Nacido para medir. Novedosas técnicas de control y optimización de la extracción para rentabilizar mejor las inversiones

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1 Software Nacido para medir Novedosas técnicas de control y optimización de la extracción para rentabilizar mejor las inversiones Bård Jansen, Morten Dalsmo, Kjetil Stenersen, Bjørn Bjune, Håvard Moe En un momento en que los sectores del gas y del petróleo están llegando a su madurez en el mundo occidental, la industria debe hacer frente a una nueva realidad: cómo incrementar, o al menos estabilizar, la producción al mismo tiempo que se mantienen en el nivel actual las reservas disponibles. Una respuesta obvia a esta cuestión consiste en acceder a nuevas áreas de explotación, aunque existe otra solución, más rentable, que nos ofrecen las nuevas tecnologías: aumentar la producción de crudo de los pozos petrolíferos existentes. Comparado con otras industrias de procesamiento, el sector de la extracción de petróleo y gas ha estado considerado siempre como rudimentario, sobre todo por su bajo nivel de automatización. Sin embargo, ha aparecido una serie de productos que anuncian el comienzo de una nueva era para este sector. Estos productos han sido desarrollados con el objeto de aumentar la recuperación de crudo y de gas, así como para lograr más constancia y mayor rendimiento del flujo de producción. Se encuentran a la vanguardia de la transformación de la industria extractora hacia un mayor grado de automatización que rápidamente se está convirtiendo en la norma más que en la excepción. ABB viene desarrollando desde hace años soluciones avanzadas para el control y optimización de la industria extractora de petróleo y gas. La competencia ha intentado, con éxito limitado, adaptar las tecnologías de la industria petroquímica y de refinamiento, por ejemplo el modelo de control predictivo MPC (Model Predictive Control (MPC). ABB, sin embargo, ha partido de los retos de funciona- Optimize IT Downhole Subsea Topside Asset Management Revista ABB 3/1

2 miento y de desarrollo de sus clientes para crear sus productos. Se ha dado especial importancia a garantizar el flujo, a un seguimiento adecuado y a la optimización de las redes de flujo de petróleo y gas. Estos trabajos han dado como resultado la llamada Optimize IT Enhanced Oil Production Suite, una gama de sistemas, soluciones y servicios creados para aumentar la producción de petróleo y gas. Entre las tecnologías que forman parte de este paquete de productos destinados a la industria extractora se encuentran Optimize IT Active Well Control y Optimize IT Active Flowline Control, dos sistemas avanzados para controlar y estabilizar los pozos y los conductos con flujo ralentizado. Ambos productos mejoran la regularidad y aumentan la producción. Otro producto de vanguardia es Optimize IT Well Monitoring System, que proporciona datos individualizados sobre el flujo de gas, petróleo y agua en los pozos de producción sin necesidad de instalar costosos contadores de flujo multifásico. ABB cree que estos tres productos contribuirán a que este sector alcance un grado superior de automatización, en el que la industria extractora de petróleo y gas dejará de utilizar patrones simples de control y pasará a usar productos y algoritmos avanzados. Estabilización de pozos inestables Los pozos petrolíferos con largas perforaciones en horizontal, al igual que los pozos de inyección de gas, tienden a comportarse de forma errática en ciertas condiciones de funcionamiento. La inestabilidad de la producción tiene numerosos inconvenientes. Por ejemplo, el aumento repentino de la producción entorpece la fluidez de funcionamiento y hace necesario tomar medidas de seguridad y utilizar recursos para evitar la parada de la 1 2 Gas/oil 3 4 Production choke Separator Gas injection choke Gas from Lift gas comp. Reservoir Annulus Production tubing Gas lift valve 1 Esquema de un pozo de inyección de gas, con las mediciones disponibles 1 Presión en la boca de pozo 2 Presión en la terminación del elemento de entubación 3 Presión en la cabeza de pozo 4 Presión en el fondo de pozo producción. Además, la concepción del sistema ha de garantizar capacidad suficiente para la producción total de petróleo y proporcionar los márgenes de seguridad adecuados. La inestabilidad de la producción puede ser causa de una brusca reducción del rendimiento del gas de inyección; además se presentan los problemas habituales de cálculo de la distribución de dicho gas. La inestabilidad de los pozos, a su vez, hace imposible distribuir óptimamente el gas de inyección. En general es difícil explotar eficientemente un pozo inestable. Optimize IT Active Well Control, una solución única en su género para el control de la retroalimentación, se basa en un modelo de estabilización para pozos de producción. Los pozos con un flujo natural se estabilizan mediante el accionamiento del regulador de producción (en los pozos de gas inyectado, el regulador de la inyección de gas también se puede controlar automáticamente). Optimize IT Active Well Control mantiene el pozo automáticamente en su punto de funcionamiento óptimo y garantiza la no ralentización del flujo, es decir, la estabilidad del mismo. Asimismo, en los pozos de inyección de gas se eliminan las tuberías cíclicas y las tuberías de revestimiento. La aplicación de este sistema aumenta la producción de los pozos que cuentan con el mismo, ya que se eliminan las fluctuaciones de la presión y la oscilación del flujo. Típicamente, Optimize IT Active Well Control hace uso de los datos de presión y temperatura de los tubos de producción cuando no es posible utilizar los datos de medición de pozos de inyección de gas registrados en la corona circular 1. La presión en los tubos de producción se puede medir en cualquier punto localizado entre el fondo y la boca del pozo. Además se puede utilizar la reducción de la presión para regular la producción (véase [1] sobre el control activo de pozos). Actualmente Optimize IT Active Well Control está siendo sometido a exhaustivas pruebas de campo. Hasta el momento las pruebas han demostrado la validez de la acción estabilizadora sobre el flujo de los pozos y el Revista ABB 3/1 21

