De acordo com pt.wedoany.com-A Chevron e a Halliburton validaram com sucesso uma solução de fraturamento hidráulico em malha fechada totalmente automatizada no Colorado, e estão integrando mais ferramentas de diagnóstico ao sistema.
O sistema em malha fechada é composto por uma camada de sensoriamento, uma camada de lógica de decisão e uma camada de execução, capaz de ajustar dinamicamente os parâmetros de completação com base em dados subterrâneos em tempo real. O consultor técnico da Halliburton, Awais Navaiz, ao apresentar o artigo (SPE 230613) durante a Conferência e Exposição de Tecnologia de Fraturamento Hidráulico da SPE em fevereiro, destacou que o sistema faz parte de um esforço contínuo de melhoria, não sendo um projeto de pesquisa independente.
O engenheiro de completação da Chevron para a região das Montanhas Rochosas, Jason Bell, relatou que o objetivo central desta implantação foi validar a viabilidade da tecnologia. Ele enfatizou: "A equipe tentou implantar e validar a tecnologia rapidamente, ao mesmo tempo que precisava trabalhar dentro de certos limites para convencer a empresa de que isso era útil e importante, sem atrapalhar o cronograma ou afetar os ativos." Os autores do artigo explicam ainda que a solução visa criar e implantar um sistema de fraturamento hidráulico em malha fechada totalmente autônomo e baseado em informações de sensores em ativos não convencionais. Na prática no Colorado, o sistema precisou demonstrar capacidade de execução autônoma contínua e confiável, coletar informações subterrâneas acionáveis por meio de diagnósticos não invasivos sem interferir nas operações, e demonstrar como um fluxo de trabalho automatizado converte o feedback subterrâneo em ajustes em tempo real no campo. Esse fluxo de trabalho reduz o tempo de decisão, que normalmente levaria minutos ou horas para um ser humano, para alguns segundos.
A implantação ocorreu em três fases: primeiro, diagnóstico para entender o desempenho atual do fraturamento; em seguida, otimização da eficiência e automação do processo de fraturamento; e, por fim, integração do feedback subterrâneo, permitindo que o sistema em malha fechada execute autonomamente os ajustes dos parâmetros de tratamento.
Navaiz revelou que a equipe obteve dados de diagnóstico por meio de fibra óptica descartável. Essa fibra é de baixo custo e não invasiva, utilizada para coletar dados a fim de monitorar o comportamento do sistema de fraturas e estabelecer indicadores-chave de desempenho de base. Ele destacou que a automação de superfície é uma base fundamental da solução, reduzindo as decisões manuais em campo em cerca de 90% e aumentando o volume de decisões computacionais em 14 vezes. "O computador pode executar milhares de estágios de fraturamento da mesma forma, dia após dia, desde que os limites operacionais sejam definidos. Já a operação humana sempre apresenta variabilidade." Ele explicou que o sistema define a operação em malha fechada completa como um processo autorregulável e autocontido, que controla seu próprio desempenho por meio de feedback. "Quando o feedback é continuamente integrado ao sistema sem qualquer intervenção humana, o processo é considerado em malha fechada completa." Nesta implantação, os dados subterrâneos foram inseridos continuamente no sistema, que tomava decisões com base em uma lógica predefinida e as enviava diretamente para as bombas de fraturamento para execução, sem qualquer intervenção humana.
O fluxo de trabalho de engenharia de energia foi o primeiro marco para alcançar a malha fechada. Esse fluxo de trabalho conecta o feedback do diagnóstico à automação de superfície, realocando dinamicamente a energia do reservatório com base no feedback da propagação das fraturas para promover uma propagação mais uniforme do sistema de fraturas. "Quando projetamos os estágios de fraturamento, assumimos que todos os clusters de perfuração estão igualmente espaçados, os comprimentos dos estágios são uniformes e os espaçamentos entre poços são iguais. Mas a realidade é completamente diferente", disse Navaiz. A abordagem tradicional é injetar fluido nos estágios que se propagam rapidamente, enquanto o fluxo de trabalho de engenharia de energia em malha fechada adota a estratégia oposta: restringir o volume de fluido até encontrar um estágio com melhor desempenho e, em seguida, redirecionar o volume 'armazenado' para esse estágio.
