mundos: Un sistema rotativo direccional híbrido Consejo editorial Gretchen M. Gillis Aramco Services Company Houston, Texas, EUA Roland Hamp Woodside Energy Ltd. Perth, Australia Dilip M. Kale ONGC Energy Centre Nueva Delhi, India George King Apache Corporation Houston, Texas, EUA Richard Woodhouse Consultor independiente Surrey, Inglaterra Alexander Zazovsky Chevron Houston, Texas, EUA Los sistemas rotativos direccionales constituyen una herramienta económicamente efectiva, confiable y eficiente para la perforación de pozos con trayectorias complejas. No obstante, los motores de desplazamiento positivo, más lentos, se siguen utilizando para la perforación de pozos de alto ángulo cuando las tasas de incremento angular exceden la capacidad de los sistemas rotativos direccionales. Se ha desarrollado un sistema rotativo direccional híbrido que combina las capacidades de la perforación con altas tasas de incremento angular y altas velocidades de penetración. 46 Colaboradores 48 Próximamente en Oilfield Review 49 Nuevas publicaciones 52 Definición de la terminación: La ciencia de la construcción de pozos de petróleo y gas Éste es el cuarto de una serie de artículos que introducen los conceptos básicos de la industria de E&P. 55 Índice Anual Oilfield Review es una publicación trimestral de Schlumberger destinada a los profesionales de la industria petrolera, cuyo objetivo consiste en brindar información acerca de los adelantos técnicos relacionados con la búsqueda y producción de hidrocarburos. Oilfield Review se distribuye entre los empleados y clientes de Schlumberger y se imprime en los Estados Unidos de Norteamérica. A menos que se indique lo contrario, las siglas que aparecen en esta publicación corresponden al idioma inglés. Cuando se menciona sólo el lugar de residencia de un colaborador, significa que forma parte del personal de Schlumberger. 212 Schlumberger. Todos los derechos reservados. Ninguna parte de esta publicación puede ser reproducida, archivada o transmitida en forma o medio alguno, ya sea electrónico o mecánico, fotocopiado o grabado, sin la debida autorización escrita de Schlumberger. En la portada: Un ingeniero monitorea una herramienta de fondo de pozo mediante la interpretación de las señales transmitidas a la superficie en tiempo real a través de la telemetría provista por la línea de acero digital. La imagen de la pantalla de la computadora, instalada en la unidad de línea de acero que de otro modo sería una unidad tradicional, puede incluir datos que se utilizan para confirmar una acción específica en el fondo del pozo, tal como la ejecución de operaciones de disparos o la colocación de herramientas, o información tal como profundidad precisa, presión y temperatura de fondo de pozo, tensión del cabezal u otras mediciones críticas. 3

6 David A. Edwards Dayal Gunasekera Jonathan Morris Gareth Shaw Kevin Shaw Dominic Walsh Abingdon, Inglaterra Paul A. Fjerstad Jitendra Kikani Chevron Energy Technology Company Houston, Texas, EUA Jessica Franco Total SA Luanda, Angola Viet Hoang Chevron Energy Technology Company San Ramón, California, EUA Simulación de yacimientos: en armonía con la complejidad de los campos petroleros La complejidad geológica y el alto costo del desarrollo de recursos continúan impulsando la tecnología de simulación de yacimientos. La nueva generación de simuladores emplea modelos de varios millones de celdas con cuadrículas no estructuradas para manejar geologías con contrastes elevados de permeabilidad. A través del uso de modelos más reales, estos nuevos simuladores ayudarán a aumentar la recuperación final de campos nuevos y existentes. Lisette Quettier Total SA Pau, Francia Traducción del artículo publicado en Oilfield Review, Invierno de 211/212: 23, no. 4. Copyright 212 Schlumberger. ECLIPSE e INTERSECT son marcas de Schlumberger. Intel, Intel386, Intel486, Itanium y Pentium son marcas comerciales registradas de Intel Corporation. Linux es una marca comercial registrada de Linus Torvalds. Windows es una marca comercial registrada de Microsoft Corporation. El interés en los simuladores no es nuevo. Se han utilizado desde hace mucho tiempo para crear modelos de actividades complejas. La simulación puede enmarcarse en tres períodos: previo a la computación, formativo y de expansión. 1 El experimento de la aguja de Buffon en 1777 fue la primera simulación registrada de la era previa a la computación (1777 a 1945). En este experimento, se lanzaban agujas hacia una superficie plana para estimar el valor de π. 2 En el período de simulación formativo (1945 a 197), se utilizaron las primeras computadoras electrónicas para resolver problemas de aplicaciones militares. Estos variaban desde soluciones de disparos de artillería hasta el desarrollo de la bomba de hidrógeno. El período de expansión de la simulación (197 hasta el presente) se distingue por una profusión de aplicaciones de simulación. Estas aplicaciones varían desde juegos hasta preparación para desastres y simulación de formas de vida artificiales. 3 El interés de la industria y del gobierno en la simulación mediante computadoras está aumentando en Oilfield Review

7 Simulador de red de superficie Simulador de proceso Simulador económico Simulación de yacimientos Datos estáticos y dinámicos > Simulación de la producción. Un ingeniero de yacimientos toma los datos estáticos y dinámicos (abajo a la derecha) y desarrolla la información para un simulador de yacimientos (abajo a la izquierda). El simulador de yacimientos, cuya principal tarea es analizar el flujo a través de medios porosos, calcula los perfiles de producción como una función del tiempo para los pozos del yacimiento. Estos datos se transfieren a un ingeniero de producción para desarrollar modelos de pozos y un simulador de red de superficie (arriba a la izquierda). Un ingeniero de instalaciones de superficie utiliza los datos de producción y composición para construir un modelo de planta de proceso con la ayuda de un simulador de procesos (arriba a la derecha). Finalmente, los datos de todos los simuladores se trasfieren a un simulador económico (derecha). áreas que son difíciles desde el punto de vista de la informática, potencialmente peligrosas o costosas. Las simulaciones de yacimientos se ajustan a todos estos criterios. La simulación del flujo de petróleo y gas modelan actividades que se extienden desde las profundidades del yacimiento hasta las plantas de proceso en la superficie y, en última instancia, incluyen la evaluación económica final (arriba). Un gran número de factores están llevando la planificación actual de la simulación de la producción a obtener resultados precisos en el menor tiempo posible. Éstos incluyen ubicaciones remotas, complejidad geológica, trayectorias complejas de los pozos, esquemas ampliados de recuperación, recuperación de petróleo pesado y gases no convencionales. En la actualidad, los operadores deben tomar decisiones de inversión rápidamente y ya no pueden basar las decisiones 1. Goldsman D, Nance RE y Wilson JR: A Brief History of Simulation, en Rossetti MD, Hill RR, Johansson B, Dunkin A e Ingalls RG (editores): Actas de la Conferencia de Simulación, invierno de 29. Austin, Texas, Estados Unidos (13-16 de diciembre de 29): El experimento de la aguja de Buffon es uno de los problemas conocidos más antiguos de probabilidad geométrica. Se dejan caer agujas sobre una hoja de papel con una cuadrícula de líneas y se calcula la probabilidad de desarrollo de los campos únicamente en datos del comportamiento anterior de los pozos. Ahora, los operadores quieren simulaciones precisas del campo desde el descubrimiento de la formación hasta el abandono final, pasando por la recuperación secundaria. En ningún lugar estos factores reciben más atención que en el yacimiento. Este artículo describe las herramientas y los procesos involucrados en la simulación de yacimientos y analiza cómo los simuladores de la nueva generación están ayudando a operadores en Australia, Canadá y Kazajstán. Oilfield Review Visualización WINTER del yacimiento 11/12 Intersect Fig. 1 Los primeros simuladores de yacimientos datan ORWNT11/12-INT 1 de la década de 193 y eran modelos físicos; la interacción de la arena, el petróleo y el agua podían verse directamente (a menudo en depósitos de que la aguja cruce una de las líneas. Esta probabilidad está relacionada directamente con el valor de π. Para más información: Weisstein FW: Buffon s Needle Problem, WolframMathWorld, BuffonsNeedleProblem.html (con acceso el 25 de julio de 211). 3. Freddolino PL, Arkhipov AS, Larson SB, McPherson A y Schulten K: Molecular Dynamics of the Complete Satellite Tobacco Mosaic Virus, Structure 14, no. 3 (marzo de 26): de paredes transparentes). 4 Los primeros simuladores físicos se empleaban cuando el comportamiento del yacimiento durante las inyecciones de agua sorprendían a los operadores. Además de los simuladores físicos, los científicos utilizaban simuladores eléctricos que se basaban en la analogía entre el flujo de la corriente eléctrica y el flujo de fluidos en los yacimientos. A principios de la década de 195, aunque los simuladores físicos estaban aún en uso, los investigadores comenzaban a considerar cómo se podría describir analíticamente un yacimiento. La comprensión de lo que ocurre en un yacimiento durante la producción es similar, en algunos aspectos, a diagnosticar una enfermedad. Hay datos disponibles procedentes de varias pruebas de laboratorio, pero el proceso completo de la enfermedad no puede verse directamente. 4. Peaceman DW: A Personal Retrospection of Reservoir Simulation, en Actas del Primero y Segundo Fórum Internacional sobre Simulación de Yacimientos. Alpbach, Austria (12-16 de septiembre de 1988 y 4-8 de septiembre de 1989): Adamson G, Crick M, Gane B, Gurpinar O, Hardiman J and Ponting D: Simulation Throughout the Life of a Reservoir, Oilfield Review 8, no. 2 (Summer 1996): Volumen 23, no.4 5

