Otimização da produção em sistema multipoço do tipo gas-lift

• Autor(a) principal: Scherer, João Pedro Gräbin
• Data de Publicação: 2016
• Tipo de documento: Trabalho de conclusão de curso
• Idioma: por
• Título da fonte: Repositório Institucional da UFRGS
• Texto Completo: http://hdl.handle.net/10183/143916
• topic: Engenharia química

Dentre os principais desafios enfrentados pela indústria petroleira, encontram-se os problemas de instabilidade no escoamento de elevação de misturas multifásicas provenientes dos poços de extração de petróleo. Ainda, efeitos de maturação em campos de extração criam a necessidade da implementação de técnicas para elevação artificial do óleo encontrado no solo marinho. Dentre as principais tecnologias usualmente utilizadas para auxílio da extração, destaca-se a elevação por gas-lift. Muitos são os estudos que propõem técnicas de controle ou de otimização da alocação de gás em campos de extração, visando a estabilização e consequente maximização da produção de petróleo pelo controle das pressões internas das tubulações, ou a simples maximização da produção pelo bom uso do gás disponível. Nenhuma delas, entretanto, mescla ambos os conceitos para encontrar os melhores pontos de operação para sistemas de elevação multipoços. Ao problema de maximização da produção de petróleo foram então aplicados dois algoritmos de otimização multivariável, aos quais foram cedidos como graus de liberdade as aberturas de válvula e as taxas de injeção de gas-lift em um sistema composto por dois poços de extração, seguidos por um único riser. Utilizou-se algoritmos de busca local e busca global com o intuito de avaliar o desempenho de ambas as categorias no problema proposto. Executou-se corridas de otimização em malha aberta, estipulando aos algoritmos restrições que dizem respeito à faixa de operação das válvulas de produção, às taxas máximas de gas-lift a serem divididas entre os poços e a amplitude máxima de oscilação do escoamento permissível. Provou-se que é possível aplicar ambos os tipos de algoritmo e encontrar pontos ótimos de operação para os poços descritos de acordo com as restrições de cada corrida de otimização. O algoritmo de busca global apresentou maior eficácia no encontro de pontos que maximizem a produção do sistema, apresentando ganhos médios de até 1,65% sobre a massa total produzida pelo algoritmo de busca local no tempo de integração proposto. Contudo, o algoritmo local apresentou, em média, menor custo computacional para a obtenção dos pontos de operação. Posteriormente, verificou-se que a implementação de controladores atuando sobre a válvula de produção e associados paralelamente à estratégia de otimização permite maximizar ainda mais os resultados obtidos pelos otimizadores em malha aberta. Para o caso do algoritmo de busca local em malha fechada, foram ganhos médios de 2,39% sobre a massa produzida em malha aberta, o que representa um acréscimo significativo, visto que as corridas totalizam produções na casa dos 105 kg dentro do período de simulação estipulado.