3 Software P[bar] a Controller starts aumento de la producción. Asimismo, un exhaustivo programa de simulación ha confirmado el funcionamiento de la solución para diversas condiciones reinantes en los pozos. Las figuras 2 y 3 muestran los resultados de las simulaciones para pozos verticales de inyección de gas. En 2 se presentan los resultados cuando se utiliza la presión de la boca del pozo para manejar el regulador de la inyección de gas. Los dos diagramas reflejan la espectacular variación de la presión en O tot [kg/s] b Controller starts 2 Estabilización de la presión de la boca de pozo (a) y tasa de producción de petróleo (b) de un pozo vertical de inyección de gas P Presión en la boca de pozo t Tiempo O tot Tasa total de producción de petróleo la boca de pozo y la tasa total de producción de crudo cuando se utiliza el controlador. Análogamente, 3 proporciona los resultados del uso de la presión de las tuberías para el control activo del regulador de producción; el controlador estabiliza tanto la presión de las tuberías como la tasa total de producción de petróleo. En 4 puede verse que la estabilización de la presión interna en el fondo de un pozo horizontal se mide y se utiliza para el control Principales ventajas de Optimize IT Active Well Control Mejora de la producción del pozo Mantenimiento del pozo, automáticamente, en el punto de producción óptima Más tiempo de producción Recogida sin problemas de la información sobre el proceso y sobre la producción Posibilidad de seguir bajando el nivel de agua del yacimiento Racionalización del consumo de gas de inyección Sin aumentos repentinos de la presión en las zonas donde surgen las materias primas Simplificación del funcionamiento del pozo automático del regulador de producción. Como consecuencia se produce una drástica reducción de las variaciones de la presión. 3 Estabilización de la presión en el elemento de entubación (a) y tasa de producción de petróleo (b) de un pozo vertical de inyección de gas P Presión del elemento de entubación t Tiempo O tot Tasa total de producción de petróleo P[bar] 14 6 Controller starts a b O tot [kg/s] Estabilización de líneas de flujo ralentizadas Los conductos multifásicos que conectan plataformas para cabezas de pozo lejanas con los pozos submarinos se están utilizando cada vez más en la producción de petróleo en plataformas marinas. En el mundo existen ya más de 2. líneas de este tipo y está prevista la creación de otras tantas durante los próximos cinco años. Asimismo, es probable que los conductos para grandes distancias lleguen a utilizarse para conectar directamente las unidades submarinas de procesamiento con las plantas de procesamiento en tierra. Uno de los principales retos con los que 22 Revista ABB 3/1

