Alrededor del 40 por ciento de la producción mundial de petróleo crudo y gas natural proviene de campos que han estado en operación durante más de 25 años; de hecho, hay alrededor de 175 campos que han estado produciendo durante más de 100 años.Teniendo en cuenta que la continuidad de la producción, y por lo tanto los flujos de efectivo, la industria siempre se encuentra en un ciclo interminable de actualización y modernización. En pocas palabras, la industria siempre tiene una gran cartera de activos de producción que están menos sensorizados, digitalmente atrasados e incluso propensos a ataques cibernéticos.
Las estructuras de empresas conjuntas en muchos campos, la dispersión de pozos y activos a lo largo del ciclo de vida y el costo asociado con la actualización de toda la infraestructura pueden complicar y retrasar aún más la modernización de los activos heredados. Abordar este problema nunca ha sido más importante que hoy. Los flujos de efectivo débiles y la inflación de costos incierta en los nuevos proyectos han llevado a un cambio en el objetivo comercial de muchos productores, de perseguir el crecimiento en proyectos nuevos a optimizar la producción de los campos existentes sin gastar mucho.
¿Cuál debería ser la estrategia digital de una empresa para sus activos heredados? ¿Una inversión digital general para todos o un prototipo digital en solo unos pocos pozos productores? Ninguna de las dos, ya que la primera es poco práctica y la segunda solo produciría ganancias marginales. ¿Entonces? Así como cada solución operativa (por ejemplo, recuperación mejorada de petróleo) y estrategia comercial (por ejemplo, adquisición de un campo cercano para aprovechar la infraestructura existente) es específica de un campo, se debe priorizar y personalizar una inversión digital para cada campo o pozo.
Un campo de alto potencial, por ejemplo, podría ameritar la instalación de sensores distribuidos avanzados y equipos “inteligentes” para proporcionar nuevos conocimientos sobre las condiciones operativas de un pozo tanto por encima como por debajo de la superficie. Un campo con potencial moderado podría beneficiarse de sensores generalizados (para monitorear la temperatura, la vibración, la rotación, etc.) en bombas, válvulas y equipos a fin de desarrollar un programa de mantenimiento basado en la condición. Un campo con bajo potencial, por otro lado, puede requerir soluciones estándar de automatización y monitoreo para mantener el pozo funcionando a niveles óptimos. Esa segmentación digital probablemente cubriría toda la base de activos y optimizaría la cartera de producción general sin ocupar mucho capital.
Una vez que esta estrategia en capas de sensorización de equipos esté en marcha, un salto digital hacia la analítica avanzada podría comenzar a crear nuevo valor en los frentes de optimización y mantenimiento. Los problemas importantes de los yacimientos heredados, como la interferencia de gas, la obstrucción de los equipos, el daño en el bombeo de fluidos debido al bombeo excesivo y la recuperación ineficiente debido al bombeo insuficiente, podrían abordarse mediante la integración de protocolos de automatización con plataformas analíticas basadas en la nube en un entorno seguro. Aunque los beneficios variarían de un yacimiento a otro, según algunas estimaciones, optimizar la producción en un proyecto de 100 pozos puede generar flujos de efectivo anualizados de 20 millones de dólares (aproximadamente 20 mil millones de dólares a nivel de la industria), dejando de lado la evitación de costos por fallas y reparaciones de los equipos.
La tasa de creación de valor probablemente aumentaría exponencialmente cuando el análisis se extienda a un nivel de yacimiento. Un operador en Kazajstán, por ejemplo, enfrentaba una presión de bombeo deficiente y un aplazamiento de la producción en varios pozos maduros de condensado de gas. Además de instalar nuevas bombas sumergibles eléctricas (ESP), el operador utilizó análisis en tiempo real para realizar ajustes proactivos en los viajes de las ESP y modificaciones en los amperios del motor para adaptarse mejor a las condiciones cambiantes del yacimiento encontradas para cada pozo. Esta información a nivel de yacimiento redujo el tiempo de inactividad en un 27 por ciento adicional, además de los beneficios de los nuevos ESP.
Para ampliar estas soluciones y mantener los beneficios en todos los campos, probablemente se requeriría modelar y asimilar todos los datos del ciclo de vida del pozo para desarrollar un enfoque de análisis predictivo basado en la volatilidad y la tolerancia dinámica. Un operador de Oriente Medio está aplicando este enfoque predictivo en sus aproximadamente mil pozos, sin tener que invertir en nuevas licencias de modelado y análisis de ingeniería, y espera ahorrar millones de dólares en costos de tecnología y tiempo.