8 Los médicos deben deducir qué está ocurriendo a partir de los resultados del laboratorio. Los ingenieros de yacimientos están en una posición similar: ellos no pueden ver realmente al sujeto de su interés, sino que deben confiar en los datos para saber lo que está ocurriendo a grandes profundidades debajo de la superficie. Los datos de producción y de otro tipo se usan a fin de construir modelos analíticos para describir el flujo y otras características del yacimiento. En un modelo de yacimientos, las ecuaciones que describen el comportamiento del fluido surgen de principios fundamentales que se han comprendido por más de cien años. Estos principios son la conservación de la masa, la dinámica de los fluidos y el equilibrio termodinámico entre fases. 5 Flujo en una dimensión de un fluido compresible x Cuando estos principios se aplican a un yacimiento, las ecuaciones en derivadas parciales resultantes son complejas, numerosas y no lineales. Las primeras derivaciones analíticas para la descripción del comportamiento del flujo en el yacimiento estaban restringidas a modelos simples, mientras que las formulaciones actuales muestran un cuadro más complejo (abajo). 6 Aunque las fórmulas de las ecuaciones para el yacimiento siempre han sido directas, su solución no es exacta y debe resolverse por métodos de diferencias finitas. 7 En la simulación de yacimientos, existe una compensación entre la complejidad del modelo y la capacidad para convergir en una solución. Los avances en las capacidades de computación han ayudado a ampliar las posibilidades de simulación 2 p x = 211 c φµ k p t. de yacimientos, especialmente cuando están involucrados modelos complejos y grandes cantidades de celdas (próxima página). 8 Los avances en el hardware de las computadoras durante las décadas pasadas han conducido a un progreso continuo en las posibilidades de simulación. 9 Entre principios de la década de 195 y 197, los simuladores de yacimientos progresaron desde la geometría sencilla de dos dimensiones hasta la geometría real de tres dimensiones y un modelo de fluido de petróleo negro. 1 En la década de 197, los investigadores introdujeron los modelos composicionales y pusieron un gran énfasis en la mejoría de la recuperación del petróleo. En década de 198, el desarrollo de los simuladores puso énfasis en el manejo de pozos complejos y los yacimientos fracturados; durante la década de 199, se amplió la facilidad de uso gracias a las interfaces gráficas del usuario. Cerca de fines del siglo XX, los simuladores de yacimientos añadieron características tales como la refinación local de la cuadrícula y la capacidad de manejar geometrías complejas, así como también la integración con instalaciones de superficie. Ahora, los simuladores pueden manejar yacimientos complejos y, a la vez, ofrecer un manejo integrado de todo el campo. Estos modelos (conocidos como simuladores de la nueva generación) han aprovechado varias tecnologías recientemente desarrolladas, que incluyen el procesamiento en paralelo. y Flujo en tres dimensiones de n componentes en un yacimiento complejo z x Np,c V W krp δ ( φσ ρp Sp χ cp ) + qc T k ρ p χ cp p Pcp ρ g h = R c. t µ ( p ) p p Fases Σ k > Evolución de la simulación de yacimientos. Uno de los primeros intentos para describir analíticamente el flujo del yacimiento ocurrió en los primeros años de la década 195. Los investigadores desarrollaron una ecuación en derivadas parciales para describir el flujo unidimensional de un fluido compresible en un yacimiento (arriba). Esta ecuación se deriva de la ley de Darcy para el flujo en medios porosos y de la ley de conservación de la masa y describe la presión como una función del tiempo y de la posición. (Para ver detalles: McCarty DG y Peaceman DW: Application of Large Computers to Reservoir Engineering Problems, artículo SPE 844, presentado en la Reunión Conjunta de la Universidad de Texas y los Capítulos Estudiantiles de Texas A&M de AIME, Austin, Texas, de febrero de 1957). Los modelos recientemente desarrollados para la simulación de yacimientos consideran el flujo de múltiples componentes en un yacimiento que está dividido en una gran cantidad de componentes tridimensionales conocidos como celdas de cuadrículas (abajo). La ley de Darcy y la de conservación de la masa, además del equilibrio termodinámico de componentes entre fases, gobiernan las ecuaciones que describen el flujo entrante y saliente de estas celdas. Además de las tasas de flujo, los modelos describen otras variables que incluyen la presión, la temperatura y la saturación de fases. (Para más información: Cao y colaboradores, referencia 6). Np,c Σ p Computación paralela: divide y vencerás Uno de los distintivos de los simuladores de yacimientos actuales es el uso de los sistemas de computación paralela. La computación paralela opera según el principio de que los problemas grandes, como la simulación de yacimientos, pueden descomponerse en otros más pequeños que se resuelven entonces de manera concurrente, o en paralelo. El paso del procesamiento en serie a los sistemas paralelos es un resultado directo del impulso para lograr un mejor desempeño de los procesos informáticos. En las décadas de 198 y 199, los diseñadores de hardware para computadoras se centraron en el aumento de la velocidad de los microprocesadores para mejorar el desempeño del hardware. Esta técnica, llamada escalamiento de frecuencia, se convirtió en una fuerza dominante en el desempeño de los procesadores para computadoras personales hasta alrededor de El escalamiento de frecuencia llegó a su fin debido al aumento de consumo de energía necesario para alcanzar frecuencias más altas. Los diseñadores de hardware para computadoras personales migraron entonces hacia los microprocesadores de núcleo múltiple, una forma de computación paralela. 6 Oilfield Review Oilfield Review WINTER 11/12 Intersect Fig. 2

9 Sin embargo, la idea que podría llevar eventualmente al procesamiento en paralelo para simuladores de yacimientos comenzó alrededor de 199. En un experimento temprano, los investigadores de yacimientos petrolíferos demostraron que una computadora Intel con 16 procesadores podía manejar eficazmente un modelo de simulación de petróleo-agua. 12 Desde entonces, el uso de sistemas de computación paralela para la simulación de yacimientos se ha convertido en algo común. Como los precios de los equipamientos de computación han disminuido, se ha convertido en una práctica habitual operar sistemas de computación paralela como grupos de máquinas individuales conectadas por una red. Estas máquinas múltiples, operando en paralelo, actúan como una entidad individual. El objetivo en la computación paralela siempre ha sido resolver grandes problemas más rápidamente yendo n veces más rápido con n procesadores. 13 Por muchas razones, este desempeño ideal raramente se alcanza. Para comprender las limitaciones de las redes en paralelo, es instructivo visualizar un sistema típico utilizado por un simulador de yacimientos moderno. Este sistema podría tener varias computadoras autónomas conectadas en red a través de un concentrador y un conmutador a una computadora de control y a un servidor de red. 14 Debido a que cada una de las computadoras individuales trabaja en su porción del yacimiento, se intercambian mensajes entre ellas y hacia la computadora de control y a otros sistemas a través de la red. En terminología de paralelismo, los procesadores individuales representan las porciones paralelas del sistema, mientras que el trabajo de los controladores es la parte en serie Brown G: Darcy s Law Basics and More, basics.html (con acceso el 23 de agosto de 211). Smith JM y Van Ness HC: Introduction to Chemical Engineering Thermodynamics, 7a edición. Ciudad de Nueva York: McGraw Hill Company, Cao H, Crumpton PI y Schrader ML: Efficient General Formulation Approach for Modeling Complex Physics, artículo SPE , presentado en el Simposio de Simulación de Yacimientos de la SPE, The Woodlands, Texas, 2-4 de febrero de Las ecuaciones de diferencia finita se usan para soluciones aproximadas de las ecuaciones diferenciales. Este método obtiene una aproximación de una derivada mediante el uso de incrementos pequeños crecientes a partir de un valor base. 8. Intel Corporation: Moore s Law: Raising the Bar, Santa Clara, California, Estados Unidos: Intel Corporation (25), ftp:// download.intel.com/ museum/ Moores_law/Printed_ Materials/ Moores_Law_ Backgrounder.pdf (con acceso el 17 de octubre de 211). Fjerstad PA, Sikandar AS, Cao H, Liu J y Da Sie W: Next Generation Parallel Computing for Large-Scale Reservoir Simulation, artículo SPE 97358, presentado en la Conferencia Internacional de Recuperación Mejorada de Petróleo en el Pacífico Asiático de la SPE, Kuala Lumpur, 5-6 de diciembre de 25. El efecto total de las comunicaciones es la razón principal por la cual nos podemos aproximar al comportamiento ideal de los sistemas paralelos, pero no alcanzarlos. Todos los sistemas de computación, incluso los sistemas paralelos, tienen limitaciones. Cantidad de celdas de yacimiento empleadas Celdas de yacimientos Microprocesador Intel Microprocesador Intel386 Microprocesador Intel286 Microprocesador Intel886 Microprocesador Intel Pentium II Microprocesador Intel Pentium Microprocesador Intel486 Microprocesador Intel Pentium 4 La máxima mejoría esperada que puede lograr un sistema paralelo está contenida en la ley de Amdahl. 16 Considere un simulador que requiera 1 horas en un solo procesador. El tiempo total de 1 horas puede desglosarse en una parte de 9 horas que sea asequible al procesamiento en paralelo y en Microprocesador Intel Itanium Año > Capacidad de computación y simulación de yacimientos. Durante las últimas cuatro décadas, la capacidad de computación y la simulación de yacimientos evolucionaron por trayectos similares. Desde la década de 197 hasta el año 24, los microprocesadores siguieron la ley de Moore, la cual establece que la densidad de los transistores en un microprocesador (círculos rojos) se duplica aproximadamente cada dos años. La simulación de yacimientos evolucionó de forma paralela con el crecimiento de la capacidad de computación en el aumento del número de celdas de cuadrícula (barras azules) que podían utilizarse. En la última década, la arquitectura de las computadoras se ha centrado en el procesamiento en paralelo más que en el simple aumento de la cantidad de transistores o en la frecuencia. De manera similar, la simulación de yacimientos ha avanzado hacia la solución en paralelo de las ecuaciones del yacimiento. 9. Watts JW: Reservoir Simulation: Past, Present, and Future, artículo SPE 38441, presentado en el Simposio de Simulación de Yacimientos de la SPE, Dallas, 8-11 de junio de En el modelo de fluido de petróleo negro, la composición no cambia en la medida que se producen los fluidos. Para más información consulte: Fevang Ø, Singh K y Whitsun CH: Guidelines for Choosing Compositional and Black-Oil Models for Volatile Oil and Gas-Condensate Reservoirs, artículo SPE 6387, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, Dallas, 1-4 de octubre de El escalamiento, o la escalabilidad, es la característica de un sistema o proceso para manejar cantidades mayores o crecientes de trabajo sin dificultad. Para más información: Shalom N: The Scalability Revolution: From Dead End to Open Road, GigaSpaces (febrero de 27), / main/presentations/bycustomers/white_papers/ FromDeadEndToOpenRoad.pdf (con acceso el 13 de septiembre de 211). Flynn LJ: Intel Halts Development of 2 New Microprocessors, The New York Times (8 de mayo de 24), 24/5/8/business/ intel-halts-developmentof-2-new-microprocessors.html (con acceso el 13 de septiembre de 211). Oilfield Review WINTER 11/12 Intersect Fig. 3 ORWNT11/12-INT Cantidad de transistores en el microprocesador 12. Wheeler JA y Smith RA: Reservoir Simulation on a Hypercube, SPE Reservoir Engineering 5, no. 4 (1 de noviembre de 199): La aceleración, una medida común de la efectividad de la computación paralela, se define como el tiempo que demora un procesador dividido por el tiempo que demoran n procesadores. La efectividad en paralelo puede plantearse también en términos de eficiencia: la aceleración dividida por la cantidad de procesadores. 14. Baker M: Cluster Computer White Paper, Portsmouth, Inglaterra: Universidad de Portsmouth (28 de diciembre de 2), (con acceso el 16 de julio de 211). Cada una de estas computadoras en la configuración en paralelo puede tener un solo núcleo o microprocesadores de núcleos múltiples. Cada núcleo individual se denomina procesador paralelo y puede actuar como una parte independiente del sistema. 15. La porción en serie se llama frecuentemente manejo de datos y mantenimiento del orden y la limpieza. 16. Barney B: Introduction to Parallel Computing. https//computing.llnl.gov/tutorials/parallel_comp/ (con acceso el 13 de septiembre de 211). Volumen 23, no.4 7

