es.wedoany.com Noticia: Chevron y Halliburton verificaron con éxito un sistema de fracturación hidráulica de circuito cerrado totalmente automatizado en Colorado, y están integrando más herramientas de diagnóstico en el sistema.
Este sistema de circuito cerrado está compuesto por una capa de percepción, una capa de lógica de decisión y una capa de ejecución, capaz de ajustar dinámicamente los parámetros de completación basándose en datos subterráneos en tiempo real. Awais Navaiz, asesor técnico de Halliburton, señaló en un artículo (SPE 230613) presentado en la Conferencia y Exposición de Tecnología de Fracturación Hidráulica de la SPE en febrero que el sistema forma parte de un esfuerzo de mejora continua y no es un proyecto de investigación independiente.
Jason Bell, ingeniero de completación de Chevron en la región de las Montañas Rocosas, indicó en el informe que el objetivo central de esta implementación fue verificar la viabilidad de la tecnología. Enfatizó: "El equipo intentó implementar y verificar la tecnología rápidamente, al mismo tiempo que necesitaba trabajar dentro de ciertos límites para convencer a la empresa de que esta acción es útil e importante, sin interrumpir el progreso ni afectar los activos durante todo el proceso". Los autores del artículo explicaron además que el objetivo del sistema es crear e implementar un sistema de fracturación hidráulica de circuito cerrado completamente autónomo y basado en información de sensores en activos no convencionales. En la práctica en Colorado, el sistema debía demostrar una capacidad de ejecución autónoma continua y confiable, recopilar información subterránea procesable mediante diagnósticos no invasivos sin interferir con las operaciones, y demostrar cómo los flujos de trabajo automatizados convierten la retroalimentación subterránea en ajustes en tiempo real en el sitio. Este flujo de trabajo reduce el tiempo de decisión, que normalmente toma minutos u horas para los humanos, a unos pocos segundos.
La implementación se dividió en tres fases: primero, comprender el rendimiento actual de la fracturación mediante diagnósticos; luego, optimizar la eficiencia y automatizar el proceso de fracturación; y finalmente, integrar la retroalimentación subterránea para que el sistema de circuito cerrado ejecute de forma autónoma los ajustes de los parámetros de tratamiento.
Navaiz reveló que el equipo obtuvo datos de diagnóstico a través de fibra óptica desechable. Esta fibra óptica es de bajo costo y no invasiva, y se utiliza para recopilar datos con el fin de monitorear el comportamiento del sistema de fracturas y establecer indicadores clave de rendimiento de referencia. Señaló que la automatización en superficie es una base clave del sistema, reduciendo las decisiones humanas en el campo en aproximadamente un 90% y aumentando la cantidad de decisiones informáticas en 14 veces. "La computadora puede ejecutar miles de etapas de fracturación día tras día de manera idéntica, siempre que se definan los límites operativos. En cambio, la operación humana siempre tiene variables". Explicó que el sistema define la operación de circuito cerrado completo como un proceso autorregulador y autónomo que controla su propio rendimiento mediante retroalimentación. "Cuando la retroalimentación se integra continuamente en el sistema sin ninguna intervención humana, el proceso se considera de circuito cerrado completo". En esta implementación, los datos subterráneos se ingresaron continuamente al sistema, que tomó decisiones basadas en una lógica predefinida y las envió directamente a las bombas de fracturación para su ejecución, sin intervención humana en todo el proceso.
El flujo de trabajo de ingeniería energética fue el primer hito para lograr el circuito cerrado. Este flujo de trabajo conecta la retroalimentación de diagnóstico con la automatización en superficie, redistribuyendo dinámicamente la energía del yacimiento según la retroalimentación de la propagación de fracturas para promover una propagación más uniforme del sistema de fracturas. "Cuando diseñamos las etapas de fracturación, asumimos que todos los grupos de perforación están equidistantes, las longitudes de las etapas son uniformes y los espaciamientos entre pozos son iguales. Pero la realidad es completamente diferente", dijo Navaiz. El enfoque tradicional es inyectar lodo en las etapas que se propagan rápidamente, mientras que el flujo de trabajo de ingeniería energética de circuito cerrado adopta la estrategia opuesta: restringir el volumen de fluido hasta encontrar una etapa con mejor rendimiento, y luego reinyectar el volumen 'almacenado' en esa etapa.
Bell indicó que determinar qué etapas tienen un rendimiento bueno o malo requiere una gran cantidad de datos, que se recopilan a través de fibra óptica desechable. El equipo recopiló datos de más de 1500 etapas como datos de fondo para la ejecución de todo el plan de fracturación. "Durante este proceso, no se cambió nada del plan de fracturación; el mismo diseño de etapas, todo se mantuvo igual, solo se recopilaron datos, se enviaron a la nube, se analizaron, catalogaron y caracterizaron". Mediante la caracterización de datos, el equipo logró distinguir sistemas de fracturas con características de propagación 'rápida' y 'lenta'. Cuando la computadora determina que se está produciendo una fracturación lenta, extrae volumen de lodo del tanque de almacenamiento y lo aplica a la etapa de propagación lenta.
Navaiz agregó que el sistema es modular, y partes como la observación, la decisión o la ejecución pueden reemplazarse según sea necesario. "Si se desea cambiar la fibra óptica del pozo vecino por otra herramienta de diagnóstico, o modificar la forma de actuar, ajustar la lógica de decisión, todo es posible". Bell enfatizó que el diseño modular otorga al sistema una característica de plug-and-play, lo que le permite adaptarse fácilmente a diferentes escenarios operativos. "Quizás la fibra óptica no sea la única respuesta, o no haya un pozo DUC (pozo perforado pero no completado) vecino, pero el sistema puede integrar otra herramienta de diagnóstico, y esa es la ventaja de este sistema". Reveló que en el futuro podrían utilizarse otras herramientas de detección.
En la implementación en Colorado, el equipo primero operó en modo de circuito abierto y luego cambió al modo de circuito cerrado. En la primera aplicación de circuito cerrado, más del 90% de las etapas de fracturación lograron una automatización completa de extremo a extremo. "El equipo completó y demostró una aplicación de fracturación de retroalimentación de circuito cerrado completamente autónoma, impulsada por datos subterráneos, sin ninguna intervención humana", describió Bell. "El sistema recopila datos de sensores, los procesa en la nube, toma decisiones y envía instrucciones sobre si cambiar o no a la flota de fracturación, y el equipo ejecuta los cambios automáticamente, sin intervención humana".
Los autores del artículo concluyeron que las operaciones de fracturación inteligentes en superficie guiadas por mediciones subterráneas pueden desencadenar decisiones dinámicas de completación, optimizando así el plan de completación. El trabajo futuro podría implicar arquitecturas de lógica de decisión más complejas, y se está considerando integrar más herramientas de diagnóstico en el flujo de trabajo. Navaiz indicó que la agenda general de investigación actual del equipo se centra en mantener la eficiencia operativa. "La limitación que se intenta resolver actualmente es dotar a la operación de tanta funcionalidad que permita realizar cambios en pozos individuales durante la fracturación sincronizada, incluso en la fracturación sincronizada de tres o cuatro pozos, sin afectar el funcionamiento de toda la planta de completación".
Información del artículo relacionado: SPE 230613 "Transformando la fracturación hidráulica: el primer programa de completación de circuito cerrado" (Transforming Hydraulic Fracturing: The First-Ever Closed-Loop Completions Program), con autores A. Navaiz y P.F. Stark (Halliburton), M. Paradeis (anteriormente Chevron USA, ahora Subterra Energy Consulting), J. Bell, D. Beasley, E. White y H. Lynch (Chevron), y F. Adil, J.B. Tran, C. Cox y J. Doucette (Halliburton).
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