Para encarar estos desafíos técnicos, el modelado integrado de activos combina los dominios de los activos —el yacimiento, el pozo, la red de líneas de conducción, las instalaciones de proceso y los modelos económicos— en una simulación del sistema total. Los paquetes de software desarrollados para el modelado integrado de activos proporcionan información sobre la tasa de producción y predicciones económicas para todo el activo a lo largo de toda su vida productiva y son utilizados por los operadores para la planeación y la optimización. El modelado integrado de activos vincula las simulaciones individuales a través de las diferentes disciplinas técnicas, activos, entornos computacionales y localizaciones. Esta metodología resultante de un esfuerzo de colaboración representa un cambio en el manejo de los campos de petróleo y gas, tendiente a la adopción de un enfoque de manejo holístico en lugar del trabajo de manera aislada de una serie de equipos desconectados.
Las ventajas de este nuevo enfoque son significativas e incluyen, entre otras, la promoción de la integración, la comunicación y la colaboración entre las diversas disciplinas y a través de los límites geográficos. Esta téc-nica permite una mejor apreciación del desempeño de los campos y propor-ciona modelos más exactos. Los resultados finales son mayor producción, menos gastos y mejores retornos para el operador.
Antes y ahora
El modelado convencional de la producción y el modelado integrado de acti-vos utilizan simuladores individuales para cada dominio; el yacimiento, el pozo, la red de líneas de conducción, las instalaciones de proceso y los aspectos económicos del campo. Los métodos tradicionales aplican los simuladores por separado y habitualmente en forma aislada, en tanto que el modelado integrado de activos vincula los datos adquiridos a partir de los numerosos dominios a fin de obtener un modelo combinado para el activo. El enfoque tradicional generó dos problemas: todas las simulaciones de los procesos aguas abajo del yacimiento representan sólo un momento en el tiempo y no toman en cuenta la naturaleza cambiante de los activos de E&P en términos de presión y fluidos de yacimiento.
Las deficiencias de los métodos tradicionales dieron origen al campo petrolero digital, en el que los datos provenientes de los procesos y equipos son monitoreados en forma constante. Al mismo tiempo, se produjo una transición de los flujos de trabajo en serie a los flujos de trabajo basados en modelos en línea simultáneos y múltiples. El modelado integrado de activos incluye el campo petrolero digital y toma en cuenta la naturaleza constan-temente cambiante de los activos de E&P y su ciclo de vida. Este modelado asegura el intercambio, o interoperabilidad, de la información entre la gente, los procesos y los dominios a través de todo el sistema. Por ejemplo, cuando las condiciones de contorno cambian para un modelo de activos, estos cambios se reflejan de inmediato en los simuladores, que actualizan el modelo de activos y pasan a formar parte del proceso de manejo para las operaciones del activo. El procesamiento simultáneo en línea que utiliza el modelado integrado de ac pozo al ambiente de operaciones siempre cambiante, carac ampos de petróleo y gas.
Análisis nodal del Sistema
El modelado integrado de activos puede ser considerado como una extensión del análisis nodal del sistema, que se utiliza a menudo para estudiar los sis-temas complejos de interacción, tales como las redes de líneas de conducción y selección de un punto de referencia o nodo que divide el sistema. En un sis-tema de producción petrolera, el nodo tiene diversas localizaciones posibles. los circuitos eléctricos. Al tratar el modelo de yacimiento como una fuente o un sumidero para los fluidos en el fondo del pozo, el análisis nodal requiere la Los puntos comunes para el nodo son el fondo o el cabezal del pozo, que sepa-ran el flujo aguas arriba del flujo aguas abajo. Los componentes de producción aguas arriba del nodo se conocen como la sección de entrada, en tanto que los componentes aguas abajo del nodo corresponden a la sección de salida.
Después de seleccionar la localización del nodo, se deben satisfacer dos con-diciones de contorno: el flujo de entrada al nodo debe ser igual al flujo de salida y en el nodo sólo puede existir una presión por vez. Para resolver el problema, se generan curvas de presión versus tasa de flujo para la entrada y la salida del nodo. La intersección de las curvas representa una solución que satisface las restricciones de flujo y presión (Figura 2).