10 Yacimiento Segmento Nodo Nodos en las conexiones del pozo con celdas de cuadrícula Σ F ENT > Modelo de pozo multisegmentos. Para cada nodo de segmento de un pozo, el nuevo modelo calcula el flujo total de entrada (ΣF ENT ) y el flujo total de salida (ΣF SAL ), lo que incluye cualquier flujo entre el pozo y la celda de la cuadrícula conectada en el yacimiento. Suponiendo una simulación de petróleo negro de tres fases, hay tres ecuaciones de conservación de masa y una ecuación de caída de presión asociadas con cada segmento del pozo. Durante la simulación, las ecuaciones del pozo se resuelven junto con las otras ecuaciones del yacimiento para determinar la presión, las tasas de flujo y la composición en cada segmento. otra parte de 1 hora que es en serie por naturaleza. Para este ejemplo, la ley de Amdahl plantea que sin importar cuántos procesadores se asignen a la parte paralela del cálculo, el tiempo de ejecución mínimo no puede ser menor que una hora. Debido al efecto de las comunicaciones en serie, en la simulación de yacimientos, hay con frecuencia una cantidad óptima de procesadores para un problema dado. Aunque el manejo de datos y las partes de ordenamiento y limpieza del sistema son las razones principales para un alejamiento del estado ideal, hay otras razones. Éstas incluyen el equilibrio de carga entre los procesadores, el ancho de banda y los problemas relacionados con la congestión y los retardos dentro de las diversas partes del sistema. Los problemas de simulación de yacimientos destinados a la solución en paralelo deben usar software y hardware diseñados específicamente para la operación en paralelo. La nueva generación Desde el año 2, un ingeniero petrolero podía escoger entre un número de simuladores de yacimientos. Los simuladores eran lo suficientemente numerosos como para que el SPE soportara proyectos frecuentes para compararlos. 17 Aunque los simuladores difieren entre sí, sus estructuras tienen raíces comunes, que están en la computación en serie y la base de las cuadrículas sencillas. Un ejemplo de este tipo de simulador de yacimientos es el simulador ECLIPSE. 18 El simulador ECLIPSE ha sido un hito durante 25 años y se ha actualizado continuamente para manejar una Nodos en la unión del ramal Σ F SAL Oilfield Review WINTER 11/12 Intersect Fig. 4_2 ORWNT11/12-INT 4 Pozo Σ F SAL Σ F ENT variedad de características de yacimientos. Sin embargo, los simuladores de yacimientos, al igual que los microprocesadores, han alcanzado un punto en el cual las herramientas familiares del pasado pueden resultar poco apropiadas para algunos retos actuales del desarrollo de campos. Los científicos han desarrollado nuevas herramientas de yacimientos (los simuladores de la nueva generación) para ampliar la tecnología y manipular la mayor complejidad actualmente presente en los yacimientos petrolíferos. Estos simuladores aprovechan varias tecnologías nuevas que incluyen la computación paralela, técnicas de cuadriculación avanzadas, ingeniería de software moderna y el hardware de alto rendimiento de las computadoras. La elección entre los simuladores de la nueva generación y las versiones anteriores está determinada por la complejidad del campo y las necesidades del negocio. Se deben tener en cuenta las herramientas de la nueva generación si las necesidades del yacimiento precisan de una mayor cantidad de celdas para capturar una geología compleja, si tiene extensos refinamientos locales de la cuadrícula o si tiene un elevado contraste de permeabilidad. Además de manejar campos de mayor complejidad, el simulador de nueva generación provee al operador una ventaja importante: la velocidad. Muchas simulaciones de yacimientos involucran cálculos difíciles que pueden tomar horas o días para llegar a su finalización utilizando herramientas anteriores. Los simuladores de la nueva generación pueden reducir los tiempos de cálculo en yacimientos complejos en un orden de magnitud o más. Esto permite a los operadores tomar decisiones con respecto al desarrollo del campo en tiempo y con confiabilidad, maximizando de esa forma el valor y reduciendo el riesgo. Ejecuciones más cortas llevan a mayor cantidad de ejecuciones, lo que a su vez lleva a que los operadores tengan una mejor comprensión del yacimiento y del impacto de las incertidumbres geológicas. El menor tiempo de las ejecuciones también permite que el simulador se utilice de manera más dinámica: puede evaluar situaciones de desarrollo y optimizar diseños a medida que se cuenta con datos e información nuevos. Una de las herramientas de nueva generación disponibles ahora, el simulador de yacimientos INTERSECT, es el resultado del esfuerzo de colaboración entre Schlumberger y Chevron que se inició a fines de Total, que también colaboró en el proyecto desde 24 hasta 211, asistió a los investigadores en el desarrollo de las capacidades térmicas del software. Siguiendo a la fase de investigación y a una fase subsiguiente de desarrollo, Schlumberger lanzó al mercado el simulador INTERSECT a fines de 29. Este sistema integra varias tecnologías nuevas en un único paquete. 17. Christie MA y Blunt MJ: Tenth SPE Comparative Solution Project: A Comparison of Upscaling Techniques, artículo SPE 66599, presentado en el Simposio de Simulación de Yacimientos de la SPE, Houston, de febrero de Pettersen Ø: Basics of Reservoir Simulation with the Eclipse Reservoir Simulator, Bergen, Noruega: Universidad de Bergen, Departamento de Matemáticas, notas de conferencias (26), doc/ /basics-of-reservoir-simulation (con acceso el 13 de septiembre de 211). 19. DeBaun D, Byer T, Childs P, Chen J, Saaf F, Wells M, Liu J, Cao H, Pianelo L, Tilakraj V, Crumpton P, Walsh D, Yardumian H, Zorzynski R, Lim K-T, Schrader M, Zapata V, Nolen J y Tchelepi H: An Extensible Architecture for Next Generation Scalable Parallel Reservoir Simulation, artículo SPE 93274, presentado en el Simposio de Simulación de Yacimientos de la SPE, Houston, 31 de enero a 2 de febrero de 25. Para otro ejemplo de un simulador de la nueva generación: Dogru AH, Fung LSK, Middya U, Al-Shaalan TM, Pita JA, HemanthKumar K, Su HJ, Tan JCT, Hoy H, Dreiman WT, Hahn WA, Al-Harbi R, Al-Youbi A, Al-Zamel NM, Mezghani M y Al-Mani T: A Next-Generation Parallel Reservoir Simulator for Giant Reservoirs, artículo SPE , presentado en el Simposio de Simulación de Yacimientos de la SPE, The Woodlands, Texas, 2-4 de febrero de Youngs B, Neylon K y Holmes J: Multisegment Well Modeling Optimizes Inflow Control Devices, World Oil 231, no. 5 (1 de mayo de 21): Holmes JA, Byer T, Edwards DA, Stone TW, Pallister I, Shaw G y Walsh D: A Unified Wellbore Model for Reservoir Simulation, artículo SPE , presentado en la Conferencia Técnica y Exhibición Anual de la SPE, Florencia, Italia, de septiembre de DeBaun y colaboradores, referencia Weisstein FW: Traveling Salesman Problem, Wolfram MathWorld, Traveling SalesmanProblem.html (con acceso el 12 de octubre de 211). 8 Oilfield Review

11 Éstas incluyen un nuevo modelo de pozo, una cuadriculación avanzada, un fundamento de computación paralela escalable, un algortimo de solución (solucionador) lineal eficiente y un manejo eficaz del campo. Para comprender completamente este simulador, es instructivo examinar cada una de estas partes, comenzando con el nuevo modelo para pozos. Modelo de pozos multisegmentos El simulador INTERSECT utiliza un nuevo modelo de pozos multisegmentos para describir el flujo de fluidos en el pozo. 2 Los pozos se han hecho más complejos a través de los años y los modelos que los describen deben reflejar su diseño actual y ser capaces de manejar una variedad de situaciones y equipamientos diferentes. Éstos incluyen pozos multilaterales, dispositivos de control de flujo entrante, secciones horizontales, pozos desviados y flujo anular. Los modelos de pozos convencionales anteriores trataban el pozo como un tanque mezclador que tenía una composición uniforme de fluido y los modelos reflejaban así el flujo total entrante hacia el pozo. El nuevo modelo multisegmentos supera este método de aproximación, permitiendo que cada ramal produzca una mezcla diferente de fluidos. Este modelo de pozo proporciona una descripción detallada de las condiciones del fluido del pozo mediante la división del mismo en una cantidad de segmentos unidimensionales. Cada segmento consta de un nodo de segmento y una tubería de segmento y puede tener cero, una o más conexiones con las celdas de la cuadrícula del yacimiento (página anterior). Un nodo de segmento está posicionado en el extremo más alejado del cabezal del pozo y su tubería representa la trayectoria del flujo desde el nodo del segmento hasta el nodo del segmento siguiente en dirección al cabezal del pozo. La cantidad de tuberías y nodos del segmento definidos para un pozo dado está limitada solamente por la complejidad del pozo del cual se está creando el modelo en particular. Es posible posicionar nodos de segmento en puntos intermedios a lo largo del pozo donde cambien la geometría de las tuberías o el ángulo de inclinación. Se pueden definir segmentos adicionales para representar válvulas o dispositivos de control de flujo entrante. La cantidad óptima de segmentos para un pozo dado depende de un punto medio entre la velocidad y la precisión de la simulación numérica. Una ventaja del modelo multisegmentos es su flexibilidad en la manipulación de una variedad de configuraciones de pozos, que incluyen pozos laterales y de alcance extendido. El modelo también maneja diferentes tipos de dispositivos de control de flujo entrante, empacadores y flujo anular. Cuadrícula de yacimiento estructurada Cuadrícula de yacimiento no estructurada > Cuadrículas de yacimientos. Los simuladores de yacimientos pueden disponer la cuadrícula en un patrón estructurado (arriba a la izquierda) o como un patrón no estructurado (abajo a la derecha). Las cuadrículas estructuradas tienen celdas hexaédricas (cúbicas) dispuestas en orden uniforme y repetible. Las cuadrículas no estructuradas constan de celdas poliédricas que tienen cualquier cantidad de caras y pueden tener un ordenamiento no discernible. Ambos tipos de cuadrículas dividen el espacio del yacimiento sin separaciones ni superposiciones. Las cuadrículas estructuradas con muchos refinamientos locales de cuadrículas alrededor de los pozos se tratan usualmente como no estructuradas. De manera similar, cuando hay una gran cantidad de fallas en una cuadrícula estructurada, ésta se convierte en no estructurada como resultado de las conexiones no adyacentes creadas. El nuevo modelo de pozo multisegmentos es, sin embargo, sólo el comienzo de la historia del simulador INTERSECT y de otros como él. El siguiente paso divide el yacimiento en áreas más pequeñas, llamadas dominios. Dominios y un solucionador escalable paralelo El cálculo del flujo dentro del yacimiento es la parte más difícil de la simulación, incluso para simuladores que utilicen hardware de computación paralela. La cantidad de celdas potenciales del yacimiento es muchas veces mayor que la cantidad de procesadores disponibles. Es natural hacer este cálculo en paralelo dividiendo la cuadrícula del yacimiento en áreas llamadas dominios y asignando a cada una un procesador separado. La partición de una cuadrícula cartesiana estructurada en segmentos que contengan iguales cantidades de celdas, al mismo tiempo que se minimiza su área superficial, puede ser un proceso directo. Sin embargo, la partición de cuadrículas no estructuradas reales es más difícil (arriba). Deben utilizarse cuadrículas realistas para crear modelos de la naturaleza heterogénea de un yacimiento que Oilfield Review WINTER 11/12 Intersect Fig. 5 ORWNT11/12-INT 5 Pozo tenga fallas y horizontes complejos. Las cuadrículas también deben tener suficiente detalle para delinear irregularidades tales como frentes de agua, irrupción de gas, frentes térmicos y conificación cerca de los pozos. Estas irregularidades se capturan usualmente mediante el uso de refinamientos locales de las cuadrículas. La partición de cuadrículas no estructuradas con estas características complejas y los numerosos refinamientos locales son difíciles; para abordar esto, los simuladores de la nueva generación utilizan típicamente algoritmos de partición. 21 El objetivo de la partición de la cuadrícula no estructurada es dividirla en una cantidad de segmentos, o dominios, que representen iguales cargas de computación en cada uno de los procesadores paralelos. El cálculo de la partición óptima para cuadrículas no estructuradas es difícil y la solución está muy lejos de ser intuitiva. La partición del yacimiento es similar al problema del viajante de comercio de las matemáticas combinatorias, que busca determinar la ruta más corta que permita sólo una visita a cada ciudad de un grupo de ciudades. 22 A diferencia del viajante de comercio, Volumen 23, no.4 9