Bell afirmou que determinar quais estágios têm bom ou mau desempenho requer uma grande quantidade de dados, coletados por meio de fibra óptica descartável. A equipe coletou dados de mais de 1.500 estágios como dados de contexto para a execução de todo o plano de fraturamento. "Durante esse período, não alteramos nada no plano de fraturamento; o mesmo projeto de estágio, tudo permaneceu igual, apenas coletamos dados, enviamos para a nuvem, analisamos, catalogamos e caracterizamos." Por meio da caracterização dos dados, a equipe conseguiu distinguir sistemas de fraturas com características de propagação 'rápida' e 'lenta'. Quando o computador determinava que ocorria um fraturamento lento, ele extraía volume de fluido do tanque de armazenamento e o aplicava ao estágio de propagação lenta.
Navaiz acrescentou que o sistema é modular, e partes como observação, decisão ou execução podem ser substituídas conforme necessário. "Se quisermos substituir a fibra óptica do poço vizinho por outra ferramenta de diagnóstico, ou mudar a forma de ação, ajustar a lógica de decisão, tudo é possível." Bell enfatizou que o design modular confere ao sistema uma característica plug-and-play, permitindo que ele se adapte facilmente a diferentes cenários operacionais. "Talvez a fibra óptica não seja a única resposta, ou não haja poços DUC (poços perfurados mas não completados) vizinhos, mas o sistema pode aceitar outra ferramenta de diagnóstico, e essa é a vantagem do sistema." Ele revelou que outras ferramentas de sensoriamento podem ser utilizadas no futuro.
Na implantação no Colorado, a equipe primeiro operou em modo de malha aberta e depois alternou para o modo de malha fechada. Na primeira aplicação em malha fechada, mais de 90% dos estágios de fraturamento alcançaram automação completa de ponta a ponta. "A equipe concluiu e demonstrou uma aplicação de fraturamento com feedback em malha fechada totalmente autônoma, impulsionada por dados subterrâneos, sem qualquer intervenção humana", descreveu Bell. "O sistema coleta dados de sensores, processa na nuvem, toma decisões e envia instruções de alteração ou não para a frota de fraturamento, e os equipamentos executam as mudanças automaticamente, sem intervenção humana."
Os autores do artigo concluíram que operações inteligentes de fraturamento de superfície orientadas por medições de fundo de poço podem desencadear decisões dinâmicas de completação, otimizando assim o plano de completação. Trabalhos futuros podem envolver arquiteturas de lógica de decisão mais complexas, e a integração de mais ferramentas de diagnóstico ao fluxo de trabalho está sendo considerada. Navaiz afirmou que a agenda geral de pesquisa atual da equipe gira em torno da manutenção da eficiência operacional. "A limitação que estamos tentando resolver atualmente é tornar a operação tão multifuncional que seja possível fazer alterações em poços individuais durante o fraturamento simultâneo, seja em dois, três ou até quatro poços, sem afetar a operação de toda a planta de completação."
Informações do artigo relacionado: SPE 230613 "Transformando o Fraturamento Hidráulico: O Primeiro Programa de Completação em Malha Fechada" (Transforming Hydraulic Fracturing: The First-Ever Closed-Loop Completions Program), autores incluem A. Navaiz e P.F. Stark (Halliburton), M. Paradeis (anteriormente Chevron USA, atualmente Subterra Energy Consulting), J. Bell, D. Beasley, E. White e H. Lynch (Chevron), e F. Adil, J.B. Tran, C. Cox e J. Doucette (Halliburton).
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