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Tecnología

Memorias integradas

La Unicamp y Petrobras elaboran un software para controlar reservas de petróleo

Brasil produce en promedio 1,1 millones de barriles de petróleo diarios. Son toneladas y toneladas de crudo retiradas diariamente del subsuelo. Para ejecutar esta gigantesca operación, Petrobras necesita controlar y conocer los diversos factores que influyen en la producción de petróleo. La extracción es compleja, ya sea en tierra o en el fundo del mar, y está rodeada de incertidumbre, principalmente en la caracterización de los reservorios. Es necesario conocer las propiedades de las rocas y de los fluidos, que deben ser precisamente determinados para optimizar la producción. Son informaciones que incluyen, por ejemplo, el tamaño del pozo, la viscosidad del crudo y el tamaño del acuífero (el agua existente en un estrato inferior al del petróleo).

El volumen de información es enorme y acaba dejando a los sistemas pesados, y esto acarrea problemas en el procesamiento computacional, pues implica un número muy grande de cálculos. Con ello, las operaciones y las simulaciones para optimizar la producción de un campo de petróleo se tornan lentas. Para dinamizar y agilizar el procesamiento de informaciones en las operaciones de extracción, Petrobras le propuso un estudio conjunto a un grupo de investigadores de la Universidad Estadual de Campinas (Unicamp). Iniciado en mayo de 1996, el proyecto fue aprobado por la FAPESP para integrar el programa Asociación para la Innovación Tecnológica  (PITE). La coordinación del proyecto, denominado Paralelización de Ajuste del Historial de Producción en Red de las Estaciones Usando PVM (Parallel Virtual Machine o Máquina Paralela Virtual), quedó en manos del profesor Denis José Schiozer, también coordinador del Centro de Estudios de Petróleo (Cepetro) y profesor de la Facultad de Ingeniería Mecánica (FEM) de la Unicamp.

La solución hallada por el grupo fue el desarrollo de un software que distribuye las tareas computacionales pesadas para el procesamiento en una red de computadoras conectadas en paralelo. Esta solución, ya finalizada e incorporada por Petrobras, posibilitó una economía de hasta un 85% del tiempo estimado para la elaboración de las informaciones. La computación paralela, montada, por ejemplo, en una estación de trabajo con entre cinco y diez máquinas de Petrobras o de la Unicamp, ejecuta, en algunas horas, el procesamiento de informaciones que demoraría normalmente algunos días. Para lograr esa mayor eficiencia, cuenta con la adopción de procesos automáticos que permiten procesar información aún durante la noche y los fines de semana.

Producción confiable
La nueva herramienta permite integrar las memorias y los procesadores de varias computadoras para que funcionen de manera virtual. Se trata, según Schiozer, de una metodología de trabajo en la cual prevalece la automación de varias etapas de un proceso llamado “ajuste del historial”. El mismo es usado para caracterizar a los reservorios y obtener previsiones de producción confiables en el menor tiempo posible, utilizando técnicas de computación paralela y distribuida. La caracterización exige, en la práctica, muchas simulaciones hasta que el proceso de extracción esté definido. Además, la constante revisión del modelo geológico y la adquisición de mayores datos de producción hacen que el proceso sea continuo.

Los investigadores desarrollaron el nuevo software con base en el sistema PVM creado en el ORNL (Oak Ridge National Laboratory), de Tennessee, Estados Unidos. El PVM permite que una red heterogénea de computadoras funcione como una máquina única con procesadores y memorias distribuidos entre ellos.

Las mayores ventajas del PVM residen en el hecho de que éste es un sistema de dominio público, con gran aceptación y utilizado por un gran número de usuarios. “El mismo funciona como una red que puede incluir computadoras paralelas convencionales, estaciones de trabajo, microprocesadores y mainframes”, explica Schiozer.

Una mejor distribución
La utilización de máquinas con varios procesadores paralelos no es una novedad. La diferencia introducida por el equipo liderado por Schiozer consistió en distribuir, de manera eficiente, la pesada carga de informaciones. Otro factor importante es que el proceso permite un mejor uso de las computadoras disponibles, sin grandes inversiones. El nuevo software recibió el nombre de Módulo de Paralelización de Simuladores (MPS) y se convirtió en la parte central del programa UNIPAR (una aglutinación de las siglas iniciales de Unicamp y de la palabra paralelo), que es el paquete responsable por la automatización de varias etapas de extracción y de producción de petróleo.

La primera versión del software le fue entregada a Petrobras en 1997. Inicialmente, el mismo solamente testeaba el paralelismo. Después, el software fue siendo perfeccionado y, actualmente, incluye varios módulos con diferentes aplicativos tales como computación paralela, ajuste del historial, producción y gerenciamiento de campo del petróleo.

Varias etapas
Para Schiozer, la mayor dificultad técnica con la cual su equipo tuvo que vérselas (y sobrellevarla) consistió en integrar todo el proceso, desde la eficiente distribución de tareas en una red de computadoras hasta convencer a los ingenieros acerca de los beneficios de los nuevos procedimientos automáticos utilizados en la simulación de los reservorios de petróleo.

El proyecto ya ha sido finalizado en el ámbito de la FAPESP. El aporte financiero de la fundación fue de 1,3 mil reales y 160 mil dólares, y el de la empresa, de 261 mil reales. Más allá de la FEM y del Cepetro, el UNIPAR cuenta con los laboratorios de la Facultad de Ingeniería Eléctrica y del Instituto de Geociencias, además de la colaboración de los alumnos del posgrado en Ingeniería del Petróleo y de pasantes de la Facultad de Ingeniería de la Computación, todos de la Unicamp. Ahora, el proyecto se encuentra en una nueva fase, con financiamiento de Petrobras y de la Finep (Financiadora de Estudios y Proyectos), que, para este año, destinaron 30 mil y 70 mil reales, respectivamente.

Según Schiozer, el proyecto pasa por estudios de mantenimiento, perfeccionamiento y desarrollo de nuevas herramientas. Schiozer cree que, en el futuro, otras empresas y la Agencia Nacional de Petróleo (ANP) podrán beneficiarse con los resultados de este proyecto. En el área académica, el UNIPAR fue una oportunidad tanto para que los alumnos del posgrado tomasen conocimiento de ciertos problemas prácticos de ingeniería del petróleo, como así también en el caso de los alumnos de grado del área de ciencias de la computación. Además, la parte relativa a la computación paralela no se restringe a los problemas de la extracción de petróleo, sino que vale también para otras áreas, que utilizan procesos computacionales pesados y no tienen recursos para inversiones, igualmente pesadas, en máquinas de gran porte.

Proyecto: Paralelización de Ajuste del Historial de Producción en Red de Estaciones Usando PVM (Parallel Virtual Machine o Máquina Paralela Virtual).
Inversión: El aporte financiero de la fundación fue de 1,3 mil reales y 160 mil dólares, y el de la empresa, de 261 mil reales.

Denis José Schiozer, 36 años, graduado en ingeniería aeronáutica en el Instituto Tecnológico de Aeronáutica (ITA). Realizó su maestría en la Unicamp y su doctorado en la Universidad de Stanford, Estados Unidos. Actualmente, es profesor de la Facultad de Ingeniería Mecánica y coordinador del Centro de Estudios de Petróleo (Ceperto) de la Unicamp.

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