12 quien está preocupado solamente por la minimización de su tiempo de viaje, la partición del yacimiento debe guiarse por la física del problema. Con este fin, el simulador INTERSECT emplea el algoritmo de partición de yacimientos ParMETIS. 23 Las ventajas de dividir una cuadrícula de yacimiento complejo para equilibrar la carga de trabajo en paralelo se hacen obvias al considerar la simulación del campo Gullfaks en el sector noruego del Mar del Norte. 24 Cantidad de filas Cuadrícula no estructurada del campo Gullfaks > Descomposición en dominios del campo Gullfaks. La naturaleza de gran cantidad de fallas del campo Gullfaks y la cantidad de pozos y su complejidad dan como resultado complicados patrones de comunicación y drenaje. El simulador toma en cuenta estos factores y desarrolla una cuadrícula compleja no estructurada en preparación de la partición (izquierda). Las líneas negras finas definen las fronteras de las celdas individuales; las líneas verticales (magenta) representan los pozos. Los diferentes colores denotan niveles variables de saturación de petróleo, desde alto (rojo) a bajo (azul). Esta cuadrícula no estructurada está dividida en ocho dominios usando un algoritmo de partición para una simulación con ocho procesadores (derecha). En el yacimiento dividido, diferentes colores denotan los dominios individuales. En la figura, aparecen sólo siete colores, un dominio está en el lado inferior del yacimiento y no puede verse desde este ángulo. El criterio principal para la partición del dominio es lograr una carga computacional igual para cada uno de los procesadores paralelos Ecuaciones para otras conexiones del yacimiento Ecuaciones para celdas vecinas más cercanas Ecuaciones para pozos Oilfield Review WINTER 11/12 Intersect Fig. 6 ORWNT11/12-INT 6 División en dominios del campo Gullfaks El campo Gullfaks, descubierto en 1979 y operado por Statoil, es un yacimiento marino complejo que tiene 16 pozos que producen alrededor de 3 m 3 /d [189 bbl/d] de petróleo. 25 Este campo tiene muchas fallas con pozos desviados y horizontales que cruzan las fallas. Una simulación INTERSECT de este campo desarrolló varias divisiones de dominios de manera que pudieran evaluarse diferentes cantidades de procesadores en paralelo para equilibrar la carga (arriba). Cuando Cantidad de columnas Cantidad de columnas > Estructura matricial. Una matriz de las ecuaciones de simulación del yacimiento linealizadas es típicamente dispersa y asimétrica (izquierda). Los espacios no marcados representan las posiciones de la matriz sin ecuaciones, mientras que cada punto representa la derivada de una ecuación con respecto a una variable (derecha). Los nueve puntos dentro del cuadrado rojo (derecha) representan ecuaciones de conservación de masa para las fases gas, agua y petróleo. Los puntos fuera de la diagonal (izquierda) representan ecuaciones para conexiones entre celdas y sus celdas vecinas en capas adyacentes. Los puntos cercanos a los ejes vertical y horizontal (izquierda) representan las ecuaciones del pozo. Cantidad de filas se compara con una simulación ECLIPSE del campo Gullfaks utilizando ocho procesadores, el método INTERSECT disminuyó el tiempo de computación en un factor mayor de cinco. Las ejecuciones con cantidades mayores de procesadores mostraron mejoras similares y confirmaron la escalabilidad de la simulación. La partición apropiada del dominio es sólo parte de la historia de la simulación de la nueva generación. Una vez que las celdas del yacimiento se dividen para equilibrar la carga de trabajo en los procesadores en paralelo, el modelo debe resolver numéricamente un gran conjunto de ecuaciones del yacimiento y de pozos. Estas ecuaciones para el yacimiento y para los pozos forman una gran matriz muy poco poblada (izquierda, extremo inferior). Aunque las ecuaciones generadas en el simulador son asequibles para la computación en paralelo, con frecuencia son difíciles de resolver. Varios factores contribuyen con esta dificultad, lo que incluye las grandes dimensiones de los sistemas, coeficientes anisotrópicos discontinuos, asimetrías, pozos acoplados y cuadrículas no estructuradas. Las ecuaciones de simulación resultantes exhiben características mixtas. Las ecuaciones del campo de presión tienen interacción de largo alcance y tienden a ser elípticas, mientras que las ecuaciones de saturación o balance de masa tienden a tener más dependencia local y son hiperbólicas. El simulador INTERSECT usa un solucionador eficiente desde el punto de vista informático para alcanzar una solución escalable de estos sistemas de ecuaciones. 26 Se basa en preacondicionar las ecuaciones para hacerlas más fáciles de resolver numéricamente. El preacondicionamiento algebraico descompone el sistema en subsistemas que luego se manipulan según 23. Karypis G, Schloegel K y Kumar V: ParMETIS Parallel Graph Partitioning and Sparse Matrix Ordering Library, (con acceso el 7 de julio de 211). Karypis G y Kumar V: Parallel Multilevel k-way Partitioning Scheme for Irregular Graphs, SIAM Review 41, no. 2 (junio de 1999): Fjerstad y colaboradores, referencia Hesjedal A: Introduction to the Gullfaks Field, introduksjon. html (con acceso el 26 de septiembre de 211). 26. Cao H, Tchelepi HA, Wallis J y Yardumian H: Parallel Scalable Unstructured CPR-Type Linear Solver for Reservoir Simulation, artículo SPE 9689, presentado en la Conferencia Técnica y Exhibición Anual de la SPE, Dallas, 9-12 de octubre de El solucionador lineal consume una parte significativa de los recursos del sistema. En un caso INTERSECT típico, el solucionador puede usar un 6% del tiempo de la unidad central de procesamiento (CPU). 28. Guyaguler B, Zapata VJ, Cao H, Stamati HF y Holmes JA: Near-Well Subdomain Simulations for Accurate Inflow Performance Relationship Calculation to Improve Stability of Reservoir-Network Coupling, artículo SPE 14127, presentado en el Simposio de Simulación de Yacimientos de la SPE, The Woodlands, Texas, de febrero de Oilfield Review