4 4 t Estabilización de la presión P en el fondo de un pozo horizontal Tiempo Active control P[bar] No control se confrontan los operarios de las plantas de procesamiento en tierra y de las unidades de separación submarinas es cómo controlar las interrupciones de alimentación en el proceso de separación, por ejemplo, cómo suavizar o paliar la variación del flujo a la salida de los conductos multifásicos que conectan los pozos e instalaciones lejanas con la unidad de procesamiento. Una de las formas habituales de variación del flujo es el llamado flujo ralentizado, en el cual el líquido fluye de forma intermitente por los conductos en una masa concentrada, denominada tarugo. El comportamiento inestable del flujo ralentizado en los conductos multifásicos tiene efectos negativos sobre el funcionamiento de las instalaciones marinas de producción. Una ralentización pronunciada puede interrumpir el funcionamiento de la plataforma y llevar al cierre de la planta. A menudo, se producen interrupciones en los compresores, debidas a las pronunciadas y rápidas variaciones en las tasas de cebado de los separadores, causadas a su vez por la inestabilidad de flujo de los fluidos multifásicos. Se han hecho grandes esfuerzos para evitar los problemas provocados por una ralentización acusada. Los dos principales enfoques son: por medio del control o de modificaciones del funcionamiento. Diseñar el sistema para evitar este tipo de Estos enfoques resultan normalmente muy problemas. costosos, puesto que en el actual desarrollo Hallar métodos para hacer inocuos los de yacimientos las condiciones de funcionamiento comportamientos no deseados, por ejemplo, varían mucho y apenas es posible res- Trabajo en equipo, la clave Optimize IT Active Flowline Control es el resultado de una investigación multidisciplinar de ABB en el campo de la mecánica y cibernética de fluidos, basada en diversos trabajos previos de carácter práctico y teórico [2 4]. Recientemente se han publicado varios trabajos que prueban la viabilidad y estiman el potencial de la aplicación de técnicas de control de retroalimentación al flujo multifásico inestable (véase [5] para una perspectiva general). No obstante, hasta donde llega el saber de ABB, sólo están en funcionamiento cuatro instalaciones con controladores de estabilización instalados. Se trata del conducto Dunbar-Alwyn [6], el conducto Hod-Valhall [7], los conductos de conexión Heidrun-Nordflanken y el conducto Tor-Ekofisk. Una de las causas de este hecho podría ser que la cibernética y la dinámica de fluidos se consideran normalmente campos técnicos totalmente separados: los ingenieros de control poseen un conocimiento limitado del fluido multifásico y los expertos en dinámica de fluidos una comprensión incompleta de las posibilidades del control de la retroalimentación. Revista ABB 3/1 23

5 Software Flowline inlet Operator input PT1 TT1 FT1 Pipeline Slug controller ponder a las mismas si no se cuenta con numerosas líneas paralelas de producción y de procesamiento. Con Optimize IT Active Flowline Control, Seabed PT2 TT2 FT2 PT3 Flowline outlet 5 Configuración típica de Optimize IT Active Flowline Control. La instrumentación del conducto incluye transmisores de flujo (FT), transmisores de presión (PT) y transmisores de temperatura (TT). ABB ha introducido un tercer enfoque para esta cuestión: Evitar los problemas utilizando el control y la instrumentación adecuados. Optimize IT Active Flowline Control constituye una solución de control de la retroalimentación para estabilizar el flujo ralentizado provocado por el terreno en los conductos multifásicos. Al eliminar la ralentización del flujo se evitan graves trastornos en las instalaciones de procesamiento, lo que redunda en una mejora de la regularidad del flujo. Instalar Optimize IT Active Flowline Control es considerablemente más barato que instalar separadores de condensado. Una vez puesto a prueba en el terreno y confirmada su adecuación para el propósito a que está destinado, este producto se ha vendido a varias explotaciones marinas del mar del Norte. Tanto las pruebas como las primeras instalaciones han obtenido unos resultados extraordinariamente positivos en la estabilización del flujo de los conductos. El sistema está fundamentado en el algoritmo de control de la retroalimentación, cuya patente ya está en tramitación. 6 La fluctuación de la presión en el conducto Hod-Valhall sin control activo. P Presión del conducto C Posición del regulador P[psi] Hod Valhall 12h MA Principales ventajas de Optimize IT Active Flowline Control Mayor flujo de petróleo y gas 1 por los conductos 8:: :: Mejor funcionamiento del separador de entrada 4 3 Menores costes de explotación de los compresores, dado el menor consumo de energía y C[%] 1 el menor desgaste Menores inversiones en equipos mecánicos y estructu- 8:: :: rales 24 Revista ABB 3/1

