Es muy probable que los futuros campos de petróleo y gas en alta mar sean "desarrollos de satélites" que son menos costosos y emiten menos gases de efecto invernadero que otros campos porque no requieren nuevas plataformas de producción. Una innovadora herramienta computacional noruega llamada "Slug Capturing 2" ahora permite el diseño de tuberías más largas que permitirán desarrollar muchos más campos como satélites.

Fuera de la vista de la tierra y del aire, la plataforma noruega está cubierta por una telaraña de tuberías a través de las cuales fluyen los fluidos de producción desde los pozos que golpean los reservorios.

Este sistema que transporta aceite, el agua y el gas en la misma tubería se denomina transporte multifásico.

Los científicos de investigación en Noruega han desarrollado ahora un modelo de simulación diseñado para enfrentar uno de los mayores desafíos creados por esta forma de transporte por tuberías:la formación de babosas. Éstos limitan la distancia a la que se puede desarrollar un campo de satélite desde su instalación principal y requieren que se incorporen márgenes de seguridad importantes en el diseño de las instalaciones multifase.

Reducción de CO ₂ emisiones

La tecnología multifase surgió en SINTEF y en el Instituto Noruego de Investigación Energética (IFE) hace casi 40 años. Esta tecnología permite transportar petróleo y gas sin procesar directamente desde los pozos de producción de un campo a plataformas ubicadas en campos vecinos o directamente a tierra.

El transporte multifásico es el factor clave que ha permitido instalar en el fondo del mar unas instalaciones productivas totalmente integradas. Permite la recuperación de petróleo y gas en alta mar sin los altos niveles de consumo de energía y emisiones de gases de efecto invernadero que conlleva la construcción de nuevas plataformas de producción.

Por cada tonelada de acero que se ahorra en la construcción, CO ₂ las emisiones se reducen en poco menos de dos toneladas.

Tapones largos de líquido

Uno de los principales desafíos que enfrentaron los pioneros de la tecnología multifase en SINTEF e IFE fue abordar el problema del slugging:la formación de tapones largos de líquido, separados por grandes burbujas de gas en las tuberías.

El golpeteo causa fluctuaciones masivas en las tasas de flujo y da como resultado vibraciones a lo largo de las tuberías. Puede reducir la vida útil de la tubería y, si los tapones son lo suficientemente largos, pueden inundar los separadores en la instalación de recepción.

Las herramientas computacionales desarrolladas por los pioneros proporcionaron un control adecuado del fenómeno de slugging e hicieron posible el transporte multifásico para muchos campos marinos. Sin embargo, cuanto más larga sea la tubería, cuanto mayor es el problema del slugging.

Aumento de la distancia de transporte

Esta es una de las razones por las que una nueva herramienta de simulación desarrollada recientemente por SINTEF y la empresa noruega LedaFlow Technologies es una buena noticia.

Todo gracias a esta herramienta, probablemente pronto seremos capaces de aumentar la distancia máxima de transporte multifásico permitiendo más desarrollos de satélites.

Por tanto, la nueva herramienta permitirá reducir las emisiones de la producción de petróleo y gas y es de gran importancia en la transición hacia una sociedad neta de emisiones cero.

Campos de satélite "sin plataforma"

En términos del futuro de nuestra industria offshore, Rystad Energy predice que hasta el 75 por ciento del petróleo y el gas de los nuevos desarrollos de campos noruegos se recuperarán mediante los llamados "vínculos". Tiebacks permiten la producción desde campos de satélites "sin plataforma", desde donde se transporta la corriente del pozo a través de tuberías multifásicas hasta las instalaciones anfitrionas existentes con capacidad libre.

Los resultados del trabajo pionero realizado por SINTEF e IFE en la década de 1980 siguen siendo la base de los modelos computacionales que se utilizan para diseñar y operar instalaciones multifásicas en el fondo marino.

Ahora hemos logrado avanzar en un modelo que se usa mucho en todo el mundo; el simulador multifase llamado LedaFlow. El desarrollo de este simulador comenzó justo después del cambio de milenio como parte de un esfuerzo conjunto entre SINTEF y las compañías petroleras TOTAL y ConocoPhillips.

Kongsberg Digital es responsable de la industrialización de la tecnología en nombre de la empresa derivada LedaFlow Technologies.

Simulaciones precisas

La herramienta de simulación de slugging recientemente desarrollada predice tanto la frecuencia como la longitud de los tapones de líquido que se forman en las tuberías. La herramienta es tan precisa que debería ser posible aumentar las distancias de transporte de las tuberías multifásicas, tanto horizontalmente a lo largo del lecho marino como verticalmente hacia arriba desde el lecho marino hasta las cubiertas de las plataformas anfitrionas.

Los nuevos modelos computacionales de SINTEF y LedaFlow Technologies se crean como un módulo incorporado en el paquete LedaFlow.

El trabajo se ha llevado a cabo con financiación del Consejo de Investigación de Noruega y las dos empresas petroleras antes mencionadas como parte de un proyecto de innovación denominado "Exacto".

Producción de aguas profundas

La herramienta ha sido diseñada específicamente para ayudar a estimar las tensiones mecánicas que actúan sobre los elevadores que se extienden desde el fondo marino hasta las plataformas. También permitirá la optimización del diseño que puede garantizar la integridad de la tubería y evitar fugas sin un diseño excesivo costoso.

Esto es particularmente importante en el caso de la producción en aguas profundas, como en el Golfo de México, donde el transporte que utiliza tubos largos puede crear problemas importantes. Los elevadores de aguas profundas son particularmente vulnerables a fallas mecánicas causadas por la fatiga del material resultante del golpeteo. Por lo tanto, los diseñadores de tales sistemas necesitan herramientas confiables que les permitan predecir la vida útil de los componentes del elevador.

Dos importantes empresas petroleras ya han utilizado la versión de I + D más reciente del nuevo módulo simulador para diseñar tubos ascendentes en aguas profundas.

Diseño óptimo de instalaciones de recepción

El nuevo conocimiento obtenido sobre slugging también crea oportunidades para un diseño más óptimo de las instalaciones de recepción instaladas en las plataformas anfitrionas. Esto es importante porque el sobredimensionamiento requiere energía y, por lo tanto, es caro. Si una instalación es de tamaño insuficiente, es posible que el operador tenga que reducir la producción o recurrir a contramedidas que demanden energía.

"Slug Capturing 2" es el nombre que se le da al nuevo módulo computacional. Será relevante para el desarrollo de campos costa afuera tanto en Noruega como en otros países. Se lanzará al mercado comercial a principios de 2021.

La innovación se basa en experimentos de laboratorio avanzados llevados a cabo en SINTEF en el laboratorio multifase más grande del mundo, que se instala con equipo experimental que puede facilitar todo, desde pruebas de banco hasta pruebas a escala industrial.

El laboratorio representa una infraestructura de investigación que seguirá siendo de gran importancia en el trabajo de reducción de la huella de carbono de la producción de petróleo y gas en alta mar.