13 sus características particulares para facilitar la solución. Las ecuaciones resultantes del yacimiento se resuelven numéricamente mediante técnicas iterativas hasta que se alcanza la convergencia para todo el sistema, incluso los pozos y las instalaciones de superficie (derecha). 27 El solucionador proporciona mejorías significativas en la escalabilidad y el desempeño cuando se lo compara con los simuladores actuales. Una ventaja importante de este solucionador altamente escalable es su capacidad para manejar cuadrículas estructuradas y no estructuradas en un marco de trabajo general para una variedad de situaciones de campo (derecha, extremo inferior). Flujo de trabajo del manejo del campo Uno de los componentes del simulador INTERSECT es un mejor flujo de trabajo para el manejo del campo. Las tareas de manejo del campo incluyen el diseño de instalaciones de superficie y sus modificaciones, análisis de sensibilidad y evaluaciones económicas. Tradicionalmente, las tareas de manejo del campo se han distribuido entre los diferentes simuladores e incluyen un simulador de yacimientos, un simulador de instalaciones de proceso y un simulador económico. El aislamiento de los simuladores en el flujo de trabajo tradicional tiende a producir planes de manejo del campo por debajo de lo óptimo. El módulo de manejo del campo (FM) del simulador INTERSECT aborda las debilidades de los métodos tradicionales con una colección de herramientas, algoritmos, lógica y flujos de trabajo que permiten que todos los simuladores diferentes se acoplen y se ejecuten de manera coordinada. Esto proporciona una gran flexibilidad; por ejemplo, el módulo permitiría que dos yacimientos de gas marinos aislados se vincularan a una única instalación de procesamiento de superficie para la creación del modelo y su evaluación. 28 En el nivel superior, el módulo ejecuta una o más estrategias que son el punto focal de todo el marco de trabajo. Las estrategias, que son una lista de instrucciones y una acción de equilibrio opcional, pueden abarcar una amplia variedad de situaciones que podrían afectar la producción. Estas estrategias pueden incluir factores que afecten la capacidad de entrega subterránea, tales como el desempeño del yacimiento, el desempeño del pozo y los métodos de recuperación. Otras estrategias que afecten la producción pueden incluir la capacidad de la superficie y la viabilidad económica. Después de que se selecciona la estrategia, el módulo de manejo del campo emplea herramientas para crear una representación topológica completa del campo, incluyendo pozos, terminaciones y dispositivos de control de flujo entrante. Una vez establecida la estrategia y definida la topología del campo, el módulo utiliza objetivos y límites de operación para establecer acciones de Tolerancia Tiempo de ejecución en 16 procesadores Tiempo de ejecución en n procesadores Residual, R(x) V t r φ( ρo S o x i + ρ g S g y i + ρ w S w W _ i = (qo + q g + q w ) + xyz p _ Pc _ o x kr Tρ o i ( go γo Z + µo xyz ( p _ g y kr g Tρ i µ γ g Z + g xyz ( p _ Pc _ go Pcwo _ w w kr w Tρ i µ γ w Z w ( ( ( Oilfield Review WINTER 11/12 Intersect Fig. 8 ORWNT11/12-INT 8 balanceo del pozo y cambios potenciales de la topología del campo. Una característica del flujo de trabajo de manejo del campo es la capacidad para x n x 2 x 1 x Solución de la variable x > Solución numérica. El conjunto completo de las ecuaciones fundamentales del yacimiento pueden escribirse en forma de diferencias finitas (arriba). Estas ecuaciones describen cómo cambian en el tiempo los valores de las variables dependientes en cada celda de la cuadrícula (presión, temperatura, saturación y fracciones molares). Las ecuaciones también incluyen una cantidad de términos relacionados con las propiedades, entre ellos porosidad, volumen poroso, viscosidad, densidad y permeabilidad (consulte DeBaun y colaboradores, referencia 19). La solución numérica de este gran conjunto de ecuaciones se efectúa mediante el método de Newton-Raphson ilustrado en el gráfico. Se calcula una función residual R(x) que es una función de las variables dependientes en x (posición de coordenadas marcada con la línea discontinua negra) y x más un pequeño incremento (no ilustrado). Esto permite calcular una derivada o línea tangencial (negra), que al extrapolarla, predice el valor que tomará cuando el residual vaya a cero en x 1. Se calcula otra derivada en x 1 que predice el valor del residual cuando vaya a cero en x 2. Este procedimiento se efectúa de modo iterativo hasta que los valores calculados sucesivos de R(x) coincidan con alguna tolerancia especificada. La ubicación de los puntos en la intersección de la línea de la derivada y su valor correspondiente de x describe la trayectoria del residual en la medida que cambia con cada iteración sucesiva (roja). Escalamiento ideal Campo de petróleo de carbonato fracturado Campo supergigante con muchas fallas Campo supergigante marino Campo grande de de gas condensado Campo de petróleo grande en tierra Campo de petróleo con muchas fallas Cantidad de procesadores, n > Escalabilidad de la simulación INTERSECT. Este sistema de simulación se ha utilizado en una variedad de situaciones de campos marinos y terrestres que incluyen grandes campos de gas condensado y campos con fallas significativas. La escalabilidad (medida como el tiempo de ejecución en 16 procesadores dividido por el tiempo de ejecución en n procesadores, o aceleración) se calcula como una función de la cantidad de procesadores. La línea recta diagonal (de trazos) representa el escalamiento ideal. ( Volumen 23, no.4 11

14 Yacimiento A, utilizando el simulador de yacimientos ECLIPSE Campo Gorgon Unión del ducto Planta de LNG Ducto de Gorgon Ducto existente Campo IO/Jansz Manejo del campo INTERSECT Isla Barrow Oilfield Review WINTER 11/12 Intersect Fig. 1 ORWNT11/12-INT 1 controlar múltiples simuladores ejecutándose en máquinas y sistemas operativos diferentes y en ubicaciones diferentes (abajo). Chevron y sus socios utilizaron el simulador INTERSECT en el desarrollo de campo de un importante proyecto de gas de la costa de Australia. La gran erogación de capital concebida para este proyecto requería un simulador de última generación que pudiera ejecutar los casos de manera rápida en cuadrículas grandes no estructuradas caracterizadas por una geología altamente heterogénea. Simulador de red de superficie Gasoducto de gas natural de Dampier a Bunbury km millas 5 > Proyecto Gorgon, frente a las costas de Australia. El proyecto Gorgon incluye los campos de gas submarinos de Gorgon e IO/Jansz que se encuentran a una distancia de entre 15 y 22 km [93 a 137 mi] del continente. El gas se transporta desde los campos mediante sistemas de tuberías submarinas (negras) hacia la Isla Barrow, a alrededor de 5 km de la costa. Allí, se manipula el gas crudo para eliminar el CO 2 y, luego, se licúa en forma de gas natural licuado (LNG) para exportarlo mediante buques tanque o se transporta hacia el continente mediante tuberías para uso local. En el continente, el gas procedente de la Isla Barrow se transporta a través de tuberías existentes (azul) que recolectan el gas procedente de otras áreas de producción cercanas. 5 Yacimiento B, utilizando el simulador de yacimientos INTERSECT > Interacción de múltiples yacimientos. El módulo de manejo del campo (FM) puede vincular los yacimientos A y B independientes y las instalaciones de superficie (centro) mediante enlaces de red. En este ejemplo, el yacimiento A (abajo a la izquierda) está utilizando el simulador ECLIPSE en una omputadora de escritorio con Microsoft Windows mientras que el yacimiento B (abajo a la derecha) está utilizando el sistema INTERSECT en un agrupamiento paralelo Linux. El simulador de la red de superficie, que se está ejecutando en una computadora de escritorio con Microsoft Windows, está manejando instalaciones de superficie para esta red (arriba a la derecha). El módulo FM (arriba) que controla todos estos simuladores, puede ser una computadora de escritorio o una computadora central local. A U S T R A L I A Mejores decisiones, menos incertidumbres El proyecto Gorgon (un emprendimiento conjunto de Chevron, Royal Dutch Shell y ExxonMobil) producirá LNG para la exportación desde grandes campos frente a la costa del noroeste de Australia. 29 Este proyecto tomará gas submarino de los campos Gorgon e IO/Jansz y lo transportará por tuberías submarinas hacia la Isla Barrow a alrededor de 5 km [31 mi] de la costa (izquierda, extremo inferior). Chevron (el operador) está construyendo una planta de LNG de 15 millones de toneladas inglesas [15,2 millones de toneladas métricas] en la Isla Barrow a fin de preparar el gas para exportarlo a clientes de Japón y Corea. Los ingenieros de Chevron sabían que uno de los retos sería deshacerse de los altos niveles de CO 2 separados del gas crudo. 3 Chevron resolverá este reto eliminando el CO 2 en la planta de LNG y enterrándolo a gran profundidad debajo de la superficie de la Isla Barrow (próxima página, arriba). Gorgon podrá inyectar 6,2 millones de m 3 /d [22 MMpc/d] de CO 2 utilizando nueve pozos de inyección dispersados por los tres centros de perforación de la Isla Barrow. Con miles de millones de capital y posibles ingresos por el LNG en juego, Chevron y sus socios comprendieron desde el inicio que los ingenieros que desarrollan el portafolio de negocios necesitarían saber cuánto rendiría el proyecto y por cuánto tiempo. La creación de modelos y la simulación de yacimientos extensos fueron las soluciones a este reto. Algunas de las simulaciones de Chevron en un simulador en serie interno con los modelos de cuadrícula de las formaciones individuales de Gorgon estaban demorando de 13 a 17 horas por ejecución. A comienzos del proyecto, Chevron decidió que sería necesaria la migración hacia el simulador INTERSECT para el desarrollo oportuno del proyecto. Aunque algunos modelos por computadora requieren una cantidad mínima de datos de entrada, no se puede decir lo mismo de los simuladores de yacimientos. Estos simuladores emplean grandes conjuntos de datos y, generalmente, utilizan migradores construidos de ex profeso para trasladar los datos de un simulador a otro. Para Gorgon, Chevron utilizó software interno de migración para transformar la entrada de su simulador interno en el correspondiente conjunto de datos de entrada para INTERSECT. Estos datos se utilizaron para desarrollar coincidencias de series históricas en centros de datos en Houston y en San Ramón, California, Estados Unidos. 31 Los resultados de estos casos demostraron que ambos simuladores estaban produciendo resultados equivalentes, aunque tomando cantidades muy diferentes de tiempo de CPU para hacerlo. Este proceso se repitió en agrupamientos de computación en paralelo de elevado desempeño en el centro de operaciones de Chevron en Perth, Australia Occidental, Australia. 12 Oilfield Review