6 P[psi] C[%] :: :: Optimize IT Active Flowline Control entra en funcionamiento 3 minutos después de que uno de los grandes pozos comience a producir. El conducto Hod-Valhall se estabiliza inmediatamente. P Presión del conducto C Posición del regulador La figura 5 muestra el uso que Optimize IT Active Flowline Control hace de las mediciones de presión y de temperatura, tanto de salida como de entrada, para ajustar la válvula de regulación del conducto. Si también se dispone de las mediciones de flujo del conducto, estas se pueden utilizar para ajustar el punto nominal de funcionamiento y los parámetros de sintonización del controlador. ABB ha demostrado que la instalación de Optimize IT Active Flowline Control en los conductos de producción se traduce en un aumento de la producción de petróleo y gas. Se calcula que, una vez instalado en el conducto Tor-Ekofisk, la producción de petróleo y gas se incrementará en torno al 1 % y al 5 %, respectivamente. Optimize IT Active Flowline Control mejora la función del separador de entrada y reduce +12 2:: :: Hod Valhall 12h MA 2:: :: -7-7 los costes de funcionamiento del compresor gracias al menor consumo de energía y al menor desgaste. En 6 se encuentran los resultados de funcionamiento sin control activo del conducto Hod-Valhall; en la figura se ven claramente las variaciones de presión características del flujo ralentizado inducido por el terreno. En 7 se presenta el mismo conducto pero funcionando con Optimize IT Active Flowline Control. El controlador estabiliza el conducto y la pérdida media de presión en el mismo se reduce al haberse eliminado los ciclos de ralentización. Monitorización de la producción del pozo Optimize IT Well Monitoring System proporciona estimaciones en tiempo real de la velocidad del flujo de petróleo, gas y agua procedentes de todos los pozos de un campo petrolífero, a partir de los datos recogidos por los sensores de pozos y de conductos. Este sistema, basado en un modelo, puede emplearse como software para la medición de flujo multifásico, como herramienta de comprobación de la fiabilidad o como sistema para distribuir la producción. Optimize IT Well Monitoring System simula, al mismo tiempo, todos los flujos del sistema de producción valiéndose de todos los puntos de información de que dispone. Este enfoque, que abarca un amplio campo, garantiza máxima precisión y ofrece redundancia, haciendo el sistema independiente de los sensores individuales y, por tanto, más fiable y sólido. Todos los cálculos llevados a cabo con Optimize IT Well Monitoring System están basados en un modernísimo modelo mecánico del flujo multifásico y en un modelo completo de composición del fluido (PVT). La utilización del modelo completo para calcular todas las propiedades del fluido garantiza que el análisis de la mezcla de fluidos, procedentes de distintas zonas del yacimiento, sea tan precisa como si la simulación tuviera lugar en un único pozo. Este enfoque es Revista ABB 3/1 25

7 Software mejor que el método basado en la interpolación de datos tabulados, el programa comercial de simulación de fluidos multifásicos más extendido actualmente. Campos de aplicación Software para medir el flujo multifásico En el trabajo de cada día, Optimize IT Well Monitoring System puede utilizarse como software distribuido medidor del flujo multifásico. El programa calcula la tasa de flujo de petróleo, gas y agua a partir de los datos de instrumentación de pozos estándar y maneja todas las configuraciones de instrumentación del pozo. Además, detecta instantáneamente incidencias tales como las perforaciones de agua o gas en la composición del fondo de pozo. Con estas funciones el software proporciona la base para el control automático de pozo o la optimización de ajuste del regulador. Una herramienta fiable En aquellos casos en que se pueden producir fallos del equipo, o cuando se precisa redundancia por otros motivos, se puede utilizar OptimizeIT Well Monitoring System como fiable herramienta para la instrumentación instalada. Con la validación de unas mediciones determinadas, este sistema introduce redundancia. Si el equipo de medición sufre un fallo, el sistema hace una estimación de los datos de medición, reduciendo así el mantenimiento no programado y prolongando el tiempo de funcionamiento. Sistema de distribución de la producción Optimize IT Well Monitoring System, que se puede utilizar con todo tipo de configuraciones de pozos, dirige la producción desde las distintas zonas a los yacimientos. De este modo proporciona los datos de producción utilizados como entrada para la simulación de Principales ventajas de Optimize IT Well Monitoring System Mayor tiempo de funcionamiento como consecuencia del mayor espaciamiento de las pruebas en los pozos y de la detección temprana de agua y gas Mejor gestión de la producción diaria, gracias al conocimiento general de los flujos en el sistema de producción, componente por componente Mejora de la redundancia y validación de los instrumentos de medición Reducción de los costes de mantenimiento gracias a la redundancia Mejora de las gestión de yacimientos gracias a la distribución de la producción total del yacimiento entre diferentes zonas, con la posibilidad de aumentar el factor de recuperación Costes de instalación y mantenimiento menores que con cualquier solución de hardware Posibilidad de ampliar la funcionalidad gracias al uso de software y hardware estandarizados los yacimientos y mejora por tanto la gestión de los mismos. El sistema aporta los fundamentos para optimizar la producción y aumenta el valor de recuperación del yacimiento. El yacimiento petrolífero inteligente La idea de yacimiento petrolífero inteligente está en la base del programa ABB de desarrollo de avanzadas tecnologías de control y optimización del flujo multifásico. El yacimiento petrolífero inteligente ofrece una producción mejorada que se basa en un profundo conocimiento del comportamiento de los yacimientos, de los pozos, de las tuberías recolectoras y de los sistemas de producción. Las nuevas tecnologías de detección, fiables por debajo y por encima del fondo marino, son imprescindibles para este tipo de yacimiento. Sin embargo, la utilización eficaz de toda esta información adicional depende de la tecnología de información empleada para el control activo y la optimización online. La utilización de diversas tecnologías ha permitido a la industria incrementar la recuperación hasta el 3 6 % actual, frente al 1 % que era normal a principios de los años setenta. ABB tiene la convicción de que la utilización de tecnologías para el control activo y la optimización permitirá mejorar aún más el factor de recuperación. Los resultados obtenidos por ABB hasta el momento apuntan claramente en esta dirección. Soluciones personalizadas Es importante destacar que Optimize IT Active Well Control, Optimize IT Active Flowline Control y Optimize IT Well Monitoring System no son tecnologías de control y de información en un nivel general, sino productos hechos a medida. Tan importantes como los productos mismos son la metodología y las herramien- 26 Revista ABB 3/1