15 Cuando los equipos de proyecto de Chevron en Australia comenzaron la planificación avanzada del proyecto, el simulador INTERSECT redujo los tiempos de simulación en más de un orden de magnitud. En una simulación de un campo de gas de Gorgon con 15 pozos y cuadrículas con 287 celdas, los tiempos de ejecución con el simulador interno fueron de seis a ocho horas, mientras que el sistema INTERSECT redujo los tiempos de ejecución a menos de 1 minutos con excelente escalabilidad. Además de esta simulación, Chevron ha utilizado el simulador INTERSECT en otros campos del área Gorgon, que incluyen Wheatstone, IO/Jansz y West Tryal Rocks. Tanto los modelos de petróleo negro como los composicionales se han estado utilizando con cuadrículas que varían desde 45 hasta 1,4 millones de celdas. Los tiempos de simulación de INTERSECT en estos casos, utilizando el agrupamiento Perth, variaron de 2 minutos a 2 minutos, según el caso. La simulación de yacimientos de última generación en modelos a escala geológica con breves tiempos de ejecución ha mejorado el análisis de las decisiones y el manejo de incertidumbres en Gorgon. Separación del CO2 Planta de LNG Producto LNG Levantamientos Pozos de sísmicos vigilancia CO2 Campos de gas del proyecto Gorgon Eliminación del CO2 > Eliminación del CO2. A medida que se extrae el gas natural proveniente de los diferentes yacimientos del proyecto Gorgon (izquierda), se lo alimenta a una instalación de separación de CO2 ubicada cerca de la planta de LNG (centro). El gas natural separado (anaranjado) fluye hacia la licuación y a una planta de gas local asociada (no ilustrada), mientras que el CO2 extraído (azul) se comprime y se inyecta en un acuífero salino no utilizado a 2.5 km [1.6 mi] por debajo de la superficie para su eliminación. Las condiciones de la formación de almacenamiento de CO2 son monitoreadas mediante levantamientos sísmicos y pozos de vigilancia (derecha). Reducción del tiempo de simulación La reducción del tiempo de ejecución de la simulación de yacimientos fue también un factor clave para Total en su proyecto de arenas petrolíferas de Surmont en Canadá. Surmont, ubicado en el área de arenas petrolíferas de Athabasca, a alrededor de 6 km [37 mi] al sudeste de Fort McMurray, Alberta, Canadá, es un emprendimiento conjunto entre ConocoPhillips Canadá y Total E&P Canadá (derecha).32 El proyecto se inició en 27 con una producción de m3/d [27 bbl/d] de petróleo pesado; y se espera que alcance la plena capacidad de m3/d [14 bbl/d] en el 212. En Surmont, el bitumen altamente viscoso del yacimiento no consolidado se produce mediante drenaje gravitacional asistido por vapor (SAGD). En este proceso, se inyecta vapor a través de un pozo horizontal y el bitumen caliente se obtiene por gravedad desde un pozo de producción horizontal para- lelo, ubicado por debajo del pozo inyector. Típicamente, se asocia una cámara de vapor con cada inyector y con cada pozo de producción, y un desarrollo SAGD consta de varios pares de pozos adyacentes. Desde un punto de vista de las simulaciones, al comienzo de las operaciones SAGD, las cámac A N A D Á ras de vapor individuales son independientes entre sí y las simulaciones pueden ejecutarse E U A sobre pares SAGD individuales. A medida que avanza el calentamiento y el drenaje, esta independencia entre los pares de pozos cesa debido a km 2 las comunicaciones de presión, la canalización del millas 2 gas y las interacciones de los acuíferos. La inclusión de todos los pares de pozos en un desarrollo SAGD típico lleva rápidamente a modelos de varios millones de celdas que no podrían ejecufort McMurray tarse en un marco de tiempo razonable con simusurmont ladores térmicos comerciales.33 Total optó por el Arenas petrolíferas simulador de nueva generación INTERSECT para de Athabasca modelar la operación de nueve pares SAGD del campo completo en Surmont. Oilfield ReviewA l b e r t a El modelo describe un yacimiento de arenas WINTER 11/12 petrolíferas con una viscosidad del petróleo Intersect de Fig. 12 1,5 millones mpa.s [1,5 millones cp] y 1,7 millones ORWNT11/12-INT 12 Edmonton de bloques de cuadrículas con propiedades heterogéneas de celdas.34 El modelo incluye fuentes de calor externas y sumideros para describir la interaccalgary ción con el material de la sobrecapa y la subcapa. 29. Flett M, Beacher G, Brantjes J, Burt A, Dauth C, Koelmeyer F, Lawrence R, Leigh S, McKenna J, Gurton R, Robinson WF y Tankersley T: Gorgon Project: Subsurface Evaluation of Carbon Dioxide Disposal Under Barrow Island, artículo SPE , presentado en la Conferencia y Exhibición de Petróleo y Gas del Pacífico Asiático de la SPE, Perth, Australia Occidental, Australia, 2-22 de octubre de El gas crudo procedente de los campos Gorgon tiene alrededor de 14% de CO Para garantizar que dos simuladores de yacimientos estén produciendo resultados equivalentes, un usuario puede emplear una técnica conocida como coincidencia de series históricas. Cada simulador ejecutará el mismo caso y se compararán las cifras de producción de petróleo o gas en función del tiempo. Si coinciden, los dos casos se consideran equivalentes. Esta técnica puede utilizarse también para calibrar un simulador para un campo cuando haya datos de producción a largo plazo disponibles. 32. Handfield TC, Nations T y Noonan SG: SAGD Gas Lift Completions and Optimization: A Field Case Study at Surmont, artículo SPE/PS/CHOA , presentado en el Simposio Internacional de Operaciones Térmicas y Petróleo Pesado de la SPE, Calgary, 2-23 de octubre de Total probó inicialmente un simulador térmico comercial para crear modelos de las operaciones en Surmont. Los tiempos de ejecución del caso fueron muy largos (45 horas) lo que hacía impracticable esta vía. 34. El petróleo se modela utilizando dos seudocomponentes, uno ligero y uno pesado. Volumen 23, no.4 > Proyecto Surmont. El proyecto de arenas petrolíferas Surmont está ubicado al sudeste de Fort McMurray, Alberta, Canadá, dentro de la mayor área de arenas petrolíferas de Athabasca. Dependiendo de la topografía y de la profundidad de los estratos de sobrecarga, las arenas petrolíferas de Athabasca pueden explotarse mediante minería de superficie o por procesos asistidos por vapor tales como el método SAGD. Oilfield Review WINTER 11/12 Intersect Fig

16 Los pozos productores se controlan mediante una máxima tasa de inyección de vapor y de producción de líquido, y una mínima presión del fondo del pozo (BHP). Los pozos inyectores se controlan mediante la máxima tasa de inyección y un BHP máximo. Se utilizó el sistema INTERSECT para crear modelos de los primeros tres años de las operaciones SAGD en Surmont en un agrupamiento de computadoras en paralelo. Para probar su velocidad y escalabilidad, se utilizó el software en diferentes configuraciones de hardware en paralelo que variaron entre 1 y 32 procesadores. Estas pruebas demostraron la capacidad de esta aplicación para manejar este gran modelo heterogéneo con la rapidez suficiente para sustentar decisiones de operación. Por ejemplo, utilizando 16 procesadores el simulador INTERSECT ejecutó el caso Surmont en 2,6 horas. 35 La escalabilidad paralela también es buena, 1 veces más rápida con 16 procesadores comparada con una ejecución en serie. Además de la predicción del comportamiento del flujo a partir de las operaciones SAGD, el sistema también puede proveer información acerca de perfiles de variables importantes tales como la presión y la temperatura en las cámaras de vapor (izquierda). En preparación para el despliegue total de la tecnología INTERSECT en Surmont, Total está confirmando estos resultados en la versión más reciente del simulador > Cámaras de vapor. Las nueve cámaras de vapor de Surmont están ubicadas a una profundidad de 3 m [984 pies] cerca del fondo del yacimiento de arenas petrolíferas. Estas cámaras tienen una separación lateral de alrededor de 1 m [328 pies] y una longitud de casi 1 m [3 281 pies]. Cada cámara tiene un par de pozos, un inyector de vapor (magenta) y un pozo de producción paralelo (no mostrado). La simulación INTERSECT de un proceso térmico tal como el método SAGD también proporciona información acerca de los perfiles de temperatura en las cámaras de vapor. En Surmont, la temperatura varía desde más de 23 C [446 F] (áreas rojas) en el núcleo de la cámara hasta la temperatura ambiente en la periferia (áreas azules). Las separaciones en el sentido longitudinal de las cámaras reflejan diferencias de permeabilidad en las arenas petrolíferas. El operador monitorea la temperatura en las cámaras de vapor durante la producción. Si bien las cámaras de vapor son relativamente pequeñas, el proceso SAGD es eficiente. Una vez que el crecimiento de la cámara alcanza la roca en la parte superior del yacimiento, la eficiencia térmica cae debido a la transferencia de calor hacia los estratos de sobrecarga. 35. Este caso usó 16 procesadores, cuatro procesadores de núcleo múltiple, cada uno con cuatro núcleos incorporados. 36. Tankersley T, Narr W, King, G, Camerlo R, Zhumagulova A, Skalinski M y Pan Y: Reservoir Modeling to Characterize Dual Porosity, Tengiz Field, Republic of Kazakhstan, artículo SPE , presentado en la Conferencia de Tecnología de los Carbonatos del Caspio de la SPE, Atyrau, Kazajstán, 8-1 de noviembre de La simulación de Tengiz también acopla los modelos de yacimiento y pozos con las instalaciones de separación de la superficie para maximizar las capacidades de la planta como parte de la planificación del desarrollo. 38. Chevron Corporation: Envisioning Perfect Oil Fields, Growing Future Energy Streams, Next*, no. 4 (noviembre de 21): 2-3. Chevron está utilizando también el sistema INTERSECT para reducir el tiempo de ejecución en modelos a escala de campos para procesos de recuperación térmica. Para más información, consulte: Lim K-T y Hoang V: A Next-Generation Reservoir Simulator as an Enabling Tool for Routine Analyses of Heavy Oil and Thermal Recovery Process, artículo de WHOC 29-43, presentado en el Congreso Mundial de Petróleo Pesado (WHOC), Puerto La Cruz, Venezuela, 3-5 de noviembre de 29. Temperatura, C Oilfield Review WINTER 11/12 Intersect Fig. 14 ORWNT11/12-INT Afifi AM: Ghawar: The Anatomy of the World s Largest Oil Field, Search and Discovery (25 de enero de 25), (con acceso el 29 de septiembre de 211). 4. Dogru y colaboradores, referencia Dogru AH, Fung LS, Middya U, Al-Shaalan TM, Byer T, Hoy H, Hahn WA, Al-Zamel N, Pita J, Hemanthkumar K, Mezghani M, Al-Mana A, Tan J, Dreiman W, Fugl A y Al-Baiz A: New Frontiers in Large Scale Reservoir Simulation, artículo SPE , presentado en el Simposio de Simulación de Yacimientos de la SPE, The Woodlands, Texas, de febrero de Dogru AH: Giga-Cell Simulation, The Saudi Aramco Journal of Technology (primavera de 211): Farber D: Microsoft s Mundie Outlines the Future of Computing, CNET News (25 de septiembre de 28) news.cnet.com/ _ html (con acceso el 4 de agosto de 211). 44. Dogru y colaboradores, referencia Bridger T: Cloud Computing Can Be Applied for Reservoir Modeling, Hart Energy E&P (1 de marzo de 211), Cloud-Computing-Be-Applied-Reservoir-Modeling_7838 (con acceso el 11 de agosto de 211). Conservación de recursos A medida que los operadores continúen adentrándose en áreas remotas en busca de recursos, los simuladores de la nueva generación estarán ahí para ayudar en la planificación y el desarrollo. Un ejemplo claro es el nuevo campo Tengiz de Chevron en la República de Kazajstán, en la costa del Mar Caspio. Tengiz es un campo supergigante de petróleo y gas de carbonato naturalmente fracturado con una columna de petróleo de alrededor de 1 6 m [5 25 pies] y un ritmo de producción de 79 5 m 3 /d [5 bbl/d]. 36 El campo Tengiz es extenso, cubre un área de alrededor de 44 km 2 [17 mi 2 ] y contiene un estimado de 4,1 miles de millones de m 3 [26 mil millones de barriles] en el lugar. El reto para Chevron en la creación del modelo de Tengiz fue la complejidad geológica del campo junto con la necesidad de reinyectar grandes cantidades de H 2 S recuperadas del flujo de producción. Esto requería la combinación de información geológica detallada con información acerca del distinto comportamiento de los diferentes flujos entre áreas fracturadas y no fracturadas del campo. Para ayudar en el manejo actual del campo y soportar el crecimiento futuro, Chevron desarrolló un caso INTERSECT que abarcaba los 116 pozos de producción. El modelo contenía 3,7 millones de bloques de cuadrículas en una cuadrícula no estructurada que incluía más de 12 fracturas. 37 Chevron ha experimentado una mayor eficiencia usando el nuevo simulador en Tengiz; las simulaciones que una vez tomaron ocho días ahora demoran ocho horas. 38 Los datos geológicos más reales llevan a una predicción más precisa de la producción, lo que permite que los ingenieros tomen mejores decisiones con respecto al desarrollo del campo. Además de su uso en el desarrollo de nuevos campos, los simuladores de la nueva generación pueden ayudar también en la recuperación de más petróleo y gas de campos maduros. 14 Oilfield Review

17 5 m 25 m 211 Google-Imagery 211 Digital Globe, GOIEYE 211 Google-Imagery 211 Digital Globe, GOIEYE > Resolución de cuadrícula. El tamaño real del área de la cuadrícula juega un papel importante en la captura de la heterogeneidad y la eliminación de errores causados por el aumento de escala. Las fotos aéreas del Coliseo de Roma ilustran este concepto. Si el área de interés es el suelo del Coliseo (cuadro de línea discontinua, arriba a la izquierda), entonces una cuadrícula de 5 m x 5 m [164 pies x 164 pies] será apropiada para capturar lo que se requiere. La elección de una cuadrícula más grande de 25 m x 25 m [82 pies x 82 pies] (cuadro de línea discontinua, a la derecha) incluye vías de acceso, calles, jardines y otras características no asociadas con el foco de interés. En el caso del Coliseo, utilizar la cuadrícula más grande para capturar propiedades asociadas con el suelo introduciría errores. Los mercados de la energía se apoyan fuertemente en los yacimientos gigantes del Medio Oriente. El más grande de estos yacimientos (Ghawar) se descubrió en 1948 y ha estado produciendo durante 6 años. 39 Ghawar es un campo grande, que mide 25 km [155 mi] de longitud por 3 km [19 mi] de ancho. La simulación de un yacimiento del tamaño de Ghawar es compleja debido al tamaño 211 Google-Imagery 211 Digital Globe, GOIEYE pequeño de la cuadrícula que debe emplearse para capturar las heterogeneidades vistas en los datos sísmicos de alta resolución. La utilización de cuadrículas de tamaño pequeño puede reducir los errores al pasar a escalas de menor resolución (arriba). Para manejar yacimientos del tamaño de Ghawar y los otros campos gigantes que posee, Saudi Aramco ha desarrollado un simulador de yacimientos de nueva generación. 4 En una simulación de petróleo negro de Ghawar, el modelo utilizó más de mil millones de celdas con una cuadrícula de 42 m [138 pies] y 51 capas con 1,5 m [5 pies] de separación. 41 Utilizando un sistema de computación en paralelo de grandes dimensiones, este modelo simuló 6 años de historia de producción en 21 horas. 42 Los resultados se compararon con una ejecución de simulación anterior utilizando una cuadrícula de 25 m [82 pies] y un plan de producción dado. El simulador anterior predijo que no quedaba petróleo después de una recuperación secundaria; el nuevo simulador reveló bolsones de petróleo que podrían producirse usando pozos de relleno u otros métodos. Este ejemplo muestra cómo los simuladores de la nueva generación pueden facilitar la recuperación de recursos adicionales. Aunque un objetivo principal de los simuladores de la nueva generación ha sido describir de manera más completa los yacimientos a través de cuadrículas de tamaño reducido y el cambio de escala, los científicos también están buscando otras innovaciones tecnológicas. Es inminente la aparición de mejores interfaces del usuario y nuevas opciones de hardware para la simulación de yacimientos. Estas interfaces del usuario mejoradas incorporan un concepto conocido como computación espacial. La computación espacial se apoya en procesadores de múltiples núcleos, programación paralela y una red de servidores remotos interconectados a través de Internet Oilfield para almacenar, Review administrar WINTER 11/12 y procesar datos, en lugar de un servidor local Intersect Fig. 15 (cloud computing), ORWNT11/12-INT para producir un mundo 15 virtual controlado por la voz y los gestos. 43 Este concepto se está probando para el control de las simulaciones de yacimientos de grandes dimensiones con gestos de las manos y comandos verbales en lugar de utilizar el ratón de la computadora. 44 Para probar este concepto, se equipa una habitación con cámaras y sensores conectados a grandes pantallas en las paredes y un visualizador sobre una mesa. Utilizando gestos de las manos y la voz, los ingenieros gestionan la entrada y la salida del simulador. Si es necesario, el sistema puede usarse en forma de colaboración a través de una red con ingenieros y científicos en otros lugares. Esta clase de sistema tiene vastas posibilidades, tiende a enmascarar la complejidad de los sistemas de computación y permite a los ingenieros y científicos interactuar libremente con la simulación de yacimientos. Al igual que las ideas tales como la computación espacial mejorarán la interfaz del usuario, nuevos conceptos de utilización del hardware que van más allá de los agrupamientos de computadores en paralelo en el lugar, añadirán posibilidades a la simulación de yacimientos. Los agrupamientos de computadoras en paralelo son costosos y la infraestructura asociada es compleja y difícil de mantener. Algunos operadores están descubriendo que puede ser útil utilizar cloud computing para comunicarse con múltiples agrupamientos en muchos lugares. 45 Utilizando este enfoque, el operador puede añadir capacidad al sistema cuando la situación lo exija en lugar de depender de un conjunto fijo de hardware. Este método permite al usuario comunicarse con el sistema en la Red a través de un cliente delgado tal como una computadora portátil o una tableta. Ya se han desarrollado las herramientas de creación de modelos de yacimientos utilizando esta tecnología y vendrán más. La nueva tecnología para la simulación de yacimientos está emergiendo en varios frentes. En primer lugar, están los simuladores de yacimientos de la nueva generación que producen simulaciones más precisas de campos complejos con menor tiempo de ejecución. Otras tecnologías tales como la computación espacial y cloud computing están vislumbrándose y permitirá a los científicos e ingenieros interactuar con más naturalidad con las simulaciones y potencialmente añadir capacidad de hardware a voluntad. Estos desarrollos entregarán a los operadores predicciones más precisas y esas predicciones mejoradas llevarán a mejores decisiones de desarrollos de campos. DA Volumen 23, no.4 15

18 La línea de acero marca un hito Las técnicas de intervención de pozos han dependido mucho tiempo de sistemas mecánicos e hidráulicos para la activación y medición. Como consecuencia de ello, los resultados de muchas operaciones dentro de los pozos cuyas profundidades eran frecuentemente aproximadas dependían tanto de las habilidades de los operadores como del diseño de las herramientas. Para un método de intervención, estas limitaciones se eliminaron cuando los ingenieros desarrollaron la línea de acero digital. Matthew Billingham Vincent Chatelet Stuart Murchie Roissy-en-France, Francia Morris Cox Nexen Petroleum USA Inc. Houston, Texas, EUA William B. Paulsen ATP Oil & Gas Corporation Houston, Texas Traducción del artículo publicado en Oilfield Review, Invierno de 211/212: 23, no. 4. Copyright 212 Schlumberger. Por su ayuda en la preparación de este artículo, agradecemos a Blaine Hoover, Buddy Dearborn, Chuck Esponge, Douglas Guillot y Scott Milner, Broussard, Luisiana, Estados Unidos; Farid Hamida, Rosharon, Texas; y Fabio Cecconi, Pierre-Arnaud Foucher y Keith Ross, Roissy-en-France, Francia. D-Jar, D-Set, DSL, D-Trig, FloView, GHOST, Gradiomanometer, LIVE, LIVE Act, LIVE Perf, LIVE PL, LIVE Seal, LIVE Set, PS Platform, Secure y UNIGAGE son marcas de Schlumberger Oilfield Review

19 Las operaciones con líneas de acero se han realizado en pozos de petróleo y de gas durante más de 75 años, y hasta hace muy poco, las prácticas casi no han cambiado. Los técnicos e ingenieros en el campo ejecutan las operaciones básicas dentro del pozo a través de la manipulación de las herramientas de pozo fijadas al extremo de un alambre delgado con un único filamento; este alambre se conoce como línea de acero. El nombre lo distingue de los cables conductores utilizados en líneas eléctricas o de los cables trenzados utilizados para trabajos mecánicos más pesados. Estas operaciones dentro del pozo pueden ser tan simples como la introducción de un anillo de calibración hasta la profundidad total (TD) o procedimientos más complejos para el mantenimiento del pozo y optimización de la producción, tales como la colocación o extracción de válvulas y tapones. Las operaciones también incluyen la remoción del pozo de desechos que dificultan la producción, tales como arena o parafina. Más recientemente, se han introducido dispositivos con memoria electrónica en las líneas de acero para coleccionar datos con el fin de realizar levantamientos de presiones transitorias o adquirir registros de producción. Las líneas de acero se han mantenido como una parte fundamental de la intervención en pozos debido a que son económicas, confiables, eficientes y sin complicación desde el punto de vista logístico. Se despliegan con un equipamiento compacto relativamente fácil de usar que puede moverse y ubicarse en un pozo casi de cualquier tamaño ubicado en cualquier lugar del mundo. Se pueden utilizar en todo tipo de pozos, incluyendo HPHT, con gas sulfuroso, de ángulo elevado y surgentes (con flujo natural). En ubicaciones con limitaciones de espacio o de peso, la línea de acero es frecuentemente la única opción viable para la intervención. Pero la simplicidad de la línea de acero es también el origen de sus inconvenientes. Los ingenieros la diseñaron inicialmente para ejecutar operaciones mecánicas rudimentarias. En ese tiempo, la profundidad absoluta no era una consideración esencial para tales operaciones. Los perforadores no podían colocar las herramientas con precisión y, como consecuencia de ello, era difícil verificar la ubicación precisa de una herramienta dentro del pozo. Para algunas operaciones, particularmente en las operaciones de disparos o en el asentamiento de herramientas de aislamiento, el conocimiento de la profundidad exacta de la herramienta es crítico. De manera similar, para asegurar que los instrumentos y otras herramientas sensibles no se dañen durante las operaciones de colocación o extracción, o para confirmar la acción pretendida en el pozo, con frecuencia, es imperativo ejercer una fuerza con márgenes estrechos de variación dentro del pozo. Con la utilización de la línea de acero, es imposible determinar con certeza la profundidad exacta de la herramienta ni la cantidad de fuerza ejercida. Todos los tubos, alambres y cables se dilatan en cierta medida cuando se mueven hacia adentro y hacia afuera de un pozo. La dilatación de las líneas de acero, sin embargo, es significativamente mayor que la de otros medios de transporte. Por lo tanto, las mediciones de profundidad realizadas utilizando un dispositivo mecánico y que se muestran en la superficie es posible que no representen con exactitud la ubicación de la herramienta. De hecho, la información mostrada no es una medición de la profundidad de la herramienta, sino de cuánto alambre se ha enrollado o desenrollado del tambor. En consecuencia, la precisión estándar de los sistemas de medición de profundidad con líneas de acero es de alrededor de 3 cm/3 m [1 pie/1 pies]. 1 Esta precisión, con frecuencia, es suficiente para operaciones con líneas de acero cuya profundidad se calcule que esté a algunos pocos pies de algún punto fijo de la sarta de terminación. En pozos que no tengan marcadores de fondo del pozo, el margen de error puede ser inaceptable. Los ingenieros han diseñado sistemas para corregir la dilatación así como otras variables, pero tales medidas correctivas se basan solamente en datos estimados y las operaciones sofisticadas generalmente exigen más precisión que la que podrían brindar estos sistemas. Además, la desviación del pozo podría causar inexactitudes considerables en las lecturas de indicación del peso en la superficie; estas lecturas son el único indicador de las fuerzas que se aplican dentro del pozo. Típicamente, el peso dentro del pozo se mide utilizando una celda de carga fijada al cabezal del pozo y a una polea a través de la cual se dirige la línea de acero desde el tambor hacia la parte superior del lubricador (derecha). A medida que se ha incrementado el ángulo de los pozos desviados, junto con la cantidad de dichos pozos, ha habido un aumento correspondiente en la frecuencia y el grado de imprecisión de las lecturas del peso. Tales imprecisiones en la profundidad y el peso pueden llevar a tiempos de operación extensos, o, en terminaciones de pozos más complejas, a problemas operativos. En las operaciones de disparos con líneas de acero, por ejemplo, la colocación de un cañón (pistola) a unos pocos pies por encima o por debajo de la profundidad objetivo, puede marcar la diferencia entre producir agua, petróleo o gas, o nada en absoluto. En los últimos años, los ingenieros han desarrollado numerosas mejoras al equipamiento tradicional de las líneas de acero. La mayoría de Lubricador Válvula ciega Polea Prensaestopas Árbol de válvulas Polea Celda de carga Tambor de la línea de acero > Montaje básico de la línea de acero. Una celda de carga, sujeta a una polea, se activa por la tensión del alambre que corre por la polea. La línea de acero corre desde el tambor hacia la polea, la cual lo redirige hacia arriba formando un ángulo agudo. Gira 18º por una segunda polea y se introduce en el prensaestopas desde donde penetra en el pozo a través del lubricador. La válvula ciega, que está encima del árbol de válvulas, contiene arietes opuestos (no ilustrados) que pueden cerrarse para sellarse uno contra el otro sin retirar el alambre, lo cual proporciona una barrera alternativa para la presión en el caso de que falle el mecanismo de sellado del prensaestopas. estos son cambios graduales aplicados a herramientas que funcionan con línea de acero más que en la línea en sí. Las herramientas electrónicas alimentadas por baterías, las cuales adquieren datos y los almacenan en su memoria, han Oilfield Review solucionado algunos inconvenientes WINTER 11/12 de la línea de acero relacionados con la Slickline activación Fig. y 1 la confirmación de las acciones en ORWNT11/12-SLKLN el fondo del pozo. Pero 1 una vez que estas herramientas han sido desplegadas, no proporcionan datos en tiempo real del fondo del pozo ni otorgan al operador la posibilidad de efectuar ajustes, tales como la profundidad o la temperatura a las cuales se activan los disparadores. 1. King J, Beagrie B y Billingham M: An Improved Method of Slickline Perforating, artículo SPE 81536, presentado en la XIII Muestra y Conferencia del Petróleo en el Medio Oriente de la SPE, Bahrain, 5-8 de abril de 23. Volumen 23, no.4 17

20 Como resultado de esto, las herramientas operadas por baterías no pueden resolver los inconvenientes de tiempo y eficiencia que caracterizan a muchas operaciones tradicionales con línea de acero. El intento más ambicioso de superar estos obstáculos (utilizar la propia línea de acero para enviar señales bidireccionales entre la herramienta y la superficie) ha sido realizado durante décadas. Dicha solución podría usarse para proporcionar a los operadores datos precisos sobre la profundidad de la herramienta, el estado de la herramienta, el peso dentro del pozo, la tensión del alambre y datos del fondo del pozo tales como las mediciones de presión y temperatura en tiempo real. A pesar de muchos años de esfuerzo, los fabricantes no habían podido desarrollar una solución aceptable utilizando una línea de acero con equipamiento. Eso cambió cuando los ingenieros de Geoservices, una empresa de Schlumberger, desarrollaron los servicios de líneas de acero digitales (DSL). Este artículo describe las mejoras incrporadas a las líneas de acero en la forma de herramientas con memoria y alimentadas por baterías que permiten a los ingenieros expandir las aplicaciones con líneas de acero para incluir mediciones de profundidad precisas para las operaciones de disparos y de obtención de registros de producción. También se discute acerca de la tecnología DSL, la cual es una innovación de ingeniería más que una mejora de la línea de acero. Utilizando la telemetría sobre la línea de acero, junto con herramientas electrónicas alimentadas por baterías que incorporan una memoria y una interfaz de telemetría, los servicios DSL permiten la comunicación de comandos y datos entre la superficie y el fondo del pozo sin comprometer la integridad mecánica del alambre. Estas características amplían significativamente las capacidades de la línea de acero ofreciendo al operador una correlación precisa de la profundidad, información sobre el estado de la herramienta y control de la misma en tiempo real. Esto es crítico para lograr operaciones precisas, eficientes y de bajo riesgo en operaciones mecánicas, correctivas y de medición realizadas con líneas de acero. Mejoramiento de la línea de acero Históricamente, la precisión en la medición de la profundidad ha limitado de manera crítica el alcance de las operaciones con líneas de acero que utilizan dispositivos de medición convencionales. Los factores principales que afectan la precisión de la profundidad son la dilatación elástica, la temperatura, la flotabilidad, la fricción de la línea de acero y de la sarta de herramientas contra la pared del pozo, el levantamiento y la precisión de la rueda de medición. La variedad de tamaños y materiales utilizados para la línea de acero puede tener impacto 7,1 pies [2,2 m] Herramienta GHOST Retención de gas, conteo de burbujas de gas y de líquido, calibre promedio, orientación 4,8 pies [1,5 m] Herramienta Gradiomanometer Densidad, desviación Sonda básica de medición Baterías y registrador, rayos gamma, localizador de collar de tubería de revestimiento, temperatura, presión 6,8 pies [2,1 m] Herramienta FloView Retención de agua, conteo de burbujas, centralizador, calibre promedio 13,5 pies [4,11 m] 4,2 pies [1,3 m] Portador UNIGAGE Manómetro de cuarzo 3,1 pies [,94 m] Molinete en línea bidireccional Medidor de flujo Flujo-Calibre Generador de imágenes Medidor de flujo, calibre X-Y, retención de agua, conteo de burbujas, orientación relativa, centralizador > Herramientas alimentadas por baterías. El servicio PS Platform es un conjunto de herramientas alimentadas por baterías que pueden realizar operaciones de almacenamiento en memoria y de lecturas de superficie. La herramienta de detección óptica de retención (hold-up) de gas GHOST (arriba a la izquierda), usa cuatro sondas ópticas de zafiro para medir las retenciones de gas y de líquido, conteo de burbujas, mediciones de calibre de pozo promedio y orientación. La herramienta Gradiomanometer de perfil de densidad relativa (arriba, segunda desde la izquierda) mide la densidad promedio del fluido del pozo y la desviación del pozo, de los cuales se pueden deducir las retenciones de agua, petróleo y gas. El conteo de burbujas de la herramienta de medición de retención FloView (arriba, al centro), identifica la primera entrada de fluido, la retención de agua y el conteo de burbujas e incluye un centralizador y mediciones del calibre promedio del pozo. El portador del sistema de manómetro UNIGAGE (arriba, segundo desde la derecha) contiene un medidor de cristal de cuarzo que ofrece la opción de medición de presión de alta resolución. El molinete en línea opcional (arriba a la derecha) proporciona una medición bidireccional de la velocidad del fluido dentro de las tuberías. La sonda básica de medición (inferior izquierda) proporciona datos de rayos gamma (GR) y del localizador del collar de la tubería de revestimiento (CCL) para la correlación, además de mediciones de presión y temperatura. El generador de imágenes de flujo y medidor del calibre del pozo (inferior derecha) mide la velocidad promedio del fluido, las retenciones de agua e hidrocarburos y el conteo de burbujas a partir de cuatro sondas independientes. También proporciona mediciones de calibre de doble eje X-Y y mediciones relativas de la orientación. Las mediciones de desviación y del acelerómetro proporcionan la corrección por desviación de la densidad de flujo medida. también en las lecturas de las mediciones. Los diámetros más comunes de las líneas de acero son hace descender al pozo. A menos que los gradien- la longitud del alambre a medida que éste se Oilfield Review,92;,18 y,125 pulgadas [2,34; 2,74 WINTER y 3,18 mm]. 11/12 tes de temperatura del pozo permanezcan cons- o que las variaciones de temperatura y sus Los materiales a partir de los cuales Slickline se fabrican Fig. 2tantes, (según su aplicación) incluyen acero ORWNT11/12-SLKLN al carbono, mediciones 2 se incluyan en las correcciones de profundidad, es difícil compensar esta variable. aleaciones de acero inoxidable y aleaciones con base de níquel y cobalto. 2 Además, la flotabilidad, la fricción y el levantamiento (que son funciones de parámetros del pozo La dilatación elástica (el factor que provoca la mayor variabilidad en la precisión de la profundidad con las líneas de acero) es una función de el tipo de fluido, la desviación, la tortuosidad y la tales como la viscosidad del fluido, la tasa de flujo, la tensión de la línea y del módulo de elasticidad geometría) afectan las mediciones de tensión en del alambre. 3 Las mediciones de longitud pueden la superficie. aumentar o disminuir por diámetros de la rueda Aunque en profundidades no muy grandes de calibración fuera de tolerancia o por diámetros mal calibrados. Los cambios en la medición den aumentar y hacerse más significativas con el hay diferencias mínimas, las discrepancias pue- de los diámetros de la rueda pueden ser provocados por desgaste de la rueda, acumulación de los ingenieros han trabajado en el problema de la aumento de la profundidad. En los últimos años, residuos o la disparidad en las temperaturas a las precisión de la profundidad mediante el desarrollo de dispositivos electrónicos de medición que cuales se fabricó la rueda o se calibró y las temperaturas a las que opera. Los errores de medición intentan corregir automáticamente la dilatación pueden ser mayores a,6 m [2, pies] en pozos de del alambre. 3 m [1 pies] de profundidad. 4 Las diferencias de temperatura del pozo también afectan mecánicos usados para activar las Otras de las limitaciones han sido los medios herramientas. 18 Oilfield Review