8 8 Optimize IT Well Monitoring System realiza, con alta mayor precisión y regularidad, previsiones de la tasa de producción PR en un yacimiento del Golfo de México, en julio de. PR[BOPD] Day/month Flowmeter Well monitoring system Test rate Invalid data influenciarán muy positivamente el balance final de nuestros clientes. También se pondrá énfasis en las tecnologías de la información que faciliten los procesos de trabajo de nuestros clientes. Y ABB desea respaldar a sus clientes aún más activamente con la optimización del funcionamiento de sus procesos críticos. Esto supondrá la creación de unos programas de investigación a nivel mundial, la adopción de las nuevas tecnologías de control y de información que vayan apareciendo y la optimización del uso de los nuevos sistemas de detección. Tanto en los proyectos para clientes como en los proyectos de desarrollo de nuevas tecnologías, ABB emplea equipos multidisciplinares con experiencia en el diseño y funcionamiento del campo en cuestión. El objetivo general consiste en ampliar las capacidades de ABB para ofrecer valor añadido a nuestros clientes por medio del incremento de las tasas de recuperación y de producción y de una mejora de la fiabilidad. Dada su concentración en las mejoras de la producción, ABB desempeñará un papel fundamental en el incremento de la productividad de la industria petrolífera y del gas durante los próximos años. tas de ingeniería para el diseño y personalización que se han desarrollado paralelamente. Se requiere un preparado equipo multidisciplinar de expertos para realizar los proyectos que hacen uso de estos productos, aunque, una vez instalados, su manejo resulta fácil y sencillo para el cliente. Los productos descritos de optimización y control on-line se encuentran entre las prioridades de desarrollo de ABB, especialmente los relativos a la producción de petróleo y gas. Todos ellos pertenecen al programa de gestión global de activos Optimize IT de ABB y forman parte del Optimize IT Enhanced Oil Production Suite de ABB. Pronto se presentarán más productos on-line específicos que Direcciones de contacto ABB s Optimize IT Enhanced Oil Production Suite Optimize IT Active Well Control Optimize IT Active Flowline Control Optimize IT Well Monitoring System ABB AS Process Industries PO box 654 Rodeløkka NO-51 Oslo, Noruega Telefax: Bibliografía [1] B. Jansen, et al: Automatic control of unstable gas lifted wells. SPE 56832, SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Houston, Texas, [2] Z. Schmidt, J. P. Brill, H. D. Beggs: Choking can eliminate severe pipeline slugging. Oil and gas journal Nov 12, 1979, pp [3] Z. Schmidt, J. P. Brill, H. D. Beggs: Experimental study of severe slugging in a two-phase flow pipeline-riser pipe system. Soc. Petrol. Eng. Journal, 198, pp [4] Y. Taitel: Stability of severe slugging. Int. Journal Multiphase Flow, 1986, vol 12, no 2. [5] K. Havre, M. Dalsmo: Active feedback control as the solution to severe slugging. SPE 7154; prepared for presentation at SPE Annual Technical Conference and Exhibition, New Orleans, 1. [6] A. Courbot: Prevention of severe slugging in the Dunbar 16" multiphase pipeline. Paper OTC 8196, Offshore Technology Conference, Houston, Texas, May [7] K. Havre, K.O. Stornes, H. Stray: Taming slug flow in pipelines. ABB Review 4/. Revista ABB 3/1